水平井排水采气措施时机及工艺优化设计

随着靖边气田和苏东南区的持续开发,部分水平井产量、压力递减快,表现出不同程度井筒积液特征。受限于水平井特殊井身结构,存在井筒携液能力无法有效识别,排水采气措施时机选择困难,常规助排工艺应用效果不佳等问题,制约了气井的平稳生产。为此,通过对比常用管柱临界携液流量与气田水平井生产动态,提出了基于载荷系数的极限套压举液理论,有效指导了水平井排水采气措施时机制定;其次,开展了球状、缓溶型泡排剂研制与速度管柱工艺优化设计,提高了措施实施效果;最后,针对水平井特殊井身结构评价了柱塞气举工艺的适应性,现场试验表明改善造斜段上部携液能力对提高水平井整体排液效果具有积极作用。本研究对水平井排水采气工艺现场实施具有一定的指导和借鉴意义。     

靖边气田上古丛式井管柱优选

随着靖边气田上古丛式井压力下降,部分气井带液困难,气井原有的携液增压生产制度无法保证气井的正常生产,造成产量降低,甚至积液停产。现有排水采气方式主要采取打捞井下节流器后进行井口排液复产方式,复活后继续增压生产,该方式可以短期内保证气井正常生产,一段时间后气井携液能力下降,容易造成井筒再次积液。通过管柱优选能够增加气流流速,充分利用气井自身能量,长期保证气井连续携液生产。     

优选管柱排水采气工艺技术的发展及成效

优选管柱排水采气工艺,是以充分利用气井自身能量的一种自力式气举排水采气方法。对流速高、排液好的大产水气井,可增大管径,减小阻力,提高井口压力,增大产气量。对产气量小、井底压力低、积水多、排水能力差的井,采用小油管生产,以提高带水能力,延长气井自喷期。文中分析了优选管柱连续排液的基本理论、设计程序和技术发展,以及工艺的优缺点,提出精选施工井是成功的因素。以川南矿区13口井优选管柱的经济分析,13口井优选管柱技术累计增产天然气1.75×10~8m~3,占该气田整个机械排水采气工艺增产气量的25％。并提出优选管柱排水采气,仍是川南老气田“九五”中增储稳产的重要工艺措施之一。文中还提出运用优选管柱,泡排工艺、柱塞气举相互组合应用,增加排水采气工艺的增产效益。     

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。     

页岩气井排水采气工艺综合优选方法

目前排水采气工艺的选择采用现场经验法和宏观控制图版法,考虑因素欠缺,工艺实施效果较差,文章根据压力供给与临界携液原则,结合经济效益分析,开展了页岩气井排水采气工艺综合优选。根据误差分析优选Mukherjee-Brill两相流模型用于计算页岩气井筒压力分布,确定排水采气工艺的压力适用界限;考虑产液量、液滴变形和造斜率变化引起的液滴碰撞,建立页岩气井全井筒临界携液流量模型,确定排水采气工艺的携液适用界限,最终建立页岩气井排水采气工艺综合优选方法。实例分析表明,页岩气井临界携液流量模型的预测精度达94.1%,页岩气井排水采气工艺综合优选方法能够实现“一井一策”的排水采气工艺定量优选,优选后的排水采气工艺具有良好的排液增产效果与经济效益。     

靖边气田氮气泡沫气举排液技术研究与应用

针对靖边气田产水气井,目前普遍采用泡沫排水采气工艺。而制约泡沫排水采气工艺实施效果的难点就是气井后期自身能量不足,不能将大量携液泡沫带出井口。针对产气量低及水淹气井等自身能量不足等问题,笔者提出氮气气举结合泡沫排水采气的思路,通过气流扰动,降低液柱密度,从而增强泡排剂起泡能力和携液能力。为有效解决泡排增能问题,本文通过室内试验优选起泡剂,结合气井工况计算优化气举施工参数,制定合理的气举气液比和每段泡沫的泵注时间,在保证套管承压的范围内达到施工时间最短,并在多口气井开展现场试验。实践证明,氮气泡沫气举排液技术能够满足靖边气田泡沫排水采气需要,扩大了泡沫助排工艺的应用范围,为气田中后期产水气井合理开发提供了技术支撑。     

撬装压缩机气举辅助泡排工艺试验与效果评价

靖边气田气井普遍表现为低渗、低压、低产的"三低"特点,气井生产到一定程度后不同程度地产出地层水,随着气井的压力和产气量逐渐降低,导致气井携液能力下降,无法实现自喷带液生产,气井生产后期泡沫排水采气效果逐渐变差。靖边气田气井普遍含有H2S、CO2等腐蚀性气体,机械气举排水采气工艺无法长期有效实施。为此根据靖边气田泡沫排水采气工艺应用和气井生产实际,在靖边气田开展了撬装压缩机气举辅助泡沫排水采气工艺试验。试验结果表明,该项排水采气工艺对于水淹气井复产和产水气井连续助排效果明显,为低压、低产的水淹井、弱喷产水气井排水采气探索出了新的排水采气工艺措施。     

