导流槽密封涡流排水工艺在大牛地气田应用探索

随着大牛地气田的不断开发,低压低产井比例逐年增多,气井排液难度越来越大,亟需引进排液新工
艺。涡流排水工艺通过改变气液两相流态,可以降低气井的临界流速与井筒压降,是一种高效、低成本有效解决低
压低产井排液问题的方法。现场试验发现,普通涡流工艺气液分离率低,排液效果较差,无法满足矿场应用要求。
因此,在分析原有涡流工具存在问题的基础上,从导流槽密封性和螺旋角度优化两方面着手,设计导流槽密封涡流
新工具,试验气井日增产气１０００ｍ^３,生产时率增加２．６３％,放空频次明显降低,有效改善了气井的排液效果。     

气井涡流工具排液效果及结构参数优化实验

针对目前涡流工具排水采气工艺设计理论缺乏,现场应用与分析主要依据经验而影响应用效果等问题,基于相似理论建立了气井生产模拟实验装置,实验研究了涡流工具的排液效果,分析了不同结构参数对排液效果的影响。结果表明,气井井筒加装涡流工具后能够有效提高气井的排液能力,相同气量下平均提高携液量26.7%,降低临界携液流速19.8%;槽深越小,排液效果越好;减小螺旋角会减弱排液效果,最好选取60°螺旋角;槽宽为48 mm时,携液量较高,临界携液流速较低,排液效果较好。     

天然气井应用涡流工具排水采气的流场分析

涡流排水采气技术施工方便、环保高效,在解决气井积液问题方面前景广阔。为进一步了解井下流场情况、分析气井生产参数对气井排液效果的影响,基于计算流体动力学方法,通过Fluent多相流模型对气井内流动进行仿真模拟计算。通过观察气液流动状态及速度矢量的变化以及监测井口气相含量及其径向分布,研究分析了涡流工具对气井流场的影响规律,为生产工况的优选及涡流工具结构的优化提供依据。     

新疆油田气井排液采气工艺优选方法

随着新疆油田气藏进入开发中后期,相当数量的气井已经出现井筒积液,严重影响了气井的正常生产。为使气井稳产,达到提高采收率的目的,研制了排液采气工艺技术优选图版。在新疆油田排液采气工艺初选的基础上,结合积液诊断精度较高的Ｃｏｌｅｍａｎ 模型,以生产液气比和日产气量为横、纵坐标,绘制了新疆油田排液采气工艺优选宏观控制图。应用该图版对新疆油田积液气井的排液采气工艺进行优选,现场实施效果表明,该方法选择的工艺技术达到了使气井稳产,甚至增产的目的。     

户部寨气田涡流排水采气技术先导试验

户部寨气田目前已处于开发后期阶段,多数气井的压力及产量难以满足临界携液要求,井筒积液较为普遍,制约了气井产能的发挥。针对增压气举、优选管柱等常规排水采气工艺存在的技术局限,综合考虑涡流工具适用条件及气田开发实际,优选部1-9井开展了涡流排水采气先导试验,现场试验结果表明:该井加装涡流工具后携液能力较先前明显提升,相同注气条件下日产液量提高91%,同时增大生产压差约1 MPa,取得了较好的试验效果,可为同类气井排液对策制订提供相应技术借鉴。     

气井涡流工具作用效果分析与临界携液流量实验研究

针对目前涡流工具排水采气工艺设计理论缺乏、现场应用主要凭经验等问题,基于相似理论,建立了气井生产模拟实验装置,实验研究了涡流工具的作用机理,评价了其应用效果,分析了气井井筒中加装涡流工具后对井筒内流体的流型、气体携液量、井筒内压降以及临界携液流量的影响。实验表明,气井井筒加装涡流工具后能够有效提高气井的携液能力,相同气量下平均提高携液量23%,平均降低井筒内流体压降18%,降低临界携液流量20%;通过涡流工具携液机理分析,并与实验结果进行对比验证,提出能够有效应用于涡流工具生产过程的临界携液流量计算公式,为涡流工具有效解决气井积液提供技术支持。     

