川西北地区超高压含硫气井安全地面集输工艺

四川盆地西北部地区超高压气藏富含硫化氢和二氧化碳,对地面集输工艺的安全性要求极高,其中双探1井为川西北地区典型的超高压含硫气井,是目前国内投入试采井口压力最高(104 MPa)的气井,其安全试采的关键是节流降压和防止天然气水合物形成。为此,以该井为先导,创新建立了超高压含硫气井的地面集输工艺流程:(1)考虑冲蚀腐蚀的影响,按照等压设计思路,设计了高压多级节流橇;(2)提出了地面一级加热+天然气水合物抑制剂+移动蒸汽加热的天然气水合物防治技术;(3)形成了地面安全控制技术,建立了安全等级最高的超高压井口安全系统,保障了气井的安全生产;(4)针对气田产水和高含硫化氢的特点,提出了气液分离+脱硫+缓蚀剂+清管的防腐措施。该配套技术工艺对超高压含硫气井地面集输工艺的研究和试验具有典型性和示范性,对其他同类气田具有一定的借鉴意义。     

井下节流工艺在苏中区块的运用

针对气井在一定条件下形成的水合物堵塞井筒、管线、严重影响到气井正常生产的问题,对井下节流工艺进行了分析研究,并结合井下节流工艺在苏中区块的应用,验证了井下节流工艺对水合物预防的有效性,为天然气水合物的防治提供了必要的依据,而且大幅度降低了苏中区块地面建设的投资与生产成本,从而获得良好的经济效益。     

气井井下节流防止水合物研究

气井井下节流工艺是将节流器置于油管的适当位置来实现井下节流调压，利用地热对节流后的天然气加热，改变天然气水合物的生成条件，对防止水合物生成起到了积极作用。文中建立了气井井下节流压降温降以及节流后地层加热过程的数学模型，以苏里格气田某井为例，应用自制气井井筒动态分析软件，对比分析了井下节流与地面节流水合物生成与携液情况。井下节流大幅降低水合物的生成温度，有效解决了气井积液的生产技术难题。     

海上含硫气井地面测试流程安全控制技术

海上油田含硫气井在测试过程中的安全控制是亟需解决的难题。首先简要介绍了含硫气井测试时存在的含硫气体泄漏、硫化氢对地面工艺流程设备腐蚀、生成水合物堵塞管道等风险,其次较为详细地论述了硫化氢数据监测系统的功能,包括地面工艺流程中硫化氢在线监测、井场环境中的硫化氢含量监测、流程多节点的安全监测等,再次介绍了安全控制系统中涉及的地面设备管道及密封元件材质的优选、多级节流控制、水合物控制、应急关断控制、施工环境安全控制、气液分离后的硫化氢实时处理等,最后介绍了该安全控制技术在渤海油田潜山深层含硫气井测试中的应用简况。     

防止水合物形成的气井井口温度定量分析

为避免气井地面节流温降形成水合物,发生堵塞超压,危及生产安全,通过分析井口温度变化特征,运用统计热力学模型计算气井地面节流压降点的水合物形成温度,提出采气地面流程水合物形成判定方法。采用气井非稳态传热模型和气井稳态传热模型综合分析井口温度变化类型、变化速度和井口稳定温度大小对水合物形成的影响。以龙王庙组气藏气井为例对防止水合物形成的主要生产参数控制指标进行计算分析,提出水合物形成井口临界温度及对应的水合物形成临界产量参数作为避免水合物形成的主要生产控制指标;在气井开井时,可以通过提高产量,加快井口温度上升速度,缩短水合物生成窗口时间,避免水合物堵塞,为生产管理和地面建设提供参考。     

