致密气井连续管完井一体化技术

长庆油田致密气为低渗高含水气藏，此前采用Φ60.3 mm常规油管接单根带压完井，施工复杂、效率低，加之油管管径较大，携液能力有限，只能满足投产初期生产的需求，在中后期生产时，当井内气体速度低于油管临界携液流速时井底开始积液，虽然可以采用较为成熟的泡沫排水、速度管柱、柱塞气举等排水采气工艺，但存在作用时间有限、需要分段实施等问题，效果差、成本高。选用Φ50.8 mm连续管作为致密气井生产管柱，创新研发了一体化节流堵塞器，具有封堵、节流、承接柱塞等多种功能，同时，设计了井口直座式悬挂器和双卡瓦重载连接器、转换接头，实现了Φ50.8 mm连续管直接连接和悬挂密封，在国内率先形成Φ50.8 mm连续管完井一体化技术，实现了气井高压期节流降压、低压期连续排液生产和间歇期柱塞气举的全生命周期生产。大量气井应用表明，与Φ60.3 mm油管带压完井作业相比较，Φ50.8 mm连续管完井一体化作业周期缩短50%以上，气井自然连续生产期延长1.5年。     

连续油管排水采气技术及其在广安002-H1-2井的应用

通过概述连续油管发展现状及其应用情况,提出在有水气藏开采中后期,使用合理管径的连续油管作为生产管柱进行排水采气,具有施工难度小、作业成本低、不伤害储层的优点,详述了连续油管排水采气技术在广安002-H1-2井的应用情况和取得的效果,为广安气田提供了一种新的可适用的排水采气工艺选择。     

撬装压缩机气举辅助泡排工艺试验与效果评价

靖边气田气井普遍表现为低渗、低压、低产的"三低"特点,气井生产到一定程度后不同程度地产出地层水,随着气井的压力和产气量逐渐降低,导致气井携液能力下降,无法实现自喷带液生产,气井生产后期泡沫排水采气效果逐渐变差。靖边气田气井普遍含有H2S、CO2等腐蚀性气体,机械气举排水采气工艺无法长期有效实施。为此根据靖边气田泡沫排水采气工艺应用和气井生产实际,在靖边气田开展了撬装压缩机气举辅助泡沫排水采气工艺试验。试验结果表明,该项排水采气工艺对于水淹气井复产和产水气井连续助排效果明显,为低压、低产的水淹井、弱喷产水气井排水采气探索出了新的排水采气工艺措施。     

连续油管速度管柱带压起管及管材重复利用

速度管柱排水采气技术已成为苏里格气田排水采气的重要手段,解决了积液气井排水采气的问题。针对气田开发过程中气井能量逐渐衰减、部分产气量较小的气井携液效果变差的情况,开展了连续油管速度管柱带压起管技术的研究,设计了速度管柱带压起管技术方案,研制了管内堵塞器、外卡瓦拉拔器等关键工具,解决了速度管柱管内封堵和上提解卡的核心问题。在苏里格气田成功实施了速度管柱带压起管试验,起出的管柱经性能评价满足气井排水采气的要求,可以作为生产管柱再次下入井内开展施工作业。     

英买气田小直径油管排水采气技术

针对边底水气藏生产过程中井筒积液问题,为实现不动原井生产管柱直接排水采气,进行了小油管正循环注气排水采气新技术研究。采用在原井管柱中直接下入带正循环气举阀的小直径油管方法,实现不动原井管柱直接进行排水采气。对整体工艺技术实施方法进行设计优化,同时研制了新型排水采气工艺管柱及井口悬挂装置,研发了新型正循环小直径注气阀总成。地面注气排出井筒积液,实现气带水生产。塔里木油田英买X井实施排水采气技术后,日排水最高达120 m~3,平均日产油8.2 m~3、日产气5.3×10~4 m~3,连续带水生产400 d。该工艺排液量大、排液效率高,经济效益良好,具有广阔的应用前景。     

靖边气田同站高压井气举排水采气工艺流程改造效果分析

随着鄂尔多斯盆地靖边气田的不断开发,低压弱喷产水气井逐渐增多,部分产水气井需要采取助排措施。针对气田产水现状及其站场多井高压集气、多井集中注醇的工艺特点,借鉴天然气连续循环气举技术成功应用的经验,开展了同站高压井气举排水采气工艺技术试验：从同一集气站高低压气井并存、高低压井井口相距较远的现状出发,对站内流程进行改造,并加设一段高压管线,将高压井的高压气引入低压弱喷产水气井的油套环空,且连续注入,实现连续气举排水采气。多口气井的现场试验表明：工艺流程改造简单、现场实际操作应用方便,相比井口压缩机气举更加经济,当气举气量大于0.5×10⁴ m³/d时,就能够基本满足同站高压井气举排水采气工艺要求,气举气量大于1×10⁴ m³/d时,气举效果良好,有效地提高了低压弱喷气井的利用率和开井时率,维持了弱喷气井的平稳生产。     

