毛细管技术在川东气区气井的应用前景分析

川东气区气井进入生产中后期,需采取泡排等措施进行生产。部分气水同产井加注的液态泡排剂不能顺利到达井底,必须停产加注棒状起泡剂才能维持正常生产。部分气水同产井因油套环空堵塞或有封隔器,当井筒积液严重时,只有停产加注起泡剂才能维持生产;高含硫气井在井下油套环空安装封隔器,只能停产从油管加注硫溶剂、缓蚀剂等入井液,影响了正常生产。针对上述生产现状,介绍了毛细管技术的特点和基本参数,分析了毛细管技术在川东气区气井应用前景：对于气水同产井,可采用同心毛细管技术直接将起泡剂加到井底,可保证气井连续带液生产;对于高含硫气井,可采用油管外绑定毛细管完井管柱或同心毛细管,实现硫溶剂、缓蚀剂等入井药剂的加注。     

产水气井泡排工艺参数优化研究及应用

泡沫排水采气工艺是川西气田低压低产气井最为普遍的一种稳产手段。但是近几年,泡排药剂量增加速度较快,而稳产效果未能同步提高,与此同时,少数气井井底出现泡排剂乳化现象,影响气井正常生产。为此,通过泡排剂室内实验评价优选及正常油套压差、加注时机、药剂量、药水比例等参数变化关系分析,优化泡沫排水采气工艺施工参数,形成以"少量多次、定实际油套压差"的泡排剂加注方式,改变了过去固定泡排加注周期的方式。泡排工艺参数优化后,在mj-56-63井区共对67口气井开展现场应用及效果评价,实施后,气井仍能保持先前的稳产效果,而且部分井的产气效果更佳;优化后的泡排参数单井加注药剂量降低38%,施工井次减少23%,泡排剂乳化污染井底现象减少,提高了气液分离效果,省去了消泡剂的使用,确保纯净天然气输往终端用户。     

常压页岩气井早期泡沫排水采气研究

南川页岩气田平桥南区块为常压页岩气田,由于投产初期地层压力和日产气量相对较低,气井在生产一段时间后日产气量低于临界携液流量,井筒开始出现积液,需采取低成本泡沫排水采气措施才能连续生产。研究表明:区内气井采出水以压裂返排液为主,选用起泡能力强、携液量大、耐高矿化度水质的XHY-4M型液体起泡剂与采出水样配伍性好,加注浓度为气井日产水量的0.2%～0.3%携液效果最佳;XXP-1型消泡剂配伍性较好,有较强的破泡、抑泡能力,消泡剂与起泡剂的最佳比例为1∶1。对于积液严重井在泡排初期可提高起泡剂用量并辅以XHG-10E固体起泡剂。泡排注入方式采用低成本柱塞计量泵从井口注入,消泡剂在分离器入口连续注入。根据气井不同产液和压力特征,对于周期性出液井采用周期性泡排、大液量井采用大比例泡排、低压低产井采用连续泡排方式,在平桥南区块应用效果明显,措施有效率为94%。结论认为该泡排制度可以经济有效地清除井筒积液,保持气井连续稳定地生产,可以在南川页岩气田气井早期积液阶段推广使用。     

小直径管在含油气井泡沫排水采气中的应用研究

针对川西气区含油气井泡排低效的问题,通过物理实验模拟发现,含油气井中油套环空存在油水分层,且油套环空内流体搅动较弱,起泡剂扩散速度慢,这是导致泡排效果不佳的主要原因.采用小直径管将起泡剂加注到油水界面以下,使起泡剂直接与地层水作用,提高了药剂的利用率,具有加快气井排液、提高起泡剂携液量、降低井筒回压的作用.实验结果显示...     

