东胜气田排水采气工艺技术难点及对策

东胜气田气井排水采气时存在单井产液量无法计量、泡排加注制度不明确、低压气井排液难度大、高产液井水淹后复产困难等问题,对上述存在问题及技术难点进行分析,分别提出井下节流器井流温流压测试、橇装计量单井产液量、应用抽油机排水采气工艺、完善气井气举施工工艺流程、"井下隔热+地面节流"工艺等措施,取得一些关于低压集输下排水采气工艺上的认识和成果,为东胜气田稳定高效开发奠定了基础,并为同类气田在低压集输工艺下的排水采气提供了借鉴。     

文留油田低压气井气举排液采气增产配套技术

针对文留油田气藏采出程度高、气层压力低、井筒积液严重的现状,实施了气举排液采气增产配套技术,主要有:半闭式气举、低压气井气层保护增产技术和高压气井气进行气举排液采气技术,取得显著增产效果。解决了文留油田低压气井长期低效开采的难题,为同类气田低压气井高效开采、提高气藏采收率提供了有效途径。     

低压气井气举排液采气技术在文留油田的应用

针对文留油田气藏采出程度高、气层压力低、井筒积液严重的现状,实施了气举排液采气增产配套技术,主要有:半闭式气举、低压气井气层保护增产技术和高压气井气进行气举排液采气技术,取得显著增产效果,解决了文留油田低压气井长期低效开采的难题,为同类气田低压气井高效开采、提高气藏采收率提供了有效途径。     

碳酸盐岩气藏气井出水机理分析——以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例

以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例,系统研究碳酸盐岩气藏气井出水规律及机理。阿姆河右岸碳酸盐岩气藏主要出水来源为凝析水、工程液和地层水,根据单一与混合2种出水来源,分别建立水性-水气比判别法和氯离子守恒判别法,以此甄别出产出地层水的气井。通过建立产水诊断曲线,将气井出水规律划分为"1型"、"2型"和"3型"3种模式。结合储集层静、动态研究成果综合分析认为:"1型"出水模式气井的储集层类型以孔隙(洞)型为主,出水机理为底水沿基质孔隙的锥进;"2型"出水模式气井的储集层类型以裂缝-孔隙型为主,出水机理为底水沿天然裂缝的突进;"3型"出水模式气井的储集层类型以缝洞型为主,出水机理为底水沿大型缝洞的上窜。     

低压低产气井排水采气工艺技术研究

针对低压低产气井排水采气工艺技术问题,本次研究首先对排水采气技术的概念及应用目标进行简单分析,然后从多个角度出发,对低压低产气井排水采气工艺技术进行深入研究,为提高我国气井的产量奠定基础。研究表明:目前,随着低压低产气井数量的持续增加,对低压低产气井进行排水采气已经成为了目前的研究重点,通过对国内外文献进行调研后发现,同心毛细管技术、柱塞气举效应工艺技术、超声波原理技术、连续油管采气处理技术以及不同孔径管柱排液技术等五项技术是低压低产气井实现排水采气的成熟技术。     

土库曼斯坦阿姆河右岸井漏现状及治理对策

阿姆河右岸盐下气田地质复杂, 钻井难度高、 风险大。前苏联和土库曼斯坦在该区块钻井事故频繁、钻探成功率极低。２ ０ ０ ８年以来, 川庆钻探土库曼斯坦分公司在阿姆河右岸已完钻３ ６口井, 钻井成功率１ ０ ０ ％, 取得了巨大成功。但仍然出现了不少复杂, 其中以井漏复杂尤为严重。根据阿姆河右岸实钻情况, 对井漏和堵漏进行综合分析认为： 储层裂缝发育、 压力系数低（ Ａ区） 和部分井使用密度偏高是引起井漏的主要原因。影响钻井工程进度的主要井漏因素是大裂缝 ～洞穴恶性井漏和长段低压高含硫孔隙性漏失, 针对性地采用隔离液 －固化类堵漏剂堵漏和低密度钻井液强钻 －承压堵漏是对付该区块复杂井漏的有效措施。     

中原油田机抽排液现状与思考

经过多年开发,东濮凹陷气田大部分进入了开采的中后期。据统计,套压≤5MPa的气井占77%以上,日产气量≤1.0×104m3的气井占50%以上。由于大部分气井在低压、低产条件下生产,给气井的管理及所采取的采气工艺措施带来了非常大的难度。就气井排液而言,由于气井处于低产、低压条件下     

泡沫酸酸化在川东老井挖潜中的应用及效果

介绍了泡沫酸的基本特点、增产机理、设计的基本原则与施工工艺技术，为低压气井酸化解除储层伤害和残液返排提供了行之有效的途径。通过5口井泡沫酸酸化施工，取得显著经济效益。     

