海上边际气田水下井口排水采气工艺技术

为了降低海上边际气田水下井口排水采气成本,提高边际气田开发的经济效益,通过借鉴国内外排水采气的先进经验, 利用水下井口的脐带缆系统、化学药剂注入系统等配套设施,将泡沫排水采气、高压气源气举排水采气、高压邻井气举排水采气和 气举辅助泡沫排水采气等4 种工艺应用于水下井口,总结并设计出相应的工艺流程。应用结果表明：水下气井采用上述4 种工艺技术, 具有经济、可靠、高效的优点,在气井转入排水采气生产阶段时不需要进行修井作业,可降低排水采气成本,提高海上边际气田采收率, 可作为开发边际气田水下产水气井的技术手段。结论认为,在海上边际气田开发工程的设计及建造阶段,要对气田的全生命周期开 发形势做出充分地预测及评估,并确定合适的人工举升方式,设计与安装的脐带缆管线、水下井口阀门、生产管柱及气举阀要满足 气田中后期开发的排水采气工艺要求。该配套工艺技术为南海深水油气开发提供了技术储备。     

浅析低压低产气井排水采气技术

天然气开发过程中,随着气井压力递减,地层出水等因素的影响,使得气井逐步进入低压低产阶段。根据长庆油田苏里格气田开发模式,对低压低产气井的采气工艺研究应用主要以优选管柱排水采气、泡沫排水采气、柱塞气举排水采气等三种技术。利用这些技术形成长庆油田苏里格气田低压地产气井排水采气工艺技术体系,从而进一步对低压地产井进行高效开发,延长气井高产时效。本文主要针对低压低产积水的气井进行排水采气工艺技术的探讨。     

苏里格气田排水采气技术进展及对策

苏里格气田属于典型的"三低"气田,气井投产后产气量、压力下降快,气井携液能力不足,随着生产时间的延长,气田积液气井逐年增多且达到了区块总井数的60%,井底积液也愈发严重,确保气井产能发挥与解决井筒积液问题之间的矛盾日益突出。以苏里格气田中部苏6、苏36-11等6个区块排水采气工艺技术推广试验应用为例,针对泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、气举复产等排水采气工艺技术,从技术进展、适用性分析、实施效果、工艺评价等方面进行总结分析,明确了气井不同生产阶段排水采气工艺措施,建立了排水采气工作流程,历年累计增产气量突破7×108 m3。通过技术应用评价探索出低压低产气井排水采气工艺方法,形成了苏里格气田排水采气工艺技术系列,对气田产水气井的开发管理提供指导。     

井下涡流排水采气技术在涩北气田的应用

气田持续开发中,随着地层压力的不断下降,气井携液能力逐渐降低,气井开始积液,影响正常生产。通过实施涡流排水采气工艺措施,降低或清除井底积液,恢复气井正常生产,对气井生产至关重要。涩北气田于2011年采用井下涡流排水采气工艺技术,通过现场应用,取得了较好的排水采气试验效果,有利于涡流排水采气工艺技术的后期推广。     

苏东气田排水采气技术研究

苏东气田气井生产过程中会带出成藏时期形成的滞留水和凝析水,随着生产时间延续,气井产量降低携液能力不足而形成井筒积液,当积液量逐渐增大时,致使气井水淹而无法产气,目前苏东气田有产水气井270口,占投产气井的33.2%,产水井产能不能够有效发挥成为制约气田稳产、上产的主要因素因此苏东气田把排水采气工艺列为气田开发重点工作并将持续开展下去。本文简述了苏东气田采用的泡沫排水采气、连续油管排水采气、井间互联气举排水采气工艺技术原理并对其适应性进行分析评价,建立了排水采气技术路线,为排水采气工艺技术的推广应用提供了依据。     

泡沫排水采气工艺在大牛地气田的试验效果分析

在大牛地气田开发初期，部分气井产水，严重影响了气井的正常生产。为了加快气田开发进程，完善采气工艺技术，进行了泡沫排水采气工艺试验。从泡沫剂的选择、井筒积液的判断及加注工艺等方面进行了充分的试验研究，结果表明泡沫排水采气工艺在大牛地气田是适用的，可推广应用。     

