常压页岩气井自生气气举技术

针对常压页岩气藏压后初期不具备自喷生产条件及电潜泵频繁卡泵停机问题,研究了常压页岩气井自生气气举技术。利用本井自生气作为气源,通过气举降低管柱内液体密度的原理,实现了常压页岩气井连续性排采。介绍了自生气气举井口流程和气举工艺管柱,进行了气举井注气压力敏感性分析和气举排液采气工艺设计。PYHF-3井现场试验表明,该井措施后日产液51.37 m3,日产气17 424.65 m3。常压页岩气井自生气气举技术将为常压页岩气井的连续性排采提供新的技术支持。     

中国页岩气排采工艺的技术现状及效果分析

在页岩气开发过程中,页岩气排采工艺是提高页岩气开发水平的关键技术,常用的泡沫排水采气、气举排水采气、电潜泵排水采气及有杆泵排水采气等技术都有一定的应用条件和缺陷。因此,优选合适的页岩气排采工艺就显得尤为重要。为此,通过分析我国页岩气排采井工艺选择的原则和排采工艺方式以及气举气源及气举方式的对比,重点论述、分析了目前国内已投产的5口页岩气井气举方式及排采效果,提出了对不同页岩气排采工艺的认识。研究结果表明：气举是页岩气（致密砂岩气）的首选排采工艺,气举气源主要有膜制氮气天然气,采用套管气举方式的排采效果优于油管气举方式;泡沫排采工艺适应于产液量低于10 m³的排采井;电潜泵排采工艺只适应于高液量页岩气井的排采。     

页岩气井同心双管排采新工艺研究

为了克服单一排采举升工艺的不足,实现页岩气井在高液量和低液量时期均能连续排采,研究应用了同心双管组合排采工艺。基于速度管柱排水采气可以降低页岩气井临界携液流量、增大井筒中气体流速、提高气井携液能力的思路,优化了页岩气井速度管柱,速度管柱直径优化为φ48.3 mm;实现了排采前期液量充足时采用高排量电潜泵排液,液量较低时采用气举诱喷。该技术在彭页 HF-1 井开展了现场试验,措施后排采井日产液37 m3,日产气量20 250.65 m3,累计产气量151.32×104 m3。试验结果表明, 页岩气同心双管排采工艺技术可以降低页岩气井临界携液流速,为页岩气井的连续排采提供了新的技术支持。      

常压页岩气井排采工艺的研究—以彭水区块为例

通过在彭水区块开展电潜泵、射流泵、气举等排水采气工艺的研究,认为常压页岩气井在排采的不同阶段应采取不同的排采工艺:对于无自喷潜力井,采取大排量电潜泵快排-射流泵排采模式;对于有自喷潜力井,采取大排量电潜泵快排-自喷生产-气举排采模式。     

页岩气水平井排水采气工艺应用探讨

水平井是实现气藏高效开发的关键技术,应用效果良好。但是随着气藏的持续开发,部分水平井出现产量、压力双递减的情况,表现出不同程度井筒积液特征,而受限于水平井特殊井身结构,水平段的积液对气井开采影响更大,严重制约了气井的平穗生产。首先对水平井排水采气工艺进行了调研,分析了各种排水采气工艺的适应性,结合建南气田水平井成熟的排采工艺技术,对涪陵页岩气排水采气工艺的选择进行了探讨,初步提出以优选管柱、泡沫排水采气工艺为主,邻井高压气举、电潜泵排水采气及组合工艺为辅的排采思路,为提高气井排液德产效果提供一定的借鉴意义。     

电潜泵排液采气工艺技术研究与应用

随着开采的进行,地层水进入产气通道,气井积液现象日趋严重,对于产液量比较大的气井,一般排液采气工艺实施难以成功实施。严重影响油气的采收率,根据积液气井的实际情况,进行了电潜泵设备的选型优化设计,制定了电潜泵排采的工作制度。通过在现场的应用,电潜泵排水采气取得了较好的效果,有效的改善了排液量变化大气井的开发效果,能有效排出近井地带液体、维持气井连续生产,油压持续增加,有效提高气井的累积产气量,与此同时,工艺的自动化程度高、管理方便。针对此类井有很强的实用性,应用前景广阔。     

深层水淹气井电潜泵排采工艺优化分析

川西须家河气井见水后产水量迅速上升,易导致水淹停产。气藏高温、高压、超深的特征制约了常用排水采气工艺的应用。在DY1井引入电潜泵排水采气工艺,针对大斜度深层气井开展设计和施工工艺优化,评价排水采气效果,分析故障原因,认为电潜泵排水采气工艺能满足该井连续高强度排液要求。但是,受机组振动和地层流体腐蚀等因素影响,电潜泵排采工艺技术在深层气井中应用风险较大。     

