优选管柱排水采气工艺技术的发展及成效

优选管柱排水采气工艺,是以充分利用气井自身能量的一种自力式气举排水采气方法。对流速高、排液好的大产水气井,可增大管径,减小阻力,提高井口压力,增大产气量。对产气量小、井底压力低、积水多、排水能力差的井,采用小油管生产,以提高带水能力,延长气井自喷期。文中分析了优选管柱连续排液的基本理论、设计程序和技术发展,以及工艺的优缺点,提出精选施工井是成功的因素。以川南矿区13口井优选管柱的经济分析,13口井优选管柱技术累计增产天然气1.75×10~8m~3,占该气田整个机械排水采气工艺增产气量的25％。并提出优选管柱排水采气,仍是川南老气田“九五”中增储稳产的重要工艺措施之一。文中还提出运用优选管柱,泡排工艺、柱塞气举相互组合应用,增加排水采气工艺的增产效益。     

同步回转气水混输装置在苏里格气田的应用

随着苏里格气田气井生产年限的延长,气井地层压力逐步降低,生产能力下降。为了延长气井生产时间,提高单井产气量,其中措施之一便是降低井口压力,为此井口增压工艺在苏里格气田逐步开始试验、使用。此外,部分气井压力较低导致气井积液,为此需要采取相应的排水采气措施使积液排出,恢复气井正常生产。文章介绍了一种新型的安装在单井井口的同步回转一体化排水增压装置在苏里格气田的试验情况,分析了其应用效果,同时提出了该装置在气井排水采气工艺中推广应用的建议。     

苏里格气田气液混输工艺研究及应用

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。     

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。     

排水采气井合理管径的影响因素分析

在常见的排水采气工艺当中，优选管柱排水采气工艺操作简单而且投资较少，以致在国内气田得到广泛采用。在选择小油管生产的同时，优选一个合理的生产制度，对延长气井自喷采气期有着重要的意义。文中分析了产水井的产气量、井口压力等生产参数与临界油管尺寸的关系，同时对常用的两相流Hagedorn-Brown模型进行了简化计算，方便了编制计算机程序来实现自动化运算。并对一口具体的气井，作出了生产参数与油管尺寸之间的关系曲线。     

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。     

海上气田排水采气工艺筛选

气井出水是气田开发生产中后期面临的主要问题,对气井生产有着极大的影响,而排水采气工艺是解决气井出水和井筒积液的有效手段。国内外排水采气工艺技术较多,不同工艺技术有其自身的适应范围。从海上气田生产特点出发,通过对国内外多种成熟的排水采气工艺技术的选井原则、适用条件和经济适用性进行对比分析,筛选了适合海上气田的排水采气工艺技术,并重点对优选管柱—气举复合工艺的实施方案进行了分析,对海上气田出水后的高效开发具有重要的指导意义。     

湿式工艺螺杆压缩机在低压气井开采中的应用

气田开发后期挖潜生产阶段，一般采取增压的方法延长生产期，提高采收率。目前依靠增压方式生产的气井越来越多，随着生产的继续，气井压力还将进一步降低，现有的增压采气设备（以活塞式增压机为主）难以满足气井不断降低的井口压力的需要。为此，有必要寻找或开发适合气井较低压力生产的低压或负压采气设备，所介绍的湿式工艺螺杆压缩机以其较低的吸气压力和中等处理量的特性，可作为选用的设备之一。     

克拉美丽气田采气工艺技术

克拉美丽气田是中国石油新疆油田公司发现的第一个地质储量上千亿立方米、以火山岩为储层的气田,因其储层的非均质性强,开发难度极大。根据克拉美丽火山岩气藏的特征,开展了气井的井口装置、管柱优化、完井工艺和排液采气工艺的研究和现场应用分析,形成了一体化管柱射孔、压裂投产、储层保护等适应克拉美丽气田特点的开采工艺技术。通过对各生产阶段、不同压力及出水量的气井采气工艺的研究和合理选择,满足了不同阶段气井生产的需要,保证了克拉美丽气田的高产稳产,达到了进一步提高气藏最终采收率的目的。     