螺杆泵排水采气技术在川渝某气田的应用

某气田开发已进入开发晚期,绝大部分气井进入了排水采气阶段。针对不同类型的气井,某气田采用了化排、气举、电潜泵、系统增压等工艺措施。由于气井地层能量的进一步减弱,现有的排水采气工艺措施有效率大大降低,有些工艺措施已不能继续使气井维持正常生产。仅依靠引进成熟的工艺技术已不能满足气田老区的进一步开发,必须开展排水采气新工艺技术攻关,确保气田的稳产、增产。开展螺杆泵排水采气和技术攻关,有望在短期内获得突破,并能尽快应用于生产。通过两口井的试验,不断改进和完善螺杆泵系统,检泵周期已经达到了4个月,是气田机抽排水采气的平均检泵周期的2倍。试验证明螺杆泵通过改进也可以应用于气井排水采气     

涡流排水采气技术在海上气田的应用

D-T气田一期项目开发地层组段的气藏主要为弱边水和受断层控制的层状凝析气藏,属于中低渗透率储层。气井开采中后期普遍开始出水,井底压力降低,井筒积液导致气井产量大幅下降甚至水淹停喷。2016年,公司首次将井下涡轮排水工艺技术引入海上气田,对T-A2井实施了涡流排水工艺改造。阐述了最新的井下涡流排水采气工艺原理,装备,施工设计,验证了该工艺技术对稳定产量,提高气体携液能力具有积极作用。     

苏里格气田排水采气工艺技术研究与应用

苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点。近年来,在前期大量研究及试验的基础上,初步形成适合苏里格气田地质及工艺特点的气井排水采气技术系列。在产水气井助排方面形成了以泡沫排水为主,速度管柱排水、柱塞气举为辅的排水采气工艺措施;在积液停产气井复产方面形成了压缩机气举、高压氮气气举排水采气复产工艺。各项排水采气工艺措施的实施,有效确保了产水气井的连续稳定生产。文章对各项排水采气工艺措施在苏里格气田的适用条件、应用现状等进行了介绍,并结合苏里格气田气井产量低、数量多的实际,指出了排水采气工艺技术的技术发展方向,这对深化苏里格气田排水采气工艺技术的应用具有一定指导意义。     

低产低效井排水采气工艺技术研究

苏里格气田西部区域含水气井增多,产水量不断增大,排水采气难度不断增大,急需对这些低产低效井进行有效开发,以期提高气井的利用率和采气量。通过模糊数学法对低产低效井进行了判别,研究了其物性特征,总结了苏西地区低产低效井的分布规律。根据苏里格气田西区的生产实际,对泡沫排水采气和速度管柱排水采气的工艺适用条件、应用现状等进行了评价。这对深化苏里格气田排水采气工艺技术的应用具有一定指导意义。     

苏里格气田排水采气试验效果分析

地层出水及各类井下作业均有可能造成气井井筒积液,对气层产生了严重的污染和伤害。导致部分气井间歇生产,严重制约了气井的产能发挥。因此,快速有效地排液生产就成为了保障这部分气井持续、高效生产的关键。通过对目前苏里格气田积液井现状进行分析总结,归纳对比了目前试验的各种积液井排水采气工艺效果。     

基于页岩现场含气量测试结果预测产能的方法

国内外还没有较好的提前预测页岩气井产能的方法,且由于含气量测试结果与后期产量差异较大,导致页岩气含气量测试在业内争议较多。通过对解吸过程剖析,初步解答了很多含气量相当的井产量差异较大的这个业内难题,认为单一含气量数据不足以表征含气性,还应该考虑其解吸过程,如解吸速率、游离气占比等因素,将解吸过程结合起来,由此定义了一个新的指数,即含气性指数,对其计算方法进行定义：含气性指数=解吸速率×游离气占比×总气量,并对其内在含义进行了分析。通过现场含气量测试数据,对产量具有相关性的因素进行筛选,挑选出含气性指数和压力系数对日产量具有明显相关性的因素,并通过含气性指数和压力系数2个因素,建立多元回归模型,得到日产量预测公式,并对模型的可靠性进行现场验证,发现此公式预测出产能与后期实际日产量高度吻合,使得今后现场含气量测试结束后,即可对其产能进行初步预测。     

降压开采海域天然气水合物电潜泵排采生产优化

天然气水合物试采实践表明,电潜泵是降压开采天然气水合物最适宜的人工举升工艺。综合考虑复杂的分采管柱、周围海水环境的温度场、电潜泵和气液分离器等多种因素的影响,建立了降压开采海域天然气水合物电潜泵排采的井筒气液两相流模型,分析了不同管线的传热过程,预测不同管线的流型分布、温度和压力剖面等,并利用该模型进行生产优化。研究结果表明,在天然气水合物降压开采过程中,通过增加井口回压或电潜泵频率能够降低采气管线中的动液面高度,从而降低采气管线连续出水的风险。该研究为降压开采海域天然气水合物电潜泵排水采气的生产优化提供参考依据。     