川渝地区气井井底积液清除工艺技术研究

针对川渝地区气井井底积液问题,通过对五宝场地区气井积液的分析,进行了泡沫排液体系配方的试验,优选出适合川渝地区气井泡沫排液施工的起泡剂体系为:2.0%QPJ+0.035%pH值调节剂TJJ+0.03%胍胶(质量配比)。该复配起泡剂体系抗温、抗盐能力较好,具有极强的抗凝析油能力,在不同凝析油含量条件下均具有良好的起泡能力、泡沫稳定性和携液能力。现场施工结果表明,该配方对于高含凝析油气井和低压、低产等恶劣井况气井效果明显,为这类气井井底积液的清除作业开辟了一条新思路。     

低压低产积液气井复产新工艺

针对低压低产积液气井因作业液返排困难,井筒积液,采用常规复产工艺无法实现有效排采,对储层造成二次伤害,严重制约气井产能发挥的问题,在对比研究泡排、连续油管+液氮或膜制氮气等复产工艺的优缺点基础上,设计了一种邻井高压气源+生产流程辅助的复产新工艺。建南气田实际应用结果表明:低压低产气井采用该工艺,具有经济、实用、高效的优点,气井复产周期可缩短60%左右,有效改善了气井生产状况,且在避免环境污染的同时具有良好的经济效益。该技术为低压低产积液气井的排采工作提供了新思路。     

阿姆河右岸区块地质特征与钻井设计

针对土库曼斯坦阿姆河右岸区块原钻探的190余口探井中,工程报废井40余口,干井、水井等地质报废井70余口,探井气井率仅占1/3的现状,正确认识阿姆河右岸地质特征,科学合理地钻井设计与钻井施工,提高钻井成功率和气井率,是阿姆河右岸项目需要突破的关键技术问题。在对卡洛夫组—牛津阶组气层储渗特征与几何形态特征研究的基础上,提出卡洛夫组—牛津阶组储层类型主要为堤礁相块状高孔渗储层、点礁相透镜状中—高孔渗储层和滩相层状中—低孔渗储层,应根据不同储层类型设计水平井、大斜度井和直井,以提高单井产能。并建议开展麦捷让等构造老井挖潜研究,筛选1～2口井进行修井、酸化或压裂等老井挖潜改造,获气可能性极大。新的钻井设计不能效仿原来部分井使用钻井液密度过大导致储层损害的做法,而应把该类不当做法视为勘探失败的教训,结合新的钻探成果认真地归纳、总结出符合该区地质特点的方法。     

非常规排液技术在长庆气田的应用

长庆气田具有典型的低压、低渗、低产特征。气井实施压裂、酸化等储层改造措施后,依靠产出气携持作用和地层能量进行排液很难达到预期效果。排液时间长且不彻底,容易引起储层二次伤害和影响正常试气生产,必须采取有效的排液技术排出积液,以提高气井产量和确保稳产。基于现场试验,提出了几种非常规排液技术的现场应用,分析了各项技术的可行性,同时开展了现场制氮气举排液试验,并评价了其应用效果;试验表明,油管注气憋压排液和套放排液法适于套压较低的气井;油套连通排液适于部分油放不通而套压较高的气井;现场制氮排液相对成本低,效果明显,值得现场进一步推广。通过试验研究,为同类气藏现场排液技术的应用和决策提供了一定的参考。     

新型低分子泡排剂的研制及应用

泡排施工时,现有的泡排剂大多数产生的泡沫含水率较高,携液量也较大,不能很好地适用于苏里格低压低产积液井。针对苏里格气田低压低产井井筒积液的实际情况,研制出一种新型低分子泡排剂,并采用Ross-Miles法和搅拌法在实验室对该泡排剂进行泡沫性能评价,同时在同等实验条件下与不同泡排剂携液过程中的泡沫含水率进行了比较,在苏里格部分气井进行了泡沫排水现场评价。研究表明,该新型低分子泡排剂泡沫含水率低,能有效控制携液量,降低井筒压力梯度,可满足苏里格气田低压低产气井的泡排作业要求。     

苏里格气田快速排液技术

苏里格地区大量气井储层改造时进入地层及井筒的液体无法快速、有效返排。为避免对储层造成二次伤害,影响气井产能,统计该地区大量气井排液数据,结合现场施工经验,分析了影响气井压后排液效果的主要因素;对常用关放排液、液氮伴注排液、连续油管气举排液等技术从原理、适用条件、使用方法等方面进行讨论,结合现场实际应用情况进行类比分析,提出不同排液工艺的优化方法。结果表明,合理利用地层弹性能量和气体携液能力是提高排液效率的重要手段。根据气井压后的实际情况选择合理的排液方式,可达到指导作业现场快速排液的目的。     