川西气田能量补充型泡排技术优化研究

川西气田绝大部分低压低产气井采用传统泡排工艺排水,但部分气井由于井型、井身结构、产气量低等原因造成起泡困难,携液效果不理想。能量补充型泡排工艺是向井下注入一种或多种物质发生化学反应生成足够的气体,在井底形成泡沫的新方法。通过开展室内评价实验,优选了自生氮气体系作为反应体系,研制了XH-16A、XH-16B两种新型能量补充型泡排剂,确定了XH-16A与XH-16B药剂的最佳配比为3∶1、XH-16A剂最佳浓度为50%,形成了液液泵注和液固加注两种配套加注工艺。为探索能量补充型泡排技术对川西低压低产气田的适应性,开展了现场试验,结果表明,该技术可有效排除井底积液,溶解部分井筒污物,适用于地层日产水量0~1.2m~3/d、油套压差2~7MPa、日产气量介于0.1×10~4m~3/d和临界携泡流量之间、积液周期3d的气井;现场应用36井次,累计增产71.69×10~4m~3。     

川东酸性环境中油管腐蚀分析及预防措施

川东气田所属气井因井筒流体腐蚀含量高,井下油管被严重腐蚀破坏.腐蚀特征显示,油管腐蚀以电化学腐蚀为主,回注并还伴有细菌腐蚀.油管腐蚀井段从井口、上部、中部到下部各不相同,总体是油管外壁比内壁腐蚀严重;腐蚀形式为点孔腐蚀、坑点腐蚀和溃疡状腐蚀等;缓蚀剂加注及时及加注制度合理的气井,油管腐蚀较轻.引起川东地区油管腐蚀的主要因素包括流体性质、井筒有凝析液或井底有积液,油管材质选择不当、保护不及时等.在参考大量实际情况和实践应用基础上,根据油管腐蚀成因,推荐了优选抗硫耐蚀材料、安装井下封隔器、加注缓蚀剂、阴极保护等防腐措施.鉴于投运8a以上的气井油管有腐蚀断落的危险,投运5a以上的回注井油管有腐蚀断落的危险,应以此为参考,选择井下油管更换时机.建议加强不同环境油管腐蚀分析,为新井油管材质选择提供依据.     

速度管采气工艺在大牛地气田水平井的应用

大牛地气田水平井普遍具有低压、低产、携液能力差及井筒压力损失大的特点,严重制约着气井后期的稳定生产。速度管采气工艺是目前水平井应用的主要排水采气工艺之一,其工作原理是利用小直径连续油管充当速度管柱,下入深度至气井造斜点以上50m,减小流体的流动面积,提高气体的流速,从而有效预防井筒积液。阐述了速度管采气工艺的工艺原理、作业过程,并根据气井临界携液理论和管流压降模型,优选出■38.1mm速度管,可经济有效地满足气田中后期生产要求。综合分析速度管下入前后气井产量、压力、生产时率、助排措施等变化情况,建立速度管现场应用效果评价准则。通过对10口速度管水平井下入前后的生产情况进行对比分析表明,水平井下入速度管后总体排水采气效果较好。此外,速度管可实现连续冲砂,且冲砂深度可到水平段,恢复气井生产后增产效果明显。     

考虑生产特征的超低密度低表面张力泡排剂研究及应用评价

川西气区侏罗系气藏气井已进入低压低产期,自身携液能力弱,泡沫排水采气工艺带液难度越来越大,迫切需要研发一种泡沫密度低、泡沫含水率低、发泡及携液性能优良的泡排剂。通过分析起泡剂药剂体系,确定以XHY-4L药剂为基础体系,采用1%浓度的抗油稳泡氟碳表面活性剂G004以及氟碳表面活性剂421作为增效剂,形成超低表面张力泡排药剂XHY-4Q。该药剂与地层水混合后的表面张力可降至23mN/m,泡沫密度降至0.013g/cm³,进一步降低泡排剂临界携液流量,有效拓展了泡排工艺的应用界限。室内实验表明,该药剂的起泡性、携液量、稳定性及流动性均较常规泡排剂更优,综合考虑药剂最佳加注浓度为2%。现场使用优选水气比大于0.5m3/104m³、油套压差在0.5～2.5MPa间的低压低产气井效果更明显,通过计算气井一个周期内的产液量来确定合理药剂用量。现场应用表明,该药剂可将气井油套压差降低值增加0.46MPa,产水量增加0.095m³/d,更利于低压低产气井生产。     

