低渗透气田气井生产工艺技术研究

为了解决低渗透气田后期开发出现的气井产气量下降、产水量上升,影响气井正常生产的问题,对气田后期开发模式进行了研究。气举排水采气工艺措施是提高气田后期采收率的重要措施之一,但对于低渗透气田,前期普遍采用井下节流技术后,实现了井口无人值守,而后期采取常规排水采气工艺措施,井口需有人值守,与前期开发不配套。利用压缩机将天然气增压后实施连续高压气举排水采气工艺措施,可使排水工艺一步到位,既能满足后期低压气增压外输以及连续排水采气的要求,又能维持原气田无人值守的开发模式。     

克拉2气田排水采气工艺优选及效果分析

克拉2气田作为西气东输的主力气田,因地质原因部分气井已经出水,严重影响气井产能和最终采收率,亟需采取排水采气工艺措施以维持气井稳定生产和边底水均匀推进。对常用排水采气工艺适应性进行了对比,指出克拉2气田目前最合适的排水采气工艺为井口增压和优选管柱,并对其开展了应用效果评价。结果表明:优选管柱和井口增压两种工艺可作为克拉2气田的排水采气工艺;对于出水气井而言,下入油管最优尺寸为62 mm,可有效携液生产并延长自喷生产时间;井口增压工艺可有效降低井口压力,释放地层能量,在井口压力降低6 MPa的情况下,自喷结束对应地层压力降低幅度可达10 MPa左右,大幅度延长了气井自喷周期。研究结果表明,井口增压可作为克拉2气田首选排水采气工艺,优选管柱可作为备选工艺。     

毛细管排水采气技术在四川某气田水平井中的应用

某气田针对近年来开发的水平气井井筒积液严重导致生产无法保持的持续正常的情况,采用了化排、气举、系统增压等排水采气工艺措施。由于水平井特殊的井身结构,现有的排水采气工艺措施有效率大大降低,有些工艺措施已不能继续使气井维持正常生产。仅依靠引进成熟的工艺技术已不能满足气田的进一步开发,必须开展排水采气新工艺技术攻关,确保气田的稳产、增产。开展毛细管排水采气和技术攻关,有望在短期内获得突破,并能尽快应用于生产。通过两口井的生产试验,毛细管排水采气实现平均日增产天然气约０．６×１０４ ｍ３,排水增产效果显著。生产试验表明毛细管排水采气工艺可以作为四川某气田水平井排水采气的有效措施。     

凝析气田开发后期处理厂工艺改进

凝析气田处理厂通过节流制冷脱水脱烃来控制天然气的露点,气田开采中后期由于压力逐年递减,导致外输气不能满足烃露点要求。通过HYSYS软件模拟计算和工艺比较,得出"JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺"可以满足气田中后期的外输气烃露点要求。     

榆林气田南区天然气水合物防治技术探讨

天然气开采环境为低温、高压,这就导致在输气过程中极易产生游离水从而生成天然气水合物最终影响气田生产。通过研究天然气水合物的特征及形成条件,结合榆林气田南区生产实际特从理论指导、工艺调整、现场操作等方面提出天然气水合物的预防措施,为采气管线安全平稳运行提供保障。     

盆5气田开发后期工艺改进技术研究

盆5气田天然气处理工艺采用注乙二醇防止水合物,节流制冷控制天然气的露点,该气田开采已进入中后期,产量和压力日益下降,工艺已不能满足外输气压力和露点的要求。为了提高天然气外输压力和降低天然气露点,提出J-T阀前、后增压方案和丙烷制冷改造方案。利用HYSYS软件计算出三个方案中低温分离器天然气相图,对相图进行分析,最后得出丙烷制冷和J-T阀后增压方案并选用燃驱往复式压缩机组,可满足该气田未来10年天然气外输压力和天然气露点要求,具有较好的经济效益,对其它凝析气田后期工艺改造具有一定的借鉴作用。     

