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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。 相似文献
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《石油化工应用》2021,(8)
随着气井生产时间的延长,储层压力逐渐降低,气井产量下降,井筒携液能力降低,甚至积液关停,严重影响气井的有效开发。目前现有排水采气工艺均需要气井具有一定自喷能力,存在一定的局限性。针对一些自喷能力弱的低产低效气井,本文提出了一种新型安装在气井井口的井口气混输增压及气举一体化装置,对油管进行气液混输抽吸增压,降低井口压力,同时可将气体回注,增大生产压差,带出大量积液达到增产目的。现场试验表明:井口气混输增压及气举一体化装置技术可靠,现场工艺可行,运行稳定,能对低产低效井进行有效的排水采气,提高天然气产量,实现挖潜增效,同时为苏里格气田增产稳定提供一定的技术保障。 相似文献
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增压气井泡沫排水技术研究 总被引:3,自引:0,他引:3
增压气井井口压力较低,伴随井筒内积液增多,采气管柱内的压力损失也加速增大,然而逐渐减小的环空压力和气体流速已不能有效地将积液举升至地面,即使按常规气井泡沫排水方法加入泡排药剂后,靠气井自身能量也无法将井内积液带出井筒。通过对新场气田21口增压气井泡沫排水技术的研究,泡排参数的优化,排水措施的优化,形成了增压气井的泡沫排水技术。增压气井泡沫排水技术的应用,不仅有助于维持气井正常生产,延长气井生产期,而且对提高气井最终采收率显得十分重要。 相似文献
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对于低渗气井,一方面,由于产层渗透率低,产量低,采用常规连续排水采气工艺和优化工作制度难以达到理想的排水采气效果;另一方面,低渗气井连续开采过程中,井口气嘴难以达到临界流生产状态,气井产能和携液能力受到干线外输压力的影响较大,特别是对于没有增压设备,依靠井网本身的压力外输的气田。为此,结合我国低渗气井生产实际,根据低渗气井的压力变化规律,系统建立地层产能和压力下降和恢复模型,确定合理的开关井制度,确保低渗低产气井的合理开采和科学管理,对低渗气井的潜力发挥、提高排水采气效果和最终采收率,以及增强气田管网气外输能力具有非常重要的指导意义。 相似文献
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�³�������������������ѹ������ֵģ���о� 总被引:3,自引:0,他引:3
新场气田蓬莱镇组气藏属于低渗透致密砂岩气藏,具有一定的储量规模,但低孔、低渗、高含水饱和度的特征使其开采困难,因此实施增压开采工艺技术是保证该类气藏增储稳产的重要手段。文章运用气藏数值模拟方法对该气藏建立了三维地质模型,在气藏储量拟合及气井生产历史拟合的基础上,设计了9套增压开采对比方案。选用三维二相黑油模拟器进行模拟计算,其结果显示实施增压开采方案的采气速度和采出程度均比不实施增压开采的高,而且延长了气井生产时间。同时还评价了经过增压开采后,气藏、增压井组以及单井的可采储量增加量,确定了增压开采后单井合理的井口压力控制程序和降产方式。方案结果对比表明,以目前单井产量敞输,控制最小井口压力在压缩机吸气压力0.2 MPa的开发方案,能使整个气藏在实施增压开采后提高可采储量7.28%。 相似文献
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适合靖边气田特点的集气站增压工艺探讨 总被引:2,自引:2,他引:0
增压开采是气田开发后期的常用增产工艺之一。针对靖边气田压力递减快、部分井已经采取间歇生产方式而必须进行低压气井增压的问题,借鉴目前国内外气田增压常用的设备及方法,结合靖边气田的工艺实际,探讨分析了压缩机在该气田集气站应用的工艺流程,计算预测了气田增压开采期内的压缩机进、出口压力等主要工作参数。此外,在靖边气田集气系统压力不变的情况下,实施增压开采至少需要2级增压和压缩机可设置于分离器与脱水橇之间的认识,对现场生产具有指导作用。 相似文献
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柱塞气举作为一种简单高效的排水采气技术,在4 000m以浅的常规气井中得到了较为广泛的应用,但在深井中的应用国内还鲜有报道。为此,结合现场生产和常规柱塞气举技术应用经验,通过优化低压深井柱塞气举设计方法、研制深井柱塞工具和优化改进柱塞工艺流程,形成了一套适合低压深井的柱塞气举排水采气技术。研究结果表明,通过引入井筒流入、套管压力等多影响因素,建立了柱塞启动压力指导图版,形成的低压深井柱塞气举设计方法可以大幅拓宽工艺适用范围;通过改变柱塞结构,研发了自密封低漏失柱塞,相比常规柱塞,柱塞运行过程中漏失量降低20% ~30%;通过地面流程优化设计,将薄膜阀两端采用丝扣连接,减少动火作业,单井可减少改造费用约1.0万元;现场试验15井次,工艺成功率100%,单井产气量提高均超过 20%,最高增加 6倍。现场试验结果表明,低压深井柱塞气举是适应川渝气田小产量深井排水采气的一项技术,可以显著提高该类气井的开发效果和经济效益。 相似文献
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东河石炭系油藏目前已进入开发后期,为控制产量递减速度、实现原油稳产增产,于2014年开展注气开发重大试验。随着注气持续推进,东河石炭系油藏开发效果得到较大改善,伴随地层压力、生产压差和产气量逐步增大,注气受效井出砂问题加剧。在此影响下,机采井严重砂卡、频繁检泵,自喷井产层砂埋、井口装置刺损变形,严重影响产量和现场安全生产。基于注气受效井出砂加剧机理和危害识别,重点从地层、井筒和地面三个方面提出防治一体化措施,源头长效治理出砂,兼以井筒和地面治砂,从而保障油井高效安全生产,助力东河石炭系油藏注气开发提采增产。 相似文献