涡流排水采气工艺在川东地区老气田的应用

气田开发进入中后期,随着产水的逐步增多,井筒积液成为制约气井生产的一大问题。当地层能量衰退,井液举升阻力加大时,气井产量逐步开始下降,最终导致气井停产。如何将井内积液带出,恢复甚至提高气井产量,一直以来都是困扰老气田生产的一大难题。针对川东地区老气田气井进入生产中后期,多数单井生产带液出现问题,井筒积液严重,影响正常生产的情况,开展新的井下涡流排水采气。通过分析井下涡流工具的技术特点、相关参数,技术优势、主要用途、工艺适用性,以及该工艺目前在现场的运用情况和该工艺在川东地区老气田的运用前景,结论认为,井下涡流排水采气工艺有效地改善了气井生产状况,提高气井排水能力,稳定了老气井的生产能力应用前景较好,可推广运用。     

井下涡流工具排水采气机理研究

涡流工具排液是一种新型气井排水采气工艺。目前国内外针对井下涡流工具的室内及现场试验,仅获得部分宏观工作特性,缺乏深入的理论研究,具体排液机理不够清晰,限制了该工艺的推广应用。鉴于此,采用有限元分析方法建立涡流工具气液两相螺旋流动的数值模型,并借助CFD软件对其流动过程进行仿真。通过流动规律的预测及分析,确定出井下涡流工具排水采气机理。研究结果表明,涡流工具可形成螺旋上升的管壁液膜流和快速上升的中心气核流动;引发的高速螺旋涡流,有效降低了气液流动阻力,提升了采气速度,同时增强了气流的携液能力,收到排水采气效果。研究结果可为工具的现场应用及改进提供指导。     

深层气井压后低气液比排液试气方法研究

针对大庆探区深层气井多为低气液比的特点,本文以低气液比携液临界流量与实际产量相比较,判断井筒是否积液。当井筒积液时,采用气举工艺排液,降低井底流压,提高返排效率。此外,也可以通过关放激励解出储层污染,提高地层产量。通常针对低气液比气井,也将气举和关放激励两种方法相结合进行排液求产。现场应用结果表明,这些排液求产方式可以提高试气效率,具有一定生产指导意义。     

渤海某凝析气田气井井筒积液分析及处理措施

针对凝析气藏开发过程中存在产量递减、气井高含水及井筒积液等问题,以渤海某凝析气田关停气井为研究对象,利用气井生产动态分析方法,结合气井的系统测试资料,明确了关停气井井筒中的积液段,利用经验公式法及Pipesim软件计算了临界携液气量、优化了气井生产管柱。为保证关停气井复产后正常生产,提出气举、涡流排液、泡排、小直径管等排液采气措施建议及实施步骤。对E4、E5、E6井井筒积液进行分析,其中E6井根据建议措施复产后,初期日产气2.3×10~4 m~3,日产油15 m~3。根据前期生产动态,预测五年累产气约584×10~4 m~3。该方法可为海上凝析气田井筒积液分析及关停井复产措施提供借鉴。     

旋流雾化排液采气工艺及其关键参数

气水同产井在生产过程中,由于地层能量逐渐下降易产生井底积液,严重影响了气井的产能,甚至会造成气井水淹停产,常用的排液采气工艺需要借助外部能量或更换生产管柱,工艺运行成本高。为此,以Turner模型为理论基础,设计了旋流雾化装置将井底积液雾化为细小的液滴,以便容易被携带出气井井筒;进而开展旋流雾化数值模拟、室内可视化实验及现场试验确定旋流雾化排液采气工艺关键技术参数。研究结果表明:(1)实施旋流雾化排液采气工艺使气井能够在不增加外部能量的条件下将井底积液排出,实现气井的连续携液生产;(2)该工艺具有对气井凝析油含量不敏感、作业方便、生产成本低及装置工作可靠性高等优点;(3)旋流雾化排液采气工艺关键技术参数为:最大下入井深4 200 m,工作温度120℃,气井气液比大于1 100 m~3/m~3、产液量小于20 m~3/d,工具外径58 mm或72 mm;(4)两口井现场应用效果好:水淹气井滴西17井成功复产并实现连续携液生产,大直径油管完井的K82006井携液良好且气井产气量稳定。结论认为,旋流雾化排液采气工艺作为一种不动原井生产管柱、不增加外部能量的排液采气工艺,值得推荐。     