同步回转采气工艺在大牛地气田的试验效果分析

随着大牛地气田的不断开发,地层压力逐渐降低,部分低压低产井因井筒积液导致井口压力低于管网输气压力,很多气井面临间歇生产甚至水淹停产。为维持气井的生产,现场通常采用站内地面放空的方式来扩大生产压差,提升气井激和能量的方式来排出井筒积液。但放空的方式带来了天然气的浪费,并污染了环境。大牛地气田开展同步回转采气工艺试验,旨在解决低压低产井的生产问题和减少天然气的排放。从同步回转采气工艺介绍、工艺适用条件、试验选井依据、工艺制度制定及优化方法、效果评价等几个方面进行阐述,为该项工艺的后期应用和气田部分气井负压开采提供了工艺技术支撑。     

螺杆泵排水采气技术在川渝某气田的应用

某气田开发已进入开发晚期,绝大部分气井进入了排水采气阶段。针对不同类型的气井,某气田采用了化排、气举、电潜泵、系统增压等工艺措施。由于气井地层能量的进一步减弱,现有的排水采气工艺措施有效率大大降低,有些工艺措施已不能继续使气井维持正常生产。仅依靠引进成熟的工艺技术已不能满足气田老区的进一步开发,必须开展排水采气新工艺技术攻关,确保气田的稳产、增产。开展螺杆泵排水采气和技术攻关,有望在短期内获得突破,并能尽快应用于生产。通过两口井的试验,不断改进和完善螺杆泵系统,检泵周期已经达到了4个月,是气田机抽排水采气的平均检泵周期的2倍。试验证明螺杆泵通过改进也可以应用于气井排水采气     

同步回转气水混输装置在苏里格气田的应用

随着苏里格气田气井生产年限的延长,气井地层压力逐步降低,生产能力下降。为了延长气井生产时间,提高单井产气量,其中措施之一便是降低井口压力,为此井口增压工艺在苏里格气田逐步开始试验、使用。此外,部分气井压力较低导致气井积液,为此需要采取相应的排水采气措施使积液排出,恢复气井正常生产。文章介绍了一种新型的安装在单井井口的同步回转一体化排水增压装置在苏里格气田的试验情况,分析了其应用效果,同时提出了该装置在气井排水采气工艺中推广应用的建议。     

无水低压气田后期开采不再难

无水低压气田后期开采不再难１９９６年４月８日，川西南矿区邓井关气田负压采气工艺试验喜获成功。３４号井日增产气２０００ｍ３。近两年该矿勘探生产效果不理想、天然气生产后劲不足，矿区在坚持对有水气田实施气举、机抽、泡排等采气工艺，大搞老井挖潜提高气田采收率...     

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利用天然气压缩机气举采气和增压输气，是解决四川中晚期气田因井压下降造成采输困难的办法。由于气田工况变化对压缩机性能有所影响，因此必须通过对压缩机进行转速调节，余隙调节，单作用运行，换缸，更换机种等方式来适应压缩机的非额定工况，并指出，为了满足气为工况的要求，必须解决好压缩机选型和正确使用问题。     

气田降压开采增压外输时机研究

国内很多气田已经连续开发多年,大部分气井已经进入降压、降产的开发阶段,已建的集输设施及工艺将不能满足气田未来的开发需要,需提前对气田的增压时机及增压模式进行研究,以保障气田效益的最大化。在调研国内某气田各生产井历史数据的基础上,预测各井的产量、压力变化,在最大限度利用现有设施的条件下,通过水力计算,模拟气井不同年份正常生产需要的最低井口压力,确定不采取措施时能正常生产的气井数量及产量,和采取措施后增加的天然气产量,从而确定气田的增压时机和增压模式。     

文23气田降压采气技术可行性分析

文23气田现已进入开采后期,地层压力明显下降,产量递减加速,只有采用降压采气技术才能进一步提高气田采收率.通过分析论证,在文23气田实施降压采气技术完全可行,可提高低压低产气井生产时率和气田最终采收率,大大提高开发效果.     

