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川渝地区酸性气田众多,由于气井腐蚀及油套不连通限制了部分工艺的应用。对于产水气井,射流泵是常用的排水采气工艺措施之一。采用射流泵排水采气具有排液周期短、施工工序少、井下无运动部件等优点。但是,一级射流泵吸入压力低,容易出现气蚀现象。设计了二级射流泵,通过模拟表明:二级射流泵能增大吸入压力,有利于降低气蚀的发生; 考虑到水、天然气或氮气等常规“动力液”的不足,提出采用二氧化碳代替常规动力液。通过Fluent对一级射流泵和二级射流泵排液采气工艺进行数值模拟,对混合比、压力、速度参数进行分析,优化设计具有最佳参数的二级射流泵。为酸性气田排水采气提供了新的工艺方案。 相似文献
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BQ地区东营组地层具有砂岩疏松、原油黏度高、流动难度大的特点,单井试油时多采用测试射孔联作、射流泵排液工艺,在此过程中若压差控制不当,极易造成地层出砂、管柱卡埋的后果。为了确保充分激动地层同时防止地层出砂,以测井数据为基础进行力学计算,得到最小临界出砂压差5~7 MPa,从而确定合理生产压差应小于5 MPa,在此基础上考虑射孔爆轰效应影响确定合理测试压差,并结合射流泵排液情况的统计规律,确定射流泵排液泵压上限值为6 MPa。经BQ6、BQ102X两口井现场成功应用,分别获得日产原油40.05 m3、3.22 m3,且无砂堵现象。该方法对于疏松砂岩储层试油测试具有借鉴意义。 相似文献
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页岩气井长期经济有效的生产是页岩气开发的基本要求。页岩气井积液严重影响采气生产,需要长期实施排水采气工艺。通过定制实验及现场测试发现:页岩气井后期带液生产,水平段以层流为主,斜井段为段塞流,是井筒积液开始发生的位置,斜井段积液后,液体回流导致水平段液量聚集;关井油管内的积液退回到储集能力强的长水平段,井筒液面低;油管下入水平段将限制气井产能;斜井段偏心漏失导致柱塞气举效率降低。根据页岩气井长期低压小产特征及井筒气液流动特点,提出了充分利用页岩气井能量、实现经济高效排水采气的开采对策。选定优选管柱、泡沫、柱塞作为页岩气井排水采气3项主体工艺,优化各项主体工艺的技术方案和做法,实现通过工艺辅助页岩气井自喷排水采气。页岩气排水采气技术在川南地区长宁区块推广实施后,气举助排及复产工作量降低,水淹井次减少,有效维护了老井产能。 相似文献
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在稠油的开发生产中,由于油井产出液的粘度高、含天然气少的原因,不能使用稀油生产中的计量装置计量油井日产液。长期以来主要依靠人工测量50 m^3高架罐空高计量法来计量油井的日产液,由于这种计量结果不确定,经常导致生产管理决策的缺陷和失误。论述了翻斗式称重计量装置的原理及结构设计,并进行了现场试验,达到了超稠油单井在线计量的目的。 相似文献
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目前有关水平井临界携液的诸多预测模型均需要满足环雾流条件,这些模型所得到的携液流速却未达到环雾流条件,或与正常生产的气井井筒流态相矛盾,同时未考虑水平井的全井筒井深结构变化对井筒流态及携液的影响。为此,开展了水平井全井筒可视化携液模拟试验,并基于试验测试数据,结合Kelvin-Helmholtz(K-H)不稳定气液两相流理论,建立了K-H波动理论修正携液模型。研究结果表明:水平井携液困难主要在倾斜管段,倾斜管段是水平井积液的起始位置,但不应单纯地看某一段有、无液体回落,应按全井筒液量有、无增加与各段液体回落程度来综合判断积液起始;K-H波动理论修正模型预测结果与测试结果很接近,平均绝对误差小于9%;利用K-H波动理论修正模型对海上11口(13井次)气井进行了全井筒携液预测诊断,诊断结论与实际生产情况吻合。所得结果有助于水平井临界携液流速的判断。 相似文献
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