适用于水平气井的新型自缓充柱塞气举排液装置的设计及应用——以鄂尔多斯盆地长庆气区为例

柱塞气举工艺技术已成为鄂尔多斯盆地长庆气区排水采气的主要技术,但现有柱塞装置存在大斜度井段卡定器难以卡定等问题,致使该技术只能应用于直井,而无法应用于大斜度井筒轨迹的水平井。目前,长庆气区共有水平气井1 200余口,积液问题逐渐显现。为了实现水平气井应用柱塞气举工艺进行排液采气的目标,通过柱塞和井下工具结构一体化、动力学理论模型分析,并结合水平气井井身结构特点,自主设计了一种适用于水平气井的新型自缓冲柱塞装置。该装置不仅可进入水平井底部大斜度井段或水平井段,而且还简化了现有柱塞装置的井下工具。水平井柱塞装置由柱塞本体、抗冲击总成组成,柱塞本体确保举液效率,抗冲击总成实现自缓冲柱塞落地冲击力的功能。结合工况条件测试,认为该装置能够满足柱塞安全运行的要求,保证柱塞落地冲击力不破坏管柱和柱塞本体。该新型水平气井柱塞气举排液装置已在长庆气区成功投放运行,抗冲击性能满足现场应用要求,且大幅降低了井筒液柱高度,增加了产气量,应用效果显著,可解决水平气井排液采气的难题。     

适用于水平气井的新型自缓冲柱塞气举排液装置的设计及应用——以鄂尔多斯盆地长庆气区为例

柱塞气举工艺技术已成为鄂尔多斯盆地长庆气区排水采气的主要技术,但现有柱塞装置存在大斜度井段卡定器难以卡定等问题,致使该技术只能应用于直井,而无法应用于大斜度井筒轨迹的水平井。目前,长庆气区共有水平气井1 200余口,积液问题逐渐显现。为了实现水平气井应用柱塞气举工艺进行排液采气的目标,通过柱塞和井下工具结构一体化、动力学理论模型分析,并结合水平气井井身结构特点,自主设计了一种适用于水平气井的新型自缓冲柱塞装置。该装置不仅可进入水平井底部大斜度井段或水平井段,而且还简化了现有柱塞装置的井下工具。水平井柱塞装置由柱塞本体、抗冲击总成组成,柱塞本体确保举液效率,抗冲击总成实现自缓冲柱塞落地冲击力的功能。结合工况条件测试,认为该装置能够满足柱塞安全运行的要求,保证柱塞落地冲击力不破坏管柱和柱塞本体。该新型水平气井柱塞气举排液装置已在长庆气区成功投放运行,抗冲击性能满足现场应用要求,且大幅降低了井筒液柱高度,增加了产气量,应用效果显著,可解决水平气井排液采气的难题。     

页岩气井电潜泵排采工艺研究与应用——以涪陵页岩气田为例

针对部分气井出水量大,依靠地层自身能量无法持续生产的问题,选择数口典型高产水气井开展电潜泵排采工艺试验。结果表明：运用井下气液分离技术、变频防气锁技术、远程智能监测技术及防砂设计提高了电潜泵在页岩气井中的适应能力。以JD-2井为例,电潜泵排采工艺有效排除了井筒积液,保证了气井连续稳定生产,且能够满足垂深3 500 m以深的排采要求。     

气井涡流携液机理和携液效率数值模拟研究

针对目前气井涡流携液机理和效率认识不清,现场工程设计与分析主要依据经验,影响应用效果等问题,运用Auto CAD和Fluent流体模拟软件,建立了涡流工具气液两相流场模型,分析了气液混合物通过涡流工具前后的流动轨迹、流型变化特征和携液效率变化规律。研究结果表明,涡流工具将气液两相雾流转换为螺旋环流,液体以液膜形式沿管壁螺旋向上流动,而气体在油管中心以更高的速度流动。这种流态能够降低流动过程中的压力损失24.3%,提高流体速度13.5%,减小持液率3.3%,减弱气液两相之间的滑脱,提高气体携液能力。研究结果为涡流工具有效解决气井开采初期井底积液,提高地层能量利用率,以及延长气井自喷期提供了理论依据。     