彭水区块常压页岩气井自喷条件研究

彭水区块页岩气为低渗低孔常压页岩气藏,地层无法依靠自身条件实现自喷连续生产。需借助人工举升方式进行排水采气,考虑到埋深等地质因素,选用电潜泵进行排采,但排采后期,地层产液逐步下降,无法达到电潜泵最小额定排量,页岩气井无法稳定生产。因此研究常压出水气藏自喷条件研究迫在眉睫,对Turner液滴模型开展研究提出影响自喷条件的因素:气液比、生产管柱横截面积等展开研究,从工艺措施上提出了解决方案。并在实际运用中取得了良好效果,为常压页气藏实现连续排采提供了新的思路。     

高压电驱压缩机循环气举工艺在威远页岩气平台井的应用

威远区块某页岩气平台井受邻井压窜、井区地质条件的影响,页岩气井产量持续下降,采用常规气举、泡排、柱塞等排水采气工艺技术已无法实现气井连续携液生产,井筒内积液严重,不同程度影响了气井最终采收率。综合当前排水采气工艺技术,优选电驱高压压缩机配合油管下深至水平段对积液平台进行连续气举,达到提高气井排液效率、解除积液的目的。现场应用表明,该工艺具有“能耗低、噪音小、排量大、效率高”等优点,有效实现了平台井 ４口水淹井的复产,填补了常规页岩气二次采气技术的空缺。     

彭水区块页岩气生产井排采方式研究与应用

为了实现彭水区块页岩气井快速排液,降低压裂液对储层的污染,提高返排率,促进页岩气快速解吸,在分析彭水区块页岩气藏基本特征和生产特点基础上,分析了低压页岩气井不同生产阶段的生产特点,并从工艺上提出了不同的解决方法,形成了彭水区块页岩气井压裂后快速排液、稳定降压和自喷生产的“三段式”排采方式。该排采方式在彭水区块3口已投产页岩气水平井现场应用后,取得了较好的开发效果,为彭水区块低压页岩气井的有效勘探和开发提供了新的技术支持。      

四川盆地长宁页岩气井生产特征及开采方式

页岩气开发生产特征与常规气存在较大不同,采取合理的开采方式实现页岩气井在不同阶段的高效开发,提高单井采出程度,是页岩气开发过程中首先需要考虑的问题。为此,通过对规模上产的长宁页岩气田71口页岩气井的生产动态和不同阶段实施工艺措施进行分析评价,认为页岩气井具有投产初期产量、压力递减快,无稳产期的生产特征,不同的气井产能差异大,递减率相差大并呈正态分布;页岩气井储层的特殊性增加了压裂液返排难度,气井中后期低压和积液是制约生产的主要因素。研究结果表明:页岩气井投产初期采取以控压开采为主的生产方式,可以降低或减缓应力敏感效应,延缓产量递减;在中后期气井生产压力接近输压或低于临界携液流量期间,采取下小油管、泡排、气举、柱塞举升和增压工艺可维持气井相对稳定生产。本次实验探索并形成了长宁页岩气井工艺排液应用条件和适合的工艺措施类型。     

低压低产页岩气井智能生产优化方法

针对页岩气井在生产后期因积液和地层压力不足影响产量的问题,提出一种适用于低压低产页岩气井的智能生产优化方法,以人工智能算法为中心,实现气井的自动生产和运行监测。智能生产优化方法基于长短期记忆神经网络预测单井产量变化,指导气井生产,实现积液预警和自动间歇生产等功能,配合可调式油嘴实现气井控压稳产,延长页岩气井正常生产时间,提高井场自动化水平,实现“一井一策”的精细化生产管理模式。现场试验结果显示,优化后的单井最终可采储量可提高15%。相较于衰竭式开发后立刻采用排采工艺的开发模式,该方法更具有经济性,且增产稳产效果显著,具有较好的应用前景。     

页岩气全生命周期气举排水采气技术研究与应用

页岩气等非常规气藏是我国“十四五”天然气上产的重要领域,其主体开发工艺是“水平井+体积压裂”。在排采技术中,气举由于不受井斜、井深等限制,在水平井中应用优势突出。基于此,研究提出了贯穿整个排采期的全生命周期气举排水采气技术。该技术以多级气举阀为核心,通过改进设计方法和完井工具,实现连续气举与柱塞气举、泡沫排水采气、负压回注排水采气、喷射气举等技术的集成,并配套智能化管理平台,形成气举复合排水采气技术,可利用一趟完井管柱将气井开采至废弃。建立贯穿全生命周期的技术策略,满足了页岩气藏不同生产阶段排水采气技术需求,减少了排采方式变更带来的修井作业量,达到降低技术成本、减少储层伤害的目的,预计可提高采收率3%~6%,页岩气井开采成本大幅降低。     

延川南煤层气田万宝山构造带煤层气排采工艺及效果分析

通过总结归纳延川南煤层气田万宝山构造带煤层气井的检泵作业原因,分析其主要影响因素,并立足于实际生产需求,有针对性地提出了利用撬装式回流洗井方式进行煤粉治理、利用阴极保护器进行防腐及利用内衬油管进行防偏磨的工艺技术。现场实际应用表明,上述排采工艺措施均能有效延长排采井的免修期,为煤层气井的稳定、连续生产提供了有力保障。     