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目前煤层气井的排采主要依靠人工调节控制来完成,这使得在产水、产气初期很容易对气井控制不及时,造成应力闭合、煤粉堵塞、地层气锁等伤害,从而影响气井产量。为此,针对煤层气井排水采气周期长、临界解吸压力不易控制、液面波动对气量影响大等排采难点,提出了"双环三控法"排采控制策略。该控制策略以控制动液面为核心,通过对套管压力、流动压力的双闭环控制以及控降液、控流压及控套压等3种控制策略,实现了煤层气井从降液、解吸至产气等不同阶段的智能排采控制。进而基于经典的"双环三控法"控制原理(以变频控制技术为主),采用现代ARM控制技术,研发了一套煤层气井智能排采控制装置,实现了对煤层气井井底流压和井口套压的双闭环控制。在中国石油华北油田公司2×10~8 m~3煤层气产能建设中的应用效果表明,运用该控制系统,排采设备能够在不同的排采阶段自动实现智能调整参数和安全生产,节约了劳动力资源,降低了煤层气井排采成本,使煤层气勘探开发更加智能化、精细化和安全化,具有良好的推广应用价值。 相似文献
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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。 相似文献
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阿尔及利亚Zarzaitine油田气举工艺优化 总被引:2,自引:0,他引:2
阿尔及利亚Zarzaitine油田除少量高气油比井自喷生产外,93.7%的油井均采用气举采油。为此,在地面建有两套供气系统保证连续注气,最下一级气举阀为空阀并作为注气工作阀,地面注气压力的变化不会出现注气点上移问题,具有较好的适应性;采用了闭式气举管柱,较好地实现了油层保护和作业质量控制,通过产液量、油压和套压来分析诊断气举井工况,方法简单且方便,每口井都有相应的最优注气量,气举井产液量高、效果好。阿尔及利亚Zarzaitine油田的气举采油工艺技术对提高国内工艺水平具有指导意义。 相似文献
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The Sulige tight gas reservoir is characterized by low-pressure, low-permeability and lowabundance. During production, gas flow rate and reservoir pressure decrease sharply; and in the shut- in period, reservoir pressure builds up slowly. Many conventional methods, such as the indicative curve method, systematic analysis method and numerical simulation, are not applicable to determining an appropriate gas flow rate. Static data and dynamic performance show permeability capacity, kh is the most sensitive factor influencing well productivity, so criteria based on kh were proposed to classify vertical wells. All gas wells were classified into 4 groups. A multi-objective fuzzy optimization method, in which dimensionless gas flow rate, period of stable production, and recovery at the end of the stable production period were selected as optimizing objectives, was established to determine the reasonable range of gas flow rate. In this method, membership functions of above-mentioned optimizing factors and their weights were given. Moreover, to simplify calculation and facilitate field use, a simplified graphical illustration (or correlation) was given for the four classes of wells. Case study illustrates the applicability of the proposed method and graphical correlation, and an increase in cumulative gas production up to 37% is achieved and the well can produce at a constant flow rate for a long time. 相似文献