充气泡沫酸解堵技术在低压气井增产中的应用

针对气藏开发中后期气层污染堵塞特点,研究出一套适应低压气藏解堵的工艺措施——充气泡沫酸解堵技术。该泡沫酸酸液体系耐高温、耐高矿化度、耐油性能好,开发出的泡沫发生器发泡性能好,在高温高压下能形成性能稳定的均匀泡沫流体。充气泡沫酸具有缓速酸溶、增能、高分散、分流、低密度、易返排、携带能力强的特性,有效解决了低压低能气井（层）酸化效果差的问题。在施工工艺上改进了以往解堵措施先将井筒灌满,液体漏失造成储层永久伤害的问题,先往地层注气,形成近井地带暂时高压,同时利用泡沫分流特性,提高低渗层段酸化改造生产能力,最后气氮将残液及反应后残渣带出。整个施工过程不打水,做到少进液、深穿透、二次伤害低。截至目前,泡沫酸解堵技术在文23气田现场施工应用18井次,工艺成功率100%,施工井有效率92.0%以上,累计增气2 069×104 m3,取得了显著的增气效果。现场试验表明,泡沫酸解堵技术是解除气井储层伤害和残液返排行之有效的工艺措施,对低压低能气层解堵有较强优势,填补了低压气井解堵增产中的一项空白,具有很高的推广应用价值,为同类油田油气井治理提供了借鉴。     

阿姆河右岸气藏主控因素

阿姆河盆地是中亚地区含油气丰富的沉积盆地,阿姆河右岸是中亚地区主要气源地。近十年来,研究区科研攻关成果显著,但对天然气成藏研究仍然不足,其主控因素尚不明确。为寻找阿姆河右岸项目下一步有利勘探目标,对研究区气藏进行剖析,重点分析构造及岩性气藏主控因素。综合利用地球物理解释、天然气成藏及沉积分析、圈闭及储层评价和单井产能分析等方法,认为阿姆河右岸气藏主控因素主要分为构造和沉积2方面。其中构造因素包括基底古隆起控制圈闭分布、断层为重要的油气运移通道和新近纪以来的构造事件使油气再分配,沉积因素包括膏盐岩有效遮挡是必要的封盖条件、生物礁滩体控制高产气井分布和储层类型影响气水界面及气藏类型。不同类型气藏由一种或几种主要因素控制,使气藏具有呈团块状聚集、带状分布的特点。     

土库曼斯坦钻井技术风险分析

土库曼斯坦钻井难度高、风险大.仅在阿姆河右岸区块,前苏联和土库曼斯坦钻探成功率极低,大部分井未钻到目的层.其中有30%左右井工程报废,0%左右井地质报废.文章结合一年来的钻井实践,分析认为土库曼斯坦钻井过程中存在以下风险:井控、垮塌卡钻、地层出盐水、膏盐层复杂、硫化氢、井斜、卡套管等风险和构造可比性差造成的其它风险.认清阿姆河右岸和尤拉屯区块钻井的复杂性和风险,并采取相应的预防措施,是该地区钻井成败的关键.     

阿姆河右岸B区气田水处理技术对比分析

为了解决阿姆河右岸B区天然气处理厂气田水处理能力不能满足上游气田生产的瓶颈问题,保证项目快速建产和投资回收,中国石油阿姆河天然气勘探开发公司牵头组织精干技术力量,联合科研、建设单位,开展相关工程技术领域科研攻关,初步形成了适合阿姆河右岸B区的橇装式"氧化除H2S+油浮选"气田水处理工艺和固定式"气提除H2S+气浮选"气田水处理工艺,投产使用后运行良好,有效地解决了阿姆河右岸B区气田水处理问题,并根据规划逐步在阿姆河气田推广应用,同时结合实际生产情况优化应用、改良性能,进一步完善由水处理技术和管理经验形成的地面水处理系统,为天然气生产服务,提高阿姆河气田生产效益。     

导流槽密封涡流排水工艺在大牛地气田应用探索

随着大牛地气田的不断开发,低压低产井比例逐年增多,气井排液难度越来越大,亟需引进排液新工
艺。涡流排水工艺通过改变气液两相流态,可以降低气井的临界流速与井筒压降,是一种高效、低成本有效解决低
压低产井排液问题的方法。现场试验发现,普通涡流工艺气液分离率低,排液效果较差,无法满足矿场应用要求。
因此,在分析原有涡流工具存在问题的基础上,从导流槽密封性和螺旋角度优化两方面着手,设计导流槽密封涡流
新工具,试验气井日增产气１０００ｍ^３,生产时率增加２．６３％,放空频次明显降低,有效改善了气井的排液效果。     

低压气井气举排液采气技术在马庄气田的应用

针对马庄气藏齐一段气层压力低、井筒积液严重的现状,采用改进的气举管柱,实施了气举排液采气技术,不仅有效恢复了气井自喷生产,而且防止地层被二次污染。为同类气田低压气井高效开采、提高气藏采收率提供了有效途径。