低压低产井净化与排液新技术研究及试验

川西地区已开发的侏罗系气藏进入低压低产阶段,普遍面临井底污染与井筒积液并存的问题。现有的净化剂与泡排剂性能单一,净化后不利于气井顺利返排。常规的净化剂与泡排剂组合使用,药剂用量大,成本较高,同时还会增加井筒积液量,加大气井负担。为此,本文根据气井井底污染机理,提出了净化排液一体化技术新思路,引进了井底净化与排液复合药剂。通过开展室内实验评价,该复合药剂具有降黏、溶解与起泡、携液综合性能,能够有效防止气井井下泡排乳化液形成,提升气井井底污染物净化后返排效果,达到低成本保稳产的目的。通过对气井井筒污染与积液的诊断,优选出8口气井,试验后平均单井油套压差缩小0.3MPa,平均单井产气量增加0.05×10~4m~3/d,取得较好的稳产、增产效果。取样观察返排液较常规泡排返排液更加清澈、流动性更好。     

“泡排+环空激动降压”组合复产工艺在大牛地气田的应用

大牛地气田单井产量低,压力递减快,随着开采的深入,储层能量不断下降,气井携液能力日趋变差,井筒逐渐产生积液甚至水淹停产。目前主要使用环空激动降压、液氮气举、多井联合气举、井口排液气举、套管充压气举等单一复产工艺来解决这一问题,但针对部分水淹不严重气井,常规复产成功率低、经常性气举复产成本高,因此需探索一种经济有效的复产方法。选取1口水淹井A1开展了"泡排+环空激动降压"组合复产工艺试验,并进行了经济效果评价。现场试验表明:水淹井A1复产成功后日增产量5150m~3、累计增产量148.835×104m~3,累计创效172.6486万元,施工费用较气举复产节约0.2万～5.85万元,投入产出比为1∶1150,具有良好的经济效益。推广应用表明:"泡排+环空激动降压"组合复产工艺对于积液不太严重、套压9MPa、水淹前日产气5000m~3/d的水淹井施工成功率为68%、较单一常规复产提高8%,在大牛地气田开发生产中具有一定的应用前景。     

稠油水平井多点注汽技术

欢喜岭采油厂稠油水平井采用常规笼统注汽方式开发,存在水平段动用不均的问题。对常规注汽出汽位置、油层非均质性、蒸汽超覆、汽窜等影响稠油水平井水平段动用不均的因素进行了分析。提出了利用多点注汽设计软件进行计算和模拟井下温场分布,采取蒸汽伞和配汽阀进行分单元多点注汽的多点注汽技术。介绍了多点注汽技术中管柱结构、配汽阀、蒸汽伞、多点注汽设计软件等关键技术的结构及功能。欢喜岭采油厂现场应用结果表明,多点注汽技术实施后,平均单井增油300t以上,最高单井增产达500t以上,该技术能够改善水平段吸汽剖面,有效改善水平井段动用程度,从而达到提高周期产油量的目的。欢喜岭采油厂欢127-H3井应用多点注汽技术,沿整个水平段设计4个注汽阀,措施后排水期由原来的12d缩短为2d,周期产油由761.3t提高到1282.1t。     

超稠油复合油层处理剂的研究与应用

曙光油田超稠油油藏的储层物性和原油物性具有明显的"四高一低"特征,即原油密度高、原油黏度高、凝固点高、胶质沥青质含量高,蜡含量低,油藏开发难度大。在开发过程中存在新井首轮"注不进、采不出"的生产矛盾,具体表现为注汽压力高、回采水率低、生产周期短。为提高超稠油油藏新井开发效果,经过对油藏特点、储层特点、原油物性的分析,针对影响新井开发效果的各个因素,最终选用以有机扩散剂、表面活性剂和黏土稳定剂组分形成的复合乳化体系作为复合油层处理剂。在新井注汽前,使用该剂处理油层,从而改善新井首轮吞吐效果。2008～2010年,利用该项技术现场应用112井次,新井吞吐效果得到明显改善。与同类未实施该项技术的新井相比,生产周期延长,油汽比明显提高,周期回采水率得到提高。室内实验及现场应用结果表明,超稠油复合油层处理剂具有使用效果明显、施工工艺简单、药剂成本低廉等特点,适合曙光油田超稠油开发的需要。     