井下节流工艺在徐深气田的试验应用

徐深气田深层高压气井均采用地面高压集输工艺,地面系统压力负荷重、投资成本高,部分气井经常发生井筒、地面管线冻堵问题,给生产管理带来一定难度。针对上述问题,2010年该气田引入井下节流工艺技术,对两口气井开展了井下、地面工艺试验研究。通过对试验前后生产数据对比分析认为,井下节流技术能够高效防治水合物冻堵问题,大幅减低井口压力,为徐深气田探索低压集输工艺模式提供了借鉴。     

大牛地气田含硫天然气集输工艺探讨

大牛地气田已建地面集输系统是针对上古生界气藏特点和气质条件设计的,不能输送含硫天然气。在分析奥陶系风化壳气井含硫特征的基础上,总结出大牛地含硫气井具有数量少、分布分散且含硫量低的特点。适用于大牛地气田含硫天然气集输工艺包括井下节流、掺混、井筒除硫和地面脱硫四种,各工艺的适用范围为:气井的H_2S质量浓度小于或等于154 mg/m~3时,可以采用井下节流或井口除硫工艺使气井正常生产;考虑掺混工艺时,需要有足够的不含硫天然气与含硫气掺混以使气质达标;考虑地面脱硫工艺时,潜硫量小于100 kg/d可采用干法脱硫,潜硫量大于或等于100 kg/d可采用湿法脱硫。     

东胜气田井下节流参数优化方法及其应用

鄂尔多斯盆地东胜气田普遍产水,井口温度低,气井井筒和地面管线容易产生水合物发生堵塞,采用井下节流技术可实现有效防堵。但是,现用井下节流工艺参数设计方法仅适用于单相气体的计算,没有考虑含水对节流压差的影响,导致节流器气嘴直径设计出现较大偏差,影响了产液气井的连续稳定生产。通过引入滑脱因子表征气液两相间滑脱效应,根据力平衡原理建立气液两相嘴流耦合模型,提出井下节流气井井筒参数动态预测方法。该方法评价表明,针对实施井下节流工艺的产液气井,新方法计算的井口油压、井口温度与实际值较吻合,基本满足工程设计精度要求。现场应用表明,优化井下节流工艺参数后,能够有效防治气井中水合物的生成,实现水合物抑制剂"零注入"和井筒及管线"零堵塞",还能有效降低气井临界携液气流量,提升气井的举液能力,改善排液效果,实现气井的连续清洁生产。     

气井井下节流工艺设计方法研究与应用

气井在生产过程中,在一定温度、压力及含水率条件下会产生天然气水合物,导致阀门堵塞、气井停产、管道停输等严重事故。为有效防止天然气水合物对气井生产的危害,结合图解法和统计热力学两种水合物预测模型,利用VDW和RK两种立方型状态方程求解节流温降模型,详细介绍了气井井下节流工艺参数设计的过程,并结合气井现场数据,对比分析了4种不同水合物预测模型和节流温降模型组合计算结果与生产数据的误差。研究结果可以为气井井下节流工艺设计提供参考。     

玛湖油田双节流工艺原理与实践

玛湖油田高含气井存在水合物冻堵问题的同时产气和产液量波动较大,而现场地面集输能力有限。为解决这一难题,提出双节流工艺,即在井下与井口安装节流喷嘴进行水合物防治与调产。基于PIPESIM软件计算双节流条件下油管与双节流喷嘴温压分布,研究了双节流工艺水合物冻堵预防、井口调产以及放喷防堵原理;分析了现场20口井51井次双节流工艺现场实践效果。5口试验井采用双节流工艺进行设计,冻堵问题严重的生产井水合物平均清理间隔均提高一倍以上。现场实践结果表明,井下节流比是双节流工艺设计的核心参数。减小井下节流比可以提高水合物冻堵预防能力;增大井下节流比可以提高井口喷嘴调产能力。高产气井以水合物冻堵预防为主,应采用较低的井下节流比设计;高产液井应采用高井下节流比设计,可以兼顾井口产量调整与水合物冻堵预防效果。这一结论为玛湖油田高效开发提供了坚实的理论基础。