锦州20 2凝析气田海底管道投产工艺

锦州港是我国北部沿海的重要商港,其航道穿越锦州20-2凝析气田登陆管线,为满足锦州港扩建工程,对锦州20-2凝析气田登陆管线进行了改造。根据锦州20-2凝析气田海底管道改造工艺,完成了海底管道清管器的设计选型,设计并实现了锦州20-2海底管道的排水、惰化、干燥等投产工艺。锦州20-2海底管道排水工艺通过组合清管列车实现,脱盐除水和扫水合并进行,达到了较好的排水效果;干燥投产工艺采用乙二醇干燥技术,实现了锦州20-2凝析气田快速安全复产。     

大型海上油气田生产泄放系统初步研究

通过对国内外大型油气田生产泄放系统的初步研究,汇总国内外设计的经验,对国内外大型气田生产泄放系统的研究有一定的了解,将设计经验应用于我国大型海上气田荔湾3—1项目,掌握并创新大型深水油气田气体泄放工程技术。     

气藏水平井边水突破时间预测

近年来气藏水平井开发技术越来越成熟,然而出水是影响气藏开发的重要问题.出水分为边水和底水,国内外对底水锥进进行了大量研究,而对边水气藏水平井见水时间预测的研究相对较少.文中对边水气藏水平井边水突破时间的预测方法进行了研究,通过数学推导,得到了边水气藏水平井边水突破时间的计算公式.该公式考虑了水平井水平段长度、含水饱和度、水相黏度、气相黏度等影响因素,并进行了实例分析.结果表明,利用该公式进行边水气藏水平井边水突破时间预测是可行的,具有一定的指导意义.     

中原油田气井堵水工艺技术探讨

针对中原油田气田的开发现状,为寻求更加经济、有效的治水措施,通过对国内外气田开发状况的调研,对找水技术和堵水技术进行了归纳,在此基础上研究出适合于中原油田气井堵水的GWPA堵剂系列,现场应用效果较好。     

开展地质研究推广开发新技术改造马井气田

马井气田是于1997年底发现的新气田,至今已完钻15口井,12口井获工业气流,该气田试采过程中马蓬3井,马蓬7井产水,川马601井,马蓬2井产少量凝析油,川马602井产少量水及凝析油。根据该气田一年来的试采特征及该地区储层低孔,低渗透及地层水区域分布的特点,提出了该气田勘探过程中的布井井位及钻井过程中的储层保护技术,气层改造加砂压裂技术以及开发过程中的防砂堵砂技术,泡沫排水技术。这些开发技术的实施,在一定程度上提高了气井的生产能力,增大了气田的产量。     

气井涡流排水采气新技术及其应用

涡流排水采气技术是一项由中国石油天然气集团公司于2011年率先引进的排水采气新技术，既可应用于气井井下，也可应用于地面集输系统。为此，在论述了气井井下涡流排水采气的工艺原理、技术优点，工具组成、下入操作程序的基础上，总结了该技术在松辽盆地、鄂尔多斯盆地所取得的主要成果、经验与认识，并进一步提出了深入进行科研、试验与攻关的可行性建议。结论认为：应在总结升1-1、苏36-4-3等井试验经验的基础上，针对我国有水气田开发的实际情况，加强涡流排水采气工艺的适应性、影响因素及关键技术的研究，並从选井原则的合理确定、优化设计与座封方式、优化组合等方面入手，学习国外成功经验，进一步加快该项工艺技术在我国的推广应用步伐。     

国外排水采气工艺技术现状及发展趋势

随着世界各国对能源的进一步需求和对环境问题的日益关注，天然气受到了普遍重视，发展天然气工艺已成为当代世界潮流。90年代以来国外的天然气开采工艺技术已有很大进步，在排水采气方面也取得了较大的新发展。从单井排水采气工艺技术发展到单井排水与气藏工程相结合的多学科气藏整体治水技术，同时进行了排水采气工艺技术与装备、修井技术的系列配套研究。文中介绍了国外排水采气工艺技术的发展现状、发展重点及趋势，并根据国内技术发展情况提出建议。