文23气田环空结盐井分析与维护

本文对文23气田气井环空结盐的原因进行分析,从而有针对性进行清防盐,确保井筒工况正常,避免下步储气库建设中因环空结盐出现拔不动管柱或拔断管柱的事故。     

文23-39井气井结盐研究

文23气田进入后期开采后,随着地层压力降低,生产中所遇问题由节流冰堵转为盐堵。部分井出现了井筒结盐,堵塞气流通道,至使气量降低,甚至停产现象。目前采取向井筒打水洗盐的措施保持气井正常生产,任何时候水都是气井的天敌,水在气井生产过程中的存在,严重增加了气井压力损失,影响气井产量,甚至造成气井水淹停产,打水只是一种迫不得已的选择。本文通过对我区文23-39井的结盐分析,对气井的结盐机理影响因素进行研究。从而指导生产实践中对气井结盐的防治。     

气井化学防盐技术在中原油田的研制应用

随着地层压力下降,气井产量急剧下滑,结盐问题成为制约中原气田发展的头等难题。一方面结盐井数增多,遍布文23气田、户部寨气田和文96气田各个区块,另一方面,结盐部位扩大,由井筒到地层,治理难度增大,常规的清水洗盐,很难解决炮眼及地层结盐问题,同时还会造成地层二次污染,2007年开始油田和信宇公司联合开展了气井地层复合防盐解堵技术研究,见到了明显的效果。     

低压气田气井结盐生成机理研究与预防措施效果评价

针对气田开发后期采出程度高、地层压力低、气井积液结盐的现象,通过对井筒中盐垢成分、地层压力、温度的分析,得出了气井结盐机理,并介绍了目前气田生产过程中常用的清防盐方法。旨在通过机理研究和现状调查,为气田长效开发提供技术支持。     

化学防盐技术在文23气田的研究应用

本文阐述了使结盐气井能够正常开采的新型防盐解堵技术,该技术是通过对结盐井的近井地带处理,从而达到防止结盐井井筒结盐的目的;并以文23气田的结盐井为例介绍了该技术的研究情况和应用效果。     

气井清水防盐技术的优化应用

气田进入开发后期,对结盐井清水防盐在精细化管理方面提出了更高要求,本文结合中原油田实际,从影响气井结盐的因素入手介绍了清水防盐技术的优化应用与效益分析,通过计算结盐井需要的打水量,优化打水周期和打水方式,可以提高气井清水防盐效果,减少结盐对气井产气量的影响,从而提高气井生产效率。     

特殊油井结盐分析及防治

濮城油田部分低渗透、高矿化度复杂断块油藏油井结盐严重,影响油井正常生产。分析了油井结盐机理和结盐过程,通过应用抑盐剂防盐、热洗防盐、掺水除盐等配套工艺,减少了停井时间,避免了结盐卡泵,提高了清防盐效果,延长了检泵周期。     

结盐气井井筒数值分析

中原油田文23气田进入后期开采后,随着地层压力降低,生产中所遇问题由节流冰堵转为盐堵。部分井出现了井筒结盐,堵塞气流通道,致使气量降低,甚至停产现象。     

结盐气井井筒数值分析

中原油田文23气田进入后期开采后,随着地层压力降低,生产中所遇问题由节流冰堵转为盐堵。部分井出现了井筒结盐,堵塞气流通道,致使气量降低,甚至停产现象。     

产水气井结盐垢机理研究及防治

文23气田产高矿化度CaCl2水型地层水,气井开发至井底压力小于7MPa时,井底开始结盐垢,盐垢的成分主要是NaCl,其次是少量CaSO4和CaCO3钙垢。气井压力降低使天然气饱和水蒸汽含量增加,地层水产生蒸浓反应成为过饱和溶液,盐垢结晶析出沉淀形成气井结盐。气井井筒结盐垢部位一般集结在井底油管内外壁、套管内壁,形成一个结盐垢初始点和终止点的分布状态。清除井筒氯化物垢的有效方法是用淡水溶解清洗,清除井筒和井底的钙垢盐类要用化学反应法和机械破碎法。     

气井结盐机理及防治对策

地层水矿化度较高的气井在开发后期会出现严重的结盐现象,引起气井盐卡和盐堵现象频繁发生,严重时造成气井大修或停产。对气井结盐机理和影响因素进行了介绍,分析了目前国内常用的热力除盐或掺水除盐方法的作业机理和存在的缺陷。在此基础上对国外近年来兴起的毛细管技术的安装和作用机理进行了介绍,并介绍了该项技术在国外结盐气井中的应用实例,除盐效果显著。毛细管除盐技术可实现匀速加药,在结盐气井中可实现不关井洗盐作业,在我国结盐气井中具有良好的应用前景。     

特低压气藏解盐工艺的研究与应用

面临着天然气无后备储量接替,老井产能递减快的现状,我们积极转变观念,将工作重心转移到老井维护上来,通过气井抑盐、解盐,保证气量的稳产。在摸清每口井的生产情况,利用多种工艺技术实现增产,一是推广应用成熟的采抑盐工艺技术,二是大胆实践,根据不同情况采取不同的采气工艺技术,如加注抑盐剂或清水进行抑盐、解盐,利用撬装式气举车组进行气举排出井筒内的抑盐剂或清水,连续掺水洗盐+压缩机连续气举复合解盐采气工艺,确保气井保持良好的工作状态。     