页岩气水平井排水采气工艺应用探讨

水平井是实现气藏高效开发的关键技术,应用效果良好。但是随着气藏的持续开发,部分水平井出现产量、压力双递减的情况,表现出不同程度井筒积液特征,而受限于水平井特殊井身结构,水平段的积液对气井开采影响更大,严重制约了气井的平穗生产。首先对水平井排水采气工艺进行了调研,分析了各种排水采气工艺的适应性,结合建南气田水平井成熟的排采工艺技术,对涪陵页岩气排水采气工艺的选择进行了探讨,初步提出以优选管柱、泡沫排水采气工艺为主,邻井高压气举、电潜泵排水采气及组合工艺为辅的排采思路,为提高气井排液德产效果提供一定的借鉴意义。     

抽油机井自控式套管气回收装置

为了有效收集低套压抽油机井的套管气,研制了一种自控式套管气回收装置。该装置排液缸连接生产阀门,气缸通过进气管连接套管阀,两缸活塞通过连杆连接,利用抽油机井上下冲程时井口压力变化实现气缸强制吸入套管气。上冲程时排液缸压力上升,活塞右行,气缸容积增大,压力降低,完成套管气吸入;下冲程时井口压力下降,在集油管线压力下使气缸活塞左行,气缸内套管气进入排液管,如此往复循环,整个工作过程不需要额外动力,可以将套压低至0.1 MPa的油井套管气有效回收。现场应用22口井,平均日回收天然气1 352 m3,有效提高了天然气资源利用率。     

速度管柱排水采气技术的应用及改进

苏里格气田气井普遍具有低压、低产、携液能力差及井筒压力损失大的特点,为了提高气井携液能力,形成中后期排水采气技术储备,依据管柱优化理论,于2009年开始将Ф38.1mm的连续管作为生产管柱进行排水采气,到目前已完成速度管柱排水采气施工气井10多口。通过研究和现场实践,改进了悬挂器、卡瓦及堵塞器等配套工具,优化了降压方式和井口采气树,提高了施工效率和安全性,取得了良好的应用效果。     

涩北气田排水采气优选模式

针对柴达木盆地涩北气田所面临的气井井底积液、产水导致产量迅速递减的问题,从准确把握气井排水采气时机、优选经济有效的排水采气方式出发,结合涩北气田生产动态,综合考虑动能因子、积液高度、油压、日产水以及油压、套压压差等多种因素准确诊断了气井积液的状况;分析了涩北一号气田递减阶段气井日产气量和水气比等生产数据的变化规律,根据多项管流井底压力计算理论、临界流量计算模型及涩北气田实际的采气油管尺寸,研制出了排水采气方式选择控制图,并建立了涩北气田排水采气优选模式;回归出了相应的计算公式,预测了涩北一号气田大规模进入优选管柱排水及泡排排水采气时期的具体时机,由于涩北气田属于次活跃与不活跃水驱气藏,水气比上升缓慢,除少数离边水比较近的井外,在整个开发期内不会大规模进入气举排水开采期。     

克拉2气田压力动态监测方法

克拉2气田是"西气东输"的主力气田,由于该气田属于异常高压气田,为规避风险,不能将压力计下入产层中部进行测试。为了监测克拉2气田的生产动态,通过在克拉2气田引入高精度电子压力计进行井口测试,利用平均温度和平均压力法将井口测试参数折算至产层中深参数,进而进行压力恢复试井解释、产能试井解释和井口气体漏失监测。研究结果表明,该方法能适应克拉2气田异常高压环境,利用测试结果及其解释可以进行产能计算,为气田稳产提供产能评价;对高压高产气井进行漏气监测,能够检测出漏气的具体位置,提高了克拉2气田的动态监测水平。     

