文东油田气举井地面高回压研究及对策

随着油田进入注水开发后,由于气液比较高,为了满足油田提液的需要,开始应用气举采油工艺。但文东油田是各种举升方式均进入同一个油气集输管网,并且大部分气举井都因存在间歇出液而造成高回压问题,影响了单井产量,这已成为影响文东气举井产量的重要因素,只有了解地面高回压产生的原因及特点才能找到对策,恢复单井产能。     

中江气田井间气举优化研究

中江气田自建产投入开发以来,采取衰竭式开发模式,同时部分单井产量、地层能量较低,而产液量大,井底积液严重。井间气举工艺简单、原理简明,利用了井间生产差异的特点,充分利用现有地质资源,对积液气井进行辅助排水采气作业效果较好,具有效益好、投资小的特点。对于地层持续出液气井,气举原则为适当补压,少量多次,辅助排液,确保气井平稳生产,不波动。通过软件模拟、数据计算与现场试验相结合,更改工作制度逐渐找到最适气举参数(流量、压力、频率、时长),从而提高举升效率。并根据气举时压力、流量变化可将气举阶段划分为注气阶段、增压阶段、排液阶段、余压气举阶段、正常生产阶段,对此后井间气举工作开展起到一定指导作用。     

海上油田某气举井参数调整新方法

海上油田某气举井在完井阶段下入气举管柱,该井生产前期,由于地层供液充足,按照最初的气举设计方案可以正常生产,但生产一段时间后,由于地层供液不足,油井出现产量低,举升效率低的现象,为此对该井进行了举升工艺分析,找出了生产过程中存在的问题,并提出了一套适合该井的不动管柱钢丝打孔气举参数调整新方法,在当前低油价环境下,对提高...     

纯油区薄差油层和表外储层试井解释方法分析与认识

X区纯油区二、三次井主要开采有效厚度小于0．5m的表内薄差储层和表外储层,岩芯资料统计结果表明,平均有效孔隙度18．12％,平均有效渗透率74．0×10^3μm2从试井解释统计结果看,关井时间72h内出现径向流的井仅占11。05％。根据X区纯油区二、三次井开发现状,应用目前采用的试井解释方法,对出径向流直线段的井应用水驱平均压力进行地层压力水平分析,受解释参数的影响,地层压力偏低0．61MPa,采用合理参数计算的地层压力值与注采比的关系符合油田开发规律。建议今后应用产液剖面综合分析出液厚度,并考虑砂体发育情况编制软件精确计算单井的实际供油面积,提高地层压力的解释精度;不出径向流直线段井采用关井末点压力分析地层压力水平,在关井时间短的条件下,该压力不能真实反映实际的地层压力水平。由于受产量任务影响,不能无限延长关井时间,因此有必要针对薄差油层和表外储层试井资料出径向流直线段井数比例低的现状,探索压力恢复有效测试时间,并研究应用试井早期资料进行试井解释的方法,以更好地进行储层评价和指导生产。     

特低渗透油田开发技术政策界限研究

针低特低渗透油藏开发难度大的问题,提出保持地层压力水平开采是提高采收率的关键,影响地层压力水平的因素有注采井距、超前注水、注采比等开采方式。从技术极限井距与经济极限井距两方面分析X区块井距合理性;应用数值模拟法对超前注水时机进行了优化,得出不同时机地层压力变化规律;根据物质平衡方程建立注采比与地层压力关系,对压力降与注采比关系进行回归,得出合理压降下的注采比。研究结果对指导特低渗储层建立合理的开发技术政策具有重要意义。     

文23储气库单井注采能力分析

从注采井实际流动走向出发,分析影响单井注采能力的因素,通过软件模拟,定量化分析管径、压力等影响单井注采能力的敏感性因素,综合考虑抗冲蚀、携液要求,针对文23储气库计算了单井的合理注采产量范围,指导注采运行方案的优化调整,提高气库运行效率。     