涡流排水采气技术在四川气田的应用

随着气田开发进入中后期,气井出水问题日趋严重,排水采气工艺成为提高有水气田开发效益的有效技术。蜀南气矿先后试验和应用了泡排、气举、电潜泵等8种排水采气工艺,实现了有水气田的有效开发。介绍了蜀南气矿近年来所应用的井下涡流排水采气技术,其技术关键是应用井下涡流工具使流体快速旋转,加速度使密度较大的液体在靠近井壁位置传输,密度较小的气体在中心部位传输,以有效改善液体密度梯度分布,使液体呈涡旋上升,减小井筒摩阻损失和液体滑脱损失,提高气体携水率,增大井底生产压差,提高气井产气量,实现排水采气的目的．．该工艺在蜀南气矿一口后期生产井试验成功,有效地排出了井筒积液。     

南八仙气田排水采气工艺先导性试验及效果研究

南八仙气田于2001年投入试采,天然气年生产能力为2.5×108m3,年井口产水量为669m3,平均单井日产气为2.1×104m3,水气比为0.04m3/104m3。目前有生产气井32口,单井平均产气量为2.09×104m3/d。随着南八仙气田开发周期的延长,气井出水趋势越来越严重,造成井口压力下降,携液困难,许多气井无法生产;通过对南八仙气田气井积液量的识别和积液程度的诊断,以及井下节流、涡轮工具排水、泡沫排水工艺的现场试验实施效果的分析,根据井深实际流速及对应的最小临界携液流速,优化涡流工具参数,设计了对应位置的涡流工具。选择涡流排水采气技术来改变井筒气液两相流态,降低了气井的临界携液流量。为下一步南八仙气田排水采气工艺的推广应用提供了依据。     

海洋模块化小直径管排水采气装置的研制

目前海上气田都已有出水或出黑油的气井,有些出水气井甚至出现井底积液,从而引起气井停喷,严重影响气井产量和采收率。鉴于此,研制了海洋模块化小直径管排水采气装置。该装置设计时考虑了质量和吊升因素,按功能分成3个橇装模块,整机结构性能好,便于平台安装和运输吊装,整体达到船级社国家二级防爆等级,防喷系统耐压等级与采气树等级一致,动、静密封结合,可满足海上所有气井压力等级要求。通过3口井的应用,已形成了气井排液采气新工艺、注氮气气举工艺和注邻井天然气排液复产工艺,实现了小直径管排水采气装置在自升式和半潜式钻井及生产平台的应用。     

苏里格气田井下涡流排水采气工艺研究

随着苏里格气田的滚动开发,气井生产年限不断延长,地层能量持续降低,低产低效气井逐年增多,气井自身携液能力不断降低,井筒积液现象较为普遍.为了确保气井正常生产,挖潜气井产能,苏里格气田于2010年首次引进并下涡流排水采气工艺技术并开展现场试验.对井下涡流技术的应用背景、技术原理、涡流工具结构、工艺参数设计、应用效果评价等方面进行了介绍,阐述了井下涡流工艺的技术优势.     

页岩气井排采携液能力分析新方法

页岩气井排采过程中井筒呈气液多相管流特征,井筒多相管流分析是正确认识气井气液流动规律、制定合理工作制度、开展气井生产动态分析以及选择人工举升工艺的前提,如何选择准确可靠的多相管流模型进行计算分析尤为重要。因此,通过对川南地区40余口页岩气井井筒压力测试数据分析,优选出适合该地区页岩气井井筒多相管流计算模型;基于多相管流模型绘制油管流出特性曲线,结合节点系统分析原理,建立了一种新型的井筒气液多相管流临界携液气量确定方法。结果表明:①在井斜角小于等于45°的井段应采用H-BR管流计算模型,在大斜度(井斜角大于45°)井段应采用B-BR管流计算模型,并在有测试压力温度分布情况下,按测试结果选择合适的管流压降计算方法;②该井筒气液多相管流临界携液气量确定方法克服了判断气井积液通常采用Turner、Coleman等模型在高液气比条件下误差较大的应用局限性,可有效进行气井井筒携液能力分析及生产预警且节约了井筒测试成本。