氮气泡沫剂性能评价及在大庆油田的应用

研制了适用于大庆油田的WT-1、WT-2、WT-3三套氮气泡沫剂体系。首先进行了静态评价实验,考察了温度、矿化度、含油饱和度等因素对三种氮气泡沫剂体系发泡体积、泡沫半衰期等性能的影响。实验结果表明:三种氮气泡沫剂体系适用于油藏温度小于55℃、矿化度小于5000mg/L、含油饱和度低于20%的油藏。然后,选用泡沫剂体系WT-1进行了动态评价实验,考察了发泡剂浓度、岩心渗透率、注入速度等因素对泡沫剂性能的影响。动态实验结果表明:气液比(氮气∶泡沫剂)介于1∶1～2∶1之间为最佳,注入速度对产生泡沫的质量没有明显影响,气液混注比气液交替注入效果好。大庆油田北2-丁2-59井组应用研制的氮气泡沫剂体系调剖后,启动压力平均升高0.7MPa,吸水剖面得到了有效调整,9口采油井中有6口井受效,整个井组累计增油3486t。     

重力泄水辅助蒸汽驱采油工艺技术研究与试验

洼59块为深层中厚层状特超稠油油藏。区块已进入高轮次吞吐阶段,吞吐效果逐轮变差,采油速度急剧递减。采用重力泄水辅助蒸汽驱技术,探索深层特超稠油油藏蒸汽吞吐开发后期开发方式的转换。该技术采用直井、水平井组合开发模式,上叠置水平井注汽,下叠置水平井辅助排液,周围直井产油。针对工艺技术难点,通过汽水分离器、高效隔热管柱和环空注氮隔热的综合应用,实现了深层稠油油藏井底干度大于45%的目标;采用双管注汽技术使水平段得到高效动用;通过电加热降黏和防偏磨技术的成功应用,解决了试验初期黏度大、水平井杆管偏磨的问题;利用越层深抽和高温大排量举升解决了提液降压、深层高温大排量举升的难题。井组整体效果明显,产液量由179t/d增大到最高值526.9t/d,产油量由31.0t/d增大到最高值96.5t/d,含水由91.1%下降到平均值84.69%。     

塔河油田缝洞型油藏深井注气提高采收率配套工艺

塔河油田储层深(5500~7000m)、地层压力高(50~60MPa)、非均质性强、流体性质差异大;溶洞是最主要的储集空间,裂缝主要起连通通道作用,缝洞单元是基本开发单元。储集体类型复杂,导致剩余油分布认识不清,主要依靠弹性和水驱开发,采收率较低。对于单井缝洞单元而言,目前采取的主要手段是注水替油,前期取得良好效果。但随着注水替油轮次的增加,部分井组注采比逐步上升,替油效果逐渐变差,失效井数增加,导致大量剩余油无法采出。特别是钻遇缝洞储集体边部或相对低位置的油井,其剩余油主要分布在缝洞体的高部位,注水替油效果不明显。考虑到气体注入地层后,在重力作用下向高部位上升,会形成"气顶",排驱原油下移,可有效启动单纯注水无法驱动的"阁楼油"。所以,油田开发后期,采取注气提高采收率技术。在实施注气提高采收率过程中,完善了深井注气的配套工艺,形成了注气-采油一体化井口、注气-掺稀生产一体化管柱、掺稀气举阀、高压气密性封隔器、气水混注工艺设计方法、腐蚀结垢处理方法等一系列配套工艺。2013年1~8月,塔河油田累计实施注气69井次,累计产油5.49×104t。     