临盘油田田3块开发方案研究

本文对开采方式、注水可行性、地层压力保持水平进行分析,并对油井单井产能、水井单井注水能力进行论证,再对区块合理井网密度及井距进行理论分析及计算,最终设计该块初期反七点注采井网,后期是开发效果,再转为交错排状注采井网。     

临盘油田涂料砂防砂工艺研究与应用

临盘油田埋藏浅,胶结疏松,随着油田进入注水开发中后期,油井含水升高,单井采液量增加,使油井的出砂范围越来越大,造成近井地层亏空,严重制约了油田的正常开采,本文从涂料砂充填模式的改变,改变套损井的工艺,施工后留塞工艺的阐述,为单井防砂提供理论依据。     

印尼Ban低压气藏气举排液失利原因分析及对策

印尼Ban气田于1979年开发第一口探井,在早中新统钻遇厚度为13.7 m TAF组砂岩气藏,之后数十年在该气田陆续共钻有7口开发井。随着Ban气田开发进入中后期,该气田部分气井出水问题日趋严重,且气藏压力导致气井间歇产水直到无气产出。在经过间歇开关井诱喷、连续油管气举之后,一部分井成功生产但另一部分井并无效果。通过Ban气田气举排液失利原因进行总结分析发现,Ban部分气井气举失利因素主要和地层水或者外来水造成气藏水锁、气藏结垢、气井井身结构、气举工艺方式有关。针对不同失利原因制定解决方案包括：除水锁液体体系、复合酸液解堵剂。经实践证明,针对不同气井停产原因利用以上方案均起到很好的作业效果,恢复了积液气井生产。     

增压气举排液采气技术在文23气田的应用

文23气田经过近三十年的开发,地层压力逐年下降,积液井日益增多,严重地影响着气田的稳产。排液采气工艺在提高气田采收率、提高气井开井率方面显得尤为重要。本文结合文23气田的开发实际,从增压气举参数的优化,地面管网流程、集气站内流程、计量配套流程的完善以及文丘里气咀的应用等方面全方位地介绍了增压气举排液采气技术,该项技术通过推广应用,取得了良好的排液增产稳产效果。     

柯克亚凝析气田气井增产技术

新疆柯克亚凝析气田勘探初期遭受了3口喷井的破坏和其后近20年的衰竭式开采,地层压力大幅度下降,地层反凝析现象严重,严重污染了井筒周围的储层,造成渗流阻力增大,致使多口气井停产或无法正常生产,影响气藏的整体开发效果。针对此现状,实施了气井增产配套技术,主要有:单井注气吞吐、高压天然气间歇气举、排液采气、优化管柱,取得了显著增产效果,为同类气田高效开采,提高采收率提供了有效途径。     

间歇气举采油技术在文留油田的应用

简述了文留油田气举采油工艺情况,分析了气举井在供液能力不足的情况下改变气举方式的必要性,介绍了间歇气举控制工艺的结构、工作原理、性能参数和应用情况,应用表明:间歇气举采油工艺能够有效降低气举井的注入气液比,提高气举举升效率。     

单井增压注水技术在XX油田的应用

XX油田储层物性差,非均质性强,属于低渗透油田。注水开发后,表现出注水压力上升快、地层压力保持水平低、欠注井日益增多。为了实现能够注够水,对欠注井实施单井增压治理。本文通过对单井增压注水试验效果进行分析,为欠注井的治理提供依据。     

生产数据分析技术在东海某气田动态分析中的应用

通过试井获得地层压力、产量等动态监测资料再借助现代试井分析技术可获取对储层的认知,进而预测气井产能,评价生产状况。而海上气井由于受作业条件、作业成本等因素限制,不便经常开展试井作业,这在一定程度了影响了对气藏的认知。而生产数据分析技术可直接从产量与油压关系出发,通过对特征曲线进行拟合分析,对单井生产动态进行诊断,同时获取地层参数及单井动态储量。将生产数据分析技术引入东海某气藏的单井动态分析中,井的生产动态拟合程度较好,地层参数的评价结果可靠性较高。应用结果表明:可直接采用生产数据借助典型曲线对储层参数进行评价,并为单井产量安排提供依据。该方法对于陆上不便进行压力测试的气井的动态分析具有一定的借鉴意义。     