连续油管速度管柱排水采气技术研究及应用

针对苏里格气田低压水平气井携液能力差,井筒出现积液,原有生产管柱不能满足生产需求等问题,研究了水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案。首先分析了水平井临界携液流速理论模型,利用该模型优选出Φ38.1 mm的连续油管作为速度管柱。然后详述了连续油管速度管柱排水采气技术方案,最后在苏76-2-20H井进行现场应用,应用结果表明,水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案降低了气井的临界携液流速,提高了气井的携液能力,气井油套平均压差减小1.82 MPa,可有效地排出井筒积液,实现了低压水平气井的连续携液增产稳产,起到了较好的应用效果。     

悬挂式速度尾管在榆林气田南区的应用

在气田开发过程中,气井普遍产水,不同程度地影响了气井的正常生产。近几年来,榆林气田南区开展了以泡沫排水、井下节流助排、间歇提产带液等为主的排水采气工艺技术研究与应用。与其它工艺技术相比,悬挂式速度尾管具有一次性投入,操作简单,连续稳定,有效期长,排水采气和水合物防治双重作用等优点。通过应用悬挂式速度尾管技术,可以有效提高气井携液能力,防止气井积液、保证气井正常生产。     

下倾型页岩气水平井连续油管排水采气工艺

页岩气井水平段采用?139.7 mm套管完井,受地层构造影响,部分气井B、A靶点垂深差大,呈现下倾型特征,水平段携液能力差,随地层能量衰竭,积液易堆积在油管鞋以下水平段,造成气井水淹,采用气举、柱塞、泡排等工艺难以复产。在原有生产管柱内,优选更小尺寸的连续油管下至水平段,增大气体流速,提高气井携液能力,同时可实现小直径管+气举+泡排复合排水采气,排出水平段积液。研究表明,?50.8 mm连续油管适用于水气比小于 1.5 m3/104 m3气井,?38.1 mm连续油管适用于水气比小于1 m3/104 m3的气井。现场应用表明,下倾型水平段积液气井下入连续油管至水平段中部后,油套压变化稳定,气井连续携液气量降低,井筒内气液分布均匀,滑脱损失降低。连续油管排水采气工艺能够有效解决下倾型页岩气水平段积液问题,实现页岩气井低产阶段连续稳定生产。     

大牛地水平井速度管排液工艺研究与应用

受井身结构影响,大牛地气田水平井泡排成功率低,排液难度大,而更换小油管需压井作业,返排周期长且漏失量大,严重限制了气井产能。针对大牛地气田水平井特点和排水采气难点,研制了速度管柱作业悬挂密封装置,实现了预先放置卡瓦,减少了操作流程,解决了带压情况下速度管的悬挂、密封和剪断问题。同时确定了悬挂密封装置主要技术参数,并优选出CT70型38.1 mm速度管作为生产管柱。现场应用结果表明,速度管无需压井,施工周期短,施工成功率高,排水采气效果明显,为大牛地气田水平井排水采气工艺提供了一种新技术。     

克拉2气田排水采气工艺优选及效果分析

克拉2气田作为西气东输的主力气田,因地质原因部分气井已经出水,严重影响气井产能和最终采收率,亟需采取排水采气工艺措施以维持气井稳定生产和边底水均匀推进。对常用排水采气工艺适应性进行了对比,指出克拉2气田目前最合适的排水采气工艺为井口增压和优选管柱,并对其开展了应用效果评价。结果表明:优选管柱和井口增压两种工艺可作为克拉2气田的排水采气工艺;对于出水气井而言,下入油管最优尺寸为62 mm,可有效携液生产并延长自喷生产时间;井口增压工艺可有效降低井口压力,释放地层能量,在井口压力降低6 MPa的情况下,自喷结束对应地层压力降低幅度可达10 MPa左右,大幅度延长了气井自喷周期。研究结果表明,井口增压可作为克拉2气田首选排水采气工艺,优选管柱可作为备选工艺。     

速度管柱在长北山2气田的应用及效果分析

长北气田山2气藏属于弹性驱动的岩性气藏,地层含水,无外来能量补给,随着开采时间的延长,地层压力和产量逐渐下降,部分井出现积液,需要提前采取方法排液,避免气井水淹。因研究区结垢、腐蚀和偏磨较轻,选择了安装速度管柱进行排水实验。本文运用了气体携液临界流速结合产量和压力曲线判断气井是否积液和评价速度管柱排液采气措施的效果．利用不同油管尺寸下的产量与井口压力关系模拟曲线、模拟采收率数据结合井身结构和油管串结构优选出了合理尺寸的速度管柱,用速度管柱重力悬空时最大载荷80％的安全系数来设计其下入极限深度,用一体式封隔悬挂器把速度管柱悬挂在油管内壁。由于速度管柱尺寸、下入深度和悬挂位置及悬挂器选择合理,排水效果明显,证明速度管柱是长北气田山2气藏排水的理想工艺之一。     