疏松砂岩气藏水锁机理模拟

水锁损害是气藏开采中最常见的损害之一。对于以层内水、层间水和边水为主的疏松砂岩有水气藏,出水水源不同,气井表现出了不同的产水特征和不同的水锁损害程度。目前,大多数学者对气田水锁研究集中在微观模拟实验定性的研究阶段,具体水锁损害对现场开发指标的影响,还缺乏定量化的研究手段。本文以青海xx气田为例,用1数模模拟方法研究了不同产量和生产压差等开采指标情况下,疏松砂岩层内水和边水对气藏的影响程度,定量分析了这两种水源对气田水锁损害的程度,为今后气田配产和合理生产压差制定及防水、治水,提供了定性和定量化的依据。     

松南气田气井合理产量模式建立

松南气田开采层位为火山岩储层,受构造和火山活动的双重控制,非均质性强,连通性差,而且有边底水,现有的经验难以满足开发需要。目前松南气田已投入开发,如何确保火山岩储层气藏高效开发,首先要解决气井合理产量确定问题。针对松南气田火山岩储层的特点,对不同类型的气井开展试井工作,利用试井成果确定气井的产能方程。松南气田火山岩储层气井在生产上表现为产气量差别大、压力下降快慢不同,因此,在单井合理产量模式确定上,主要是以气井产能方程为基础,考虑气井的边底水特征、井筒积液、稳产期等因素,对不同类型的气井分别建立了合理产量模式。     

Research and Application of Recyclable Nitrogen Foam Horizontal Well Drilling Technology in the Daniudi Gas Field

The Daniudi gas field is typically rich in ultra-low permeability gas reservoirs in China, but its development is difficult. In this paper, pilot implementation of underbalanced horizontal well drilling technology was used in the H1 gas reservoir to develop the proved reserves effectively. Owing to the limitations of drilling technology and environmental protection, the recyclable nitrogen-foam was ultimately chosen as a circulating medium. Through theoretical analysis and extensive laboratory tests, the optimal foaming agent composed of α-olefin sulfonate and coco amine oxide was selected among six anionic surfactants/zwitterionic surfactants systems. The developed recyclable nitrogen-foam has high salt resistance, temperature resistance and cycle performance, but weaker oil resistance. After the recyclable nitrogen-foam horizontal well drilling technology was used in the H1 gas reservoir, the average rate of penetration of horizontal section increased by 118 %, ignition could be achieved during drilling and natural gas was of great potential for production. It was the first time to increase natural gas production capacity in the H1 gas reservoir using recyclable nitrogen-foam horizontal well drilling technology. Successful application of this technology provides technical reserves for the effective development of the H1 gas reservoir.     

Analysis of oilfield waters by ion chromatography to determine the composition of scale deposition

Large amounts of water are produced during the production of crude oil and natural gas. This water has to be analyzed to realize the correct geological formation. In this work, an extensive analysis of oil field water delivered from Gulf of Suez was carried out to determine the composition of the precipitate formed before starting waterflood operation. Cation and anions are the main interest of this analysis and are carried out using ion chromatography (IC). The data of water analysis have been used as an input data for computer software program. The scale precipitation processes in the bulk solution as well as the tendency rate and inhibitor effectiveness have been determined using jar test methods. The data arising from jar test are compared with the output of the software program to evaluate and quantify the scale precipitation. Also, the mixing waters are analyzed after precipitation to determine the consumed calcium and sulfate ions in presence and absence of inhibitor. It was found that mixing of the injection water and formation water leads to calcium carbonate and barium sulfate scaling at 60% formation water in absence of scale inhibitor.     

水驱气藏合理生产压差及优化配产

水驱气藏在己投入开发的气田中占很大的比重,对水驱气藏进行深入研究具有重要的理论意义和应用价值。本文对水驱气藏合理产量的研究是从单井研究出发,首先介绍了常规气井配产方法,并在掌握气藏地下、地面有关资料的基础上,建立了考虑气井积液,气液对管壁的冲蚀作用,底水锥进,地层气流的速敏效应和计划产量众多因素的综合配产模型,然后,根据气井的动、静态资料确定了解气井合理的生产压差。最后,利用实例气井资料进行计算,并验证该模型,认为该模型在这类气井配产中是适用的。能为现场配产提供一定的指导依据。     

松南气田火山岩气藏产能评价及影响因素分析

松南气田火山岩气藏产能评价主要以修正等时试井或回压试井为主,通过"二项式"或"一点法"计算无阻流量,但是由于火山岩成藏及储层分布的特殊性,无阻流量不能完全真实反映各井产能,因此结合压降储量、单位平方压差下产气量对比及试采情况对产能进行综合评价,发现各井产能存在较大差异,通过地质分析认为产能的主控因素:火山机构、储层物性、井型及边底水影响;依此认识,松南气田下一步井位优化部署主要以S1火山机构为主,选取构造位置相对较高和古地形相对较高位置布井,井型以水平井为主,井轨迹尽可能选择高孔渗体和裂缝相对发育部位,以获得较高单井产能,同时也利于规避底水锥进的风险。