环空测试井新型泄油器的研制与应用

为满足清洁生产要求和有杆泵抽油井测试需要,目前多数油井生产管柱安装了泄油装置.在非环空测试井中普遍使用KYLM-115锚定式泄油器,在环空测试井中还没有较为适宜的泄油器.通过对现有油井管柱泄油方式调研分析,结合环空测试井特点,设计研制了轨道换向式泄油器,并进行了结构优化和开关力计算,验证该工具可行性.轨道换向式泄油器主要由接头、外套、弹性滑套、轨道销钉、摆动环、泄油外套、密封件等组成,与现有的环空测试井泄油器相比,轨道换向式泄油器的泄油孔能实现重复关闭和打开.在7口试验井现场应用过程中,无泄油器失效现象发生,满足环空测试井生产和测试要求.该装置能克服现有环空测试井泄油器的缺点,具有动作可靠,使用范围广,使用寿命长,对抽油杆组合无影响等特点.     

奈曼油田油水井解堵工艺技术研究及应用

为了解决奈曼油田开发中后期油层堵塞、产量下降、注水压力增高等问题,需要研制高效能的解堵剂和施工工艺。根据岩心溶解实验结果,确定油井解堵剂主体酸液为有机酸,注水井解堵剂主体酸液为多氢酸。通过对大量室内实验数据的分析,优选出黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、防乳化剂、助排剂等助剂的组成成分和配比,形成了油井高效解堵剂和注水井多氢酸解堵剂的基本配方和施工工艺。根据实验优选得到的高效解堵剂配方和多氢酸解堵剂配方,对2口油井和1口注水井进行了现场试验,2口油井有效期内分别累计增油636.7t和356t,注水井由日注17.91m3/d增至24.7m3/d,注入压力由16.8MPa下降至12.5MPa,基本达到了配注要求。试验结果表明,新研制的油、水井解堵剂较好地解决了地层污染和堵塞问题,显著提高了油井产量,注水井达到了降压增注的目的。     

二次充填补砂技术在稠油热采井的应用

王庄油田坨82断块稠油热采井采用两步法防砂工艺,并实施区块蒸汽吞吐开发。注蒸汽过程中,高温、高压、高速的注入流体破坏了充填防砂形成的人工挡砂屏障,导致了筛套环空和近井地带严重亏空;油井投产后,地层砂及充填砂在产出液的携带下,经射孔炮眼高速喷出,刺破防砂筛管进入中心管及井筒,导致卡泵;同时,粒径较大的砂粒沉降至井底,掩埋地层,导致供液不足。在该断块40余口稠油热采井实施二次填补砂技术,注汽后将筛套环空和生产层段用充填砂充满填补,重新建立人工井壁,使流体通过径向渗流进入防砂中心管;而地层砂在经过充填砂形成的人工井壁时被阻挡下来,形成远离井筒的自然充填挡砂屏障。其中10口井的应用结果表明：补砂后,平均防砂有效期由146.9d提高到448.1d,平均日产油由2.28t/d提高至10.2t/d.     

多电离深部有机酸酸化技术研究与应用

对多电离深部有机酸的原理及特性的分析与研究，进行了大量的室内实验，结果表明多电离深部有机酸具有优良的缓速及低伤害特性。能够用于解除地层深部伤害，增加有效酸处理半径。井通过岩心流动模拟实验对比了多电离深部有机酸与常规13．5：1．5土酸的优势。应用酸前进行井筒预处理、延长关井反应时间、使酸液体系的缓速性能充分作用于深部地层等配套的施工工艺，达到深部酸化的目的，提高了酸液的缓速及抑制二次沉淀功能，加大了酸液有效处理半径。在大庆油田进行了3口井的现场应用，效果良好：中1-丙37井有效期达12个月，累计增注12320m。；北1-丁4-P13井有效期达8个月。累计增油532．3t；杏2-1-632井酸化后日注人量达到26．97m^3/d。