连续气举排液采气技术在气井管理中的应用

连续气举属于补充能量的排液采气工艺,广泛适合于低产产液气井的排液采气,尤其适用于作业井的复产和地层能量弱且出液速度较快的气井,连续气举也要求现场要有比较完备的工艺设施和连续稳定的气源等条件,由于各井的情况不同,在实际的气举应用中要严密关注被举气井的生产情况,及时调整工作制度,以达到最好的效果.     

海上薄气层油藏开采方案设计

海上B油田上部存在薄的气层,海上作业成本高,限制了钻井的数量,因此采用3井对油气层同时进行开采。油管采油、环空采气的开采方式没有充分利用气层的能量。受气举采油的启发,利用井气来实现"自我气举",充分利用了上部凝析气层的能量。井气气举到地层压力为22 MPa时,气举采油达不到配产,此时采用井气气举+气举—电潜泵组合举升方案来接替采油。该方案较自喷+电潜泵接替举升(油管采油,环空采气)方案可节省功率49.45~58.42 k W,节能效果明显。井气气举+气举—电潜泵组合举升方案设计对海上油田高效、安全、经济的开发具有指导意义。     

关于“氮气增压气举复产工艺”参数的优化

苏里格气田开发过程中,常伴随有地层水、凝析水或凝析油产出。生产过程中,气井气液一起在井筒中流动,如果气井产能低于地层出液量,液体将逐步在井筒聚集,降低井口压力和产气量甚至造成气井停喷。而氮气增压气举作为苏里格气田开发后期低压低产积液井一项重要的排水采气工艺,在提高气田采收率、提高气井开井率方面显得尤为重要。本文总结前期氮气增压气举在苏里格中部气田的开展情况,在理论与实践相结合的基础上,推导了氮气增压气举复产工艺参数,为后期此项工作的开展提供技术依据。     

文东油田高气液比深井配套工艺技术研究

文东油田具有深层、低渗、异常高压高温、高饱和压力、高气油比、高矿化度、低密度和低粘度等特点。针对文东盐间油藏高气油比的特性,最初在开采方式上采取气举为主、机抽为辅的开采方式。随着气举规模的缩小,抽油机井逐渐占主导地位。高气液比深井主要位于在油藏边部的注采不完善区,主要依靠弹性开采,地层能量下降较快,动液面一般在2000m以下,举升难度大和高气液比都给采油配套造成较大的困难,制约了油田的开发。本文针对文东高气液比深井工艺配套展开论述,介绍了此类井配套工艺技术及科技成果,希望对广大油田的同事有所帮助。     

柱塞气举井操作优化研究进展

为了更好地阐释气田开发利用过程中柱塞气举井操作优化方面的研究进展和现场应用面临的主要瓶颈和挑战,在简要阐述柱塞气举工艺,并对现有操作难点进行分析的基础上,从单井优化模型、井群优化模型和优化算法3个角度入手,概述目前柱塞气举井操作优化的研究进展;对现存问题进行分析并提出建议,并对未来的研发方向进行了展望.     

白庙深层凝析气藏采气工艺技术

白庙气田属于深层低渗、高温、富含凝析油和凝析水、近饱和的复杂类型凝析气藏,目前已处于开发中后期,地层压力系数在0.8以下,积液及近井地带反凝析严重影响了气井产能和白庙气田整体采气工艺水平。本文通过模型优选、理论计算、工具研发及工艺配套,优化了闭式气举排液采气、水平井排液采气和注气吞吐解除近井地带反凝析污染技术。