靖边气田低压气井修井作业暂堵技术实验研究

靖边气田生产后期修井维护作业中,工作液漏失会造成固相堵塞、润湿反转、微粒运移和结垢、产液乳化等问题,将严重破坏和伤害储层,导致排液复产困难,因此优选一种适合靖边气田的修井暂堵液显得尤为重要和紧迫。此科研针对靖边气田储层岩性特征,在对绒囊暂堵液体系理论研究的基础上,进行了大量的绒囊暂堵液基液配方筛选和处理剂加量优选实验,研制出了具有良好的盐稳定性、抗温性、耐腐蚀性、暂堵能力以及对靖边气田储层低伤害性的绒囊暂堵液体系,同时在此基础上对暂堵液体系进行室内小样实验评价和室外模拟地层环境的暂堵和返排实验,最终确定了适合靖边气田修井作业的暂堵液体系配方,为今后靖边气田气井井下作业工作的开展建立了技术储备,具有一定的指导意义。     

靖边气田高产水气井井口循环气举效果分析

随着靖边气田逐渐进入开发中后期,部分高产水气井地层压力、产量持续下降,依靠自身能量及常规泡排、柱塞气举等助排措施,已无法满足气井连续携液生产需求,井筒表现出不同程度积液特征,严重影响最终采收率。结合靖边气田地面集输工艺特点及各类助排工艺适应性,开展了气举工艺设计,并在大产水井G1井开展了现场试验,通过分析气井产能、优化气举气量、气举工作制度及工艺流程,形成了"小型撬装压缩机+采出气循环利用"的井口循环气举工艺,可满足套管连续注气助排的生产需求。该井试验期间累计排液1 230 m3,日增产气量1.34×104m3,日产水17.8 m3,注采比1:1.5,取得了良好的经济助排效果。本研究对高产水气井排水采气工艺现场实施具有一定的借鉴意义。     

吐哈丘东气田机械排液采气工艺技术研究与应用

吐哈丘东气田经过近10年的开发,随着有水凝析气田衰竭式开采程度的加深,地层压力下降,部分井见水造成井筒积液,目前在用的临时放喷、临时气举、优选管柱、泡排等弱排液采气方式,已不能满足气田开发中后期的开采需求.根据气田实际开发现状、气井出水特征及地面管网情况,通过优选采用了机抽和电潜泵排液采气技术,机抽和电潜泵排液采气技术适用于水淹井复产及低压产水气井的强排的采气,设计安装和管理方便,实施后使因积液停产井恢复产气,日增气12.2×10<'4>m<'3>,日增油16.2 t,取得了显著增产稳产效果.     

页岩气井排采携液能力分析新方法

页岩气井排采过程中井筒呈气液多相管流特征,井筒多相管流分析是正确认识气井气液流动规律、制定合理工作制度、开展气井生产动态分析以及选择人工举升工艺的前提,如何选择准确可靠的多相管流模型进行计算分析尤为重要。因此,通过对川南地区40余口页岩气井井筒压力测试数据分析,优选出适合该地区页岩气井井筒多相管流计算模型;基于多相管流模型绘制油管流出特性曲线,结合节点系统分析原理,建立了一种新型的井筒气液多相管流临界携液气量确定方法。结果表明:①在井斜角小于等于45°的井段应采用H-BR管流计算模型,在大斜度(井斜角大于45°)井段应采用B-BR管流计算模型,并在有测试压力温度分布情况下,按测试结果选择合适的管流压降计算方法;②该井筒气液多相管流临界携液气量确定方法克服了判断气井积液通常采用Turner、Coleman等模型在高液气比条件下误差较大的应用局限性,可有效进行气井井筒携液能力分析及生产预警且节约了井筒测试成本。     

适合靖边气田特点的集气站增压工艺探讨

增压开采是气田开发后期的常用增产工艺之一。针对靖边气田压力递减快、部分井已经采取间歇生产方式而必须进行低压气井增压的问题，借鉴目前国内外气田增压常用的设备及方法，结合靖边气田的工艺实际，探讨分析了压缩机在该气田集气站应用的工艺流程，计算预测了气田增压开采期内的压缩机进、出口压力等主要工作参数。此外，在靖边气田集气系统压力不变的情况下，实施增压开采至少需要2级增压和压缩机可设置于分离器与脱水橇之间的认识，对现场生产具有指导作用。     