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。     

机抽—速度管复合排水采气新工艺

为了提高目前常用的排水采气工艺的适应性,同时降低由排采工艺调整带来的额外的成本开销,利用空心抽油杆对机抽工艺进行了改进,结合应用所研发的空心防气排水采气专用泵,形成了机抽—速度管复合排水采气工艺,并在鄂尔多斯盆地苏里格气田某产水气井进行了现场试验。研究结果表明:①该工艺实现了机抽与速度管柱、气举、泡排等多种排采工艺的自由组合,并且可根据气井产水特点灵活调整适合的排采工艺,提高了工艺的适应性;②采用的游动阀及固定阀均依靠抽油机动力和空心抽油杆重力实现强制启闭,避免了气锁和砂卡引起的机抽失效;③该工艺的选井原则为气井初期产气量较高(大于1×10~4m~3/d)、产水量相对较高(介于3～30 m~3/d),且井口到液面的距离小于2500m;④针对产气量分别为2×10~4m~3/d、1×10~4m~3/d的气井,需采用外径为36 mm、壁厚为6 mm或外径为38 mm、壁厚为6 mm的空心抽油杆进行速度管排水采气,针对产气量为0.6×10~4m~3/d的气井,需采用外径为34 mm、壁厚为5.5 mm的空心抽油杆进行速度管排水采气。结论认为,该工艺可以明显提高产水气井的稳产气量,实现产水气井的连续、稳定生产,应用效果好。     

涪陵页岩气田气井生产阶段划分及动态特征描述

与常规气井生产动态特征相比,涪陵气田焦石坝区块页岩气井的渗流特征、产量递减特征、生产特征呈现分阶段变化和分区差异性,目前没有统一的生产阶段划分标准和各阶段动态特征描述方法.为此,开展了涪陵页岩气田气井生产阶段划分及动态特征描述研究.研究结果表明:①涪陵页岩气田气井在采用动态合理配产生产条件下,根据产量和压力递减特征,将...     

高压高产气井屈曲管柱冲蚀损伤机理研究

天然气在油管内高速流动对管柱造成冲蚀损伤,严重威胁气井生产和作业的安全。装有封隔器的管柱在井下各载荷作用下易发生屈曲变形,此时高压气体对管柱的冲蚀作用将更加严重,易造成井下管柱失效甚至井场事故。为此,根据发生屈曲后正弦弯曲和螺旋弯曲管柱内流道特点,以天然气流体动力学理论为基础,针对克拉2气田一口高压高产气井建立了油管的计算流体动力学模型（CFD模型）和气井出砂时砂粒对屈曲油管的冲蚀模型。对天然气在螺旋弯曲和正弦弯曲流道内流动规律进行了数值模拟,研究了砂粒对油管内壁的冲蚀速度和剪切力,得到天然气对弯曲油管的作用力以及屈曲管柱内的冲蚀规律,为实时准确地预测高产气井管柱的冲蚀损伤状态提供了依据,为管柱冲蚀损伤预防措施的提出提供了理论基础。 引用格式:练章华,魏臣兴,宋周成,等.高压高产气井屈曲管柱冲蚀损伤机理研究［J］.石油钻采工艺,2012,34（1）:6-9.     

异常高压特高产气井井下管柱力学分析

对异常高压、特高产气井完井及生产过程中的管柱受力进行分析,是确保气井长期安全生产的重要课题之一。现有的管柱力学计算方法基本是建立在Lubinski模型的基础上,只能分析、计算封隔器坐封好后由于温度、压力的改变而产生的温度效应、活塞效应、鼓胀效应和螺旋弯曲效应,而对于封隔器坐封前后管柱受力的变化、浮力的转移、生产过程中气体的粘滞力则没有现成的计算模型。文章通过将管柱受力分解为管柱入井、假定工况不变且无位移情况下的封隔器坐封以及工况改变且有位移时的封隔器坐封三步,在逐步推理的过程中分析了克拉2气田3口异常高压、特高产气井在完井过程中的管柱受力问题,对封隔器坐封前后浮力的转移、坐封过程管柱受力的变化进行了分析计算。并且采用新方法对生产过程中气体的粘滞力进行计算,最终给出了针对异常高压、特高产气井完井及生产的安全建议。