苏里格气田气液混输工艺研究及应用

随着气井生产时间的延长,储层压力逐渐降低,气井产量下降,井筒携液能力降低,甚至积液关停,严重影响气井的有效开发。目前现有排水采气工艺均需要气井具有一定自喷能力,存在一定的局限性。针对一些自喷能力弱的低产低效气井,本文提出了一种新型安装在气井井口的井口气混输增压及气举一体化装置,对油管进行气液混输抽吸增压,降低井口压力,同时可将气体回注,增大生产压差,带出大量积液达到增产目的。现场试验表明:井口气混输增压及气举一体化装置技术可靠,现场工艺可行,运行稳定,能对低产低效井进行有效的排水采气,提高天然气产量,实现挖潜增效,同时为苏里格气田增产稳定提供一定的技术保障。     

致密气藏低成本地面工艺优化简化技术——以苏里格气田为例

中国石油长庆油田公司苏里格气田是中国致密砂岩气田的代表,具有单井产量低、地面投资控制难度大、单井压降速率快、稳产能力差等特点。为了进一步有效降低致密气藏的开发投资费用,满足致密气藏低成本规模开发的要求,研发并应用新设备、新工艺、新材料对该气田地面集输工艺进行了优化简化:①对地面集气装置一体化集成并组合成橇,研发了天然气阀组一体化集成装置,优化了串接工艺,把原来的井间串接改为阀组间串接,井口天然气通过采气支管输送到阀组,再通过采气干管输送到集气增压站增压,最后通过集气支干线输送至天然气处理厂集中处理;②研发了井组增压一体化集成装置,降低了井口废弃压力,提高了单井的累计产气量;③采用气液分输工艺,24h连续输送,增加了防冻措施,稳定了运行工况;④应用非金属管道,降低了地面开发成本和运行费用。这4项致密气藏低成本地面工艺优化简化技术带来了该气田的经济、高效开发,也将给国内其他类似气藏提供了成熟的建设思路和技术储备。     

湿式工艺螺杆压缩机在低压气井开采中的应用

气田开发后期挖潜生产阶段，一般采取增压的方法延长生产期，提高采收率。目前依靠增压方式生产的气井越来越多，随着生产的继续，气井压力还将进一步降低，现有的增压采气设备（以活塞式增压机为主）难以满足气井不断降低的井口压力的需要。为此，有必要寻找或开发适合气井较低压力生产的低压或负压采气设备，所介绍的湿式工艺螺杆压缩机以其较低的吸气压力和中等处理量的特性，可作为选用的设备之一。     

井口增压与泡排组合开采工艺在低压小产水气井中的应用

在天然气生产环节中,降压开采增压输送工艺已作为一项成熟技术得到广泛应用,但是作为后期开采的负压开采技术未能得到推广。针对这种现状,开展了井口增压与泡排组合开采工艺方面的研究,并在黄家场、隆昌等气田开展应用试验,取得显著经济效益,文中就选并原则和典型井家１９井应用情况进行细致分析。     

凝析气田开采后期工艺改造方案的选择

针对气田开采中后期压力逐年递减、不能满足＂节流制冷脱水脱烃工艺＂的节流压差要求而导致外输气水、烃露点不达标的问题,需对原节流制冷工艺进行技术改造。对＂节流阀前增压＋节流制冷＂＂节流阀前增压＋丙烷制冷＂＂节流制冷＋节流阀后增压＂和＂丙烷制冷＋节流阀后增压＂4种改造工艺的流程进行了详细介绍,从工艺可行性、能耗、投资等方面作了对比分析,得出＂节流阀前增压＋丙烷制冷工艺＂优于其他3种改造工艺。并以某凝析气田为例进行模拟计算,由计算结果可知＂节流阀前增压＋丙烷制冷工艺＂可以满足该气田外输气水、烃露点和外输压力的要求。     

气井抽汲排液采气工艺的研究与应用

针对卫城气田产水状况及低产低能的特点,提出了新的抽汲排水采气工艺的原理和要求,介绍了系统组成和主要工具结构。现场试验表明,该系统和工艺对提高低压低产气井的采收率及高效开发具有指导意义。     

天然气井口增压开采工艺研究

为进一步研究天然气井口增压开采工艺的应用效果,保证天然气资源稳定开采和供应,采用了比较分析法,对某天然气田A、B、C、D4口气井进行单井井口增压生产试验,对不同天然气井口增压开采工艺下各个气井的实际开采情况进行分析,对天然气气井井口增压开采工艺及相关设备的应用价值有了一定了解,并在此基础上,对天然气增压开采的实际应用要点进行深入研究。