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针对长庆气田产水状况，文章总结了近几年来长庆气田排水采气工艺技术研究所所取得的成果，介绍了优选管柱排水采气、泡沫排水采气、柱塞气举排水采气等三种技术的工艺原理、工艺要求及各项工艺在长庆气田的试验效果，归纳了目前长庆气田采用的三种行之有效的复产工艺措施，形成了长庆气田低压低产气井排水采气工艺技术体系，这对提高低压低产气井的采收率及高效开发具有指导意义。     

油管穿孔气举排水采气技术

龙岗礁滩气藏为高温、超深、中高含硫气藏,试采期间气井普遍产水,受水侵影响气井产量降低,井筒携液能力变差,甚至因积液严重而关井,影响气井正常生产,现有排水采气工艺难以满足实际生产需要。根据气藏气井超深、中高含硫、产液量大、管柱有封隔器以及消泡难等特点,提出采用油管穿孔配合压缩机气举排水采气工艺,并制定了工艺施工步骤。该工艺不需要改动生产管柱,无需井下气举工具,有效地解决了设备抗硫、耐高温等问题,为气藏排水采气的优先选择工艺。在龙岗001-18井进行了首次试验,通过优化注气压力、生产制度等工艺参数,实现了超深、高温、中高含硫气井排水采气,气井成功复产,降低了系统内其他生产井的水侵风险,可为同类气藏超深气井排水采气工艺提供借鉴。     

速度管柱排水采气效果评价及应用新领域

在综合苏里格气田所有已开展速度管柱排水采气试验井的基础上,根据试验前气井产量对试验井进行了分类评价,得出了速度管柱排水采气技术的适用条件,并分析了该技术新的应用领域。分析了速度管柱排水采气工艺的原理,推导了适合苏里格气田气井的临界携液模型,依据模型优选出38.1 mm的连续管作为速度管柱。现场试验结果表明,速度管柱排水采气技术能够解决苏里格气田产气量大于0.3万m3/d气井的积液排水采气问题;该技术可以应用于起油管气井、小井眼生产井、连续管压裂井等的生产,前景广阔。     

页岩气井同心双管排采新工艺研究

为了克服单一排采举升工艺的不足,实现页岩气井在高液量和低液量时期均能连续排采,研究应用了同心双管组合排采工艺。基于速度管柱排水采气可以降低页岩气井临界携液流量、增大井筒中气体流速、提高气井携液能力的思路,优化了页岩气井速度管柱,速度管柱直径优化为φ48.3 mm;实现了排采前期液量充足时采用高排量电潜泵排液,液量较低时采用气举诱喷。该技术在彭页 HF-1 井开展了现场试验,措施后排采井日产液37 m3,日产气量20 250.65 m3,累计产气量151.32×104 m3。试验结果表明, 页岩气同心双管排采工艺技术可以降低页岩气井临界携液流速,为页岩气井的连续排采提供了新的技术支持。      

致密气藏排水采气实践及思考

苏里格致密气藏气水关系复杂,地层水分布范围广,气井普遍产水。此类气藏特有的低渗透、低压、低丰度,导致供气能力不足,气井产气量较低且递减过快,在全生命周期内均存在严重的积液现象。为了实现致密气田持续稳产、降本增效,研发了以泡沫排水、速度管柱和柱塞气举三大主体技术为主的排水采气技术系列及关键配套工具,形成了气井全生命周期排水采气技术政策,满足气田差异化应用需求。针对特殊井况,研发水平井柱塞排水采气技术和套管柱塞排水采气技术,有效解决复杂井筒排水采气技术的应用瓶颈。形成φ50.8mm连续油管完井生产一体化技术,满足气井高效排液需求,节省生产成本。构建的智能气井管控平台,有效解放现场管理人力,实现气井智能化管理。针对现有排水采气技术难题,提出了排水采气技术攻关方向,需持续探索具有致密气特色的排水采气系列技术,不断突破致密气可采气量下限,进一步支撑气田高质量发展。     

连续管尺寸及作业深度对速度管柱的影响研究

针对连续管速度管柱作业减少气井生产中的井底积液及提升产量的问题,通过开展连续管尺寸及其作业深度对速度管柱的影响研究,优选出合理的连续管管径、壁厚及其作业深度,通过分析油藏流入动态曲线(IPR曲线)与油管流出动态曲线(J曲线)之间的关系,确定了不同速度管柱设计能否使已停产的气井恢复生产或持续生产。研究结果表明:气井产生积液时,采用小管径的连续管速度管柱作业能提高气体携液能力,但管径不应过小,过小会降低携液能力;根据储层位置及实际工况,可确定速度管柱最优作业深度,以确保气井长期高效生产;优选的速度管柱作业用连续管及作业深度,能明显提高气井日产气量。研究结果可为含水气藏的开发提供技术支撑。