煤层气井水力射流泵排采的适应性研究

我国煤层气资源丰富,但未能进行商业化开采,排采环节是关键之一。本文综合分析了我国煤层气井的排采特殊条件,总结了煤层气井现场排采设备应用中存在的问题,结合射流泵排采工艺的技术特点,对比分析了应用水力射流泵排水采气的技术优势。研究结果表明煤层气井应用射流泵排采工艺是可行的。     

威远页岩气井低压低产期稳产技术与实践

威远页岩气井具有初期产量高、递减快的特征,根据生产特征可分为压后返排、快速递减、低压低产三个生产阶段,不同阶段生产特征差异明显。低压低产阶段,气井产量低、压力低、递减速度慢、生产周期长,产量贡献达60%,是稳产技术实施的主要阶段,但生产效果易受井筒积液、压裂窜层水淹、外输压力波动、井筒堵塞等因素影响。针对各种产量影响因素及不同类型问题井,形成了以增压、泡排、柱塞、气举、井筒清洗及其组合措施的老井稳产技术对策,以实现快速复产,例如轻微积液井优先开展增压并采取泡排措施,间歇积液井优先采取泡排或柱塞工艺,严重积液井优先采取反举或关井气举措施,井筒堵塞井采取井筒清洗或连油冲洗,压窜水淹井优先采取同步降压气举、连油气举及替喷等措施。通过页岩气井低压低产期稳产技术的实践,形成专项技术模板,有效治理气井各类生产难题,最大程度挖潜气井产能,提升老井持续稳产能力,实现页岩气区块高效开发。     

基于物质平衡的页岩气井压裂改造裂缝体积与面积计算

页岩气井的压后排采过程呈现明显的阶段性特征,根据生产气液比与累积产气量的关系曲线可将整个排采阶段划分为早期阶段和晚期阶段。在排采生产早期,气井表现为气液同产,并以产液为主,此时页岩基质向裂缝系统的供气能力不足,整个水力裂缝系统（主压裂缝、次级压裂缝及沟通天然裂缝）可视为封闭体系。从物质平衡原理出发,建立了基于排采早期阶段生产数据的压裂裂缝初始体积和面积的计算模型,并以龙马溪组典型页岩气井进行了实例分析。结果显示,分析井的裂缝体积为注入压裂液量的70%左右,裂缝面积可达107m2量级,较大的改造裂缝面积也说明压裂形成了较复杂的缝网,提高了气井有效泄流面积。该模型解释结果与页岩气井排采参数和产气能力吻合良好,是评价压裂裂缝参数和改造效果的有效途径,对矿场水力压裂效果评估具有指导意义。     

长宁页岩气井柱塞气举工艺规模化应用及效果分析

常规气井柱塞气举工艺在页岩气井应用中存在大斜度井段液相漏失明显、钢丝作业风险高、柱塞与地面增压协同运行难等问题。为优化柱塞气举工艺的运行效果，通过对页岩气井的精细化柱塞工艺设计，规范排液位置、配套工具选型、柱塞介入时机、平台柱塞错峰运行等措施，为工艺规模化应用提供了技术支撑。结果表明，55～65°井斜角的井深是柱塞排液的较优深度，通过优选“带单流阀卡定器+柱状柱塞”工具组合，在气井产量接近1.2倍临界携液量时以平台错峰制度运行柱塞，可实现页岩气井柱塞气举工艺的正常运行；构建的柱塞气举工艺远程智能管理系统实现了对柱塞运行状态的实时监测、异常工况诊断与远程处理，大幅提升柱塞气举工艺管控效率；精细化设计与平台化管控相结合使页岩气柱塞气举工艺发挥短期增产、长期稳产的效果，具备了规模化应用条件，并取得了良好应用效果。该模式可推广应用于气举、泡沫排水等工艺，实现多类排采工艺的规模化、精细化应用。     

武隆区块页岩气井排采方式研究与应用

通过武隆区块3口页岩气井储层特征、排采适应性分析以及排采影响因素分析,指出优选管柱、气举阀气举和射流泵排采3种排采方式在该区页岩气井现场应用后,取得了较好的开发效果,为武隆区块常压页岩气井的效益勘探和开发提供了新的技术支持。     

煤层气井排采制度及配套工艺技术

根据延川南煤层气试验区煤层气井排采过程中,因排液速度不合理和排采工艺不完善,造成煤层气排采井生产周期短、产气量低、资料录取不准确的现状,通过试验区45口井排采工作的摸索和试验,探索了"五段制"的工作制度和合理的套压范围,形成了防砂防气锁的斜井泵排采技术、电子压力计地面直读监测技术、捞砂泵捞砂技术,结果表明"五段制"的排采制度保证了延川南试验区煤层气排采井产气量稳步上升,日产气量超过16 000 m3,生产周期由224 d延长至353 d。