户部寨气田涡流排水采气技术先导试验

户部寨气田目前已处于开发后期阶段,多数气井的压力及产量难以满足临界携液要求,井筒积液较为普遍,制约了气井产能的发挥。针对增压气举、优选管柱等常规排水采气工艺存在的技术局限,综合考虑涡流工具适用条件及气田开发实际,优选部1-9井开展了涡流排水采气先导试验,现场试验结果表明:该井加装涡流工具后携液能力较先前明显提升,相同注气条件下日产液量提高91%,同时增大生产压差约1 MPa,取得了较好的试验效果,可为同类气井排液对策制订提供相应技术借鉴。     

靖边气田泡排新工艺优化及应用分析

泡沫排水采气工艺是靖边气田保障产水气井连续、稳定携液生产主要的排水采气措施,目前普遍采用井口间歇加注和站内连续加注的常规加注工艺。井口智能注剂、自动投棒及固体消泡等新工艺具有操作简单、工作量小、自动连续加注等优势,能够有效提高气井助排效果。因此本文在分析现有泡排工艺基础上,通过开展泡排新工艺的研究与现场应用,建立了不同类型助排气井泡排新工艺加注制度。重点根据气井不同的产水特征,结合单体泡排工艺优势进行了优化组合,为进一步扩大靖边气田泡排应用范围和中后期产水气井的合理开发提供技术支撑。     

靖边气田集气站闪蒸分液罐排液流程改造思路初探

在靖边气田集气站生产运行过程中发现：因上游来液量及其波动幅度较大,设备排液流程管径较小和运行压力为常压等原因,10座集气站在用闪蒸分液罐存在地层采出水无法自动及时泄放,需频繁进行手动排液的问题.针对该现状,首先结合气田常用设备、管材和管配件实际应用情况,设计了5种不同的双筒式闪蒸分液罐排液流程改造方案;接着应用水头损失理论计算得出了不同排液流程设计的理论排液速度以及改造投资预算;最后,以乌X站为例,进行了原因分析、排液流程改造方案优选,并经过改造前后应用效果对比证明了该改造思路的可行性.     

涩北气田排水采气优选模式

针对柴达木盆地涩北气田所面临的气井井底积液、产水导致产量迅速递减的问题,从准确把握气井排水采气时机、优选经济有效的排水采气方式出发,结合涩北气田生产动态,综合考虑动能因子、积液高度、油压、日产水以及油压、套压压差等多种因素准确诊断了气井积液的状况;分析了涩北一号气田递减阶段气井日产气量和水气比等生产数据的变化规律,根据多项管流井底压力计算理论、临界流量计算模型及涩北气田实际的采气油管尺寸,研制出了排水采气方式选择控制图,并建立了涩北气田排水采气优选模式;回归出了相应的计算公式,预测了涩北一号气田大规模进入优选管柱排水及泡排排水采气时期的具体时机,由于涩北气田属于次活跃与不活跃水驱气藏,水气比上升缓慢,除少数离边水比较近的井外,在整个开发期内不会大规模进入气举排水开采期。     

靖边气田产水气井连续携液模型的优化与应用

在气井生产过程中选用正确的连续携液计算方法,确定气井的合理产量是十分重要的。针对靖边气田产水气井,对现有三种连续携液模型进行了分析评价,对不适用现有模型的气井优化并建立了低产气、高压、高气液比气井连续携液计算模型。同时针对泡排气井的连续携泡计算,建立了泡排气井的临界携泡计算模型。     

川中充西须四段气藏气井单井开采特征及开采对策研究

针对川中地区充西气田须四气藏在开发过程中产水严重的问题，应用Dupuit临界产量模型，获取了一系列保证产水气井地层岩石不发生速敏效应、井筒不积液的优化产量，由此制定出产水气井合理工作制度，以尽量延长无水采气期。同时，还利用气井排液临界流量数学模型，计算气水同产期气井不同井口压力条件下的携液临界流量，从而确保实际产气量大于携液临界流量，充分利用地层能量带出液体。研究分析结果表明：①为维持气井正常生产，初步优选出优选管柱为须四气藏产水气井的排水采气工艺技术；②随着地层能量的进一步的衰竭，气井生产后期应用复合排水技术提高气藏采收率。     

科学管理增产天然气

截至8月12日,经过10天的异常泡排井现场技术服务,西南油气田重庆气矿邻水作业区生产27年的成19井,日产量从0.5万立方米升至1.1万立方米,生产25年的成34井日产从0.6万立方米升至1.6万立方米,气井生产稳定带液正常。这是该作业区针对后期气田带液生产现状,开展泡排效果调查及现场技术指导取得的成效。     

海上气田同心管与涡流采气技术适应性研究

涡流携液采气工艺是近年国外最新发展技术。该工艺技术是利用安装在采气管柱内的涡流装置,将流经装置前的气液两相紊流改善为两相分离的层流流态。通过减少气液两相流在井筒的能量损失并提高生产管中心气体流速,提高气井排液能力,达到气井带液长期稳定生产的目的。本文从海上气井对排液工艺要求入手,分析了涡流排液技术和同心管排液技术,对相关技术适应性给出建议。