苏里格气田数字化排水采气系统研究与应用

苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点,单井产量低,携液能力差,部分气井井筒存在积液甚至出现水淹停产。为了确保气田平稳生产,在低压低产气井实施了多项排水采气措施,取得相应效果。随着 气田开发时间增长,积液井不断增多,排水采气方面的工作量不断增大,如沿用以前工作方式难以满足气田发展需要。数字化排水采气系统集成气田数字化技术和采气工艺技术,优化核心技术,创新排水采气工作模式,实现了自动排查气田产水井、展示积液井、计算井筒积液、优选气井排水采气措施、实时跟踪气井生产情况、分析总结排水采气措施效果等功能。通过该系统,量化排水采气措施关键参数,减轻技术人员工作量,提高技术人员工作效率,改 善气田现场技术支撑环境。     

苏里格气田排水采气技术进展及对策

苏里格气田属于典型的"三低"气田,气井投产后产气量、压力下降快,气井携液能力不足,随着生产时间的延长,气田积液气井逐年增多且达到了区块总井数的60%,井底积液也愈发严重,确保气井产能发挥与解决井筒积液问题之间的矛盾日益突出。以苏里格气田中部苏6、苏36-11等6个区块排水采气工艺技术推广试验应用为例,针对泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、气举复产等排水采气工艺技术,从技术进展、适用性分析、实施效果、工艺评价等方面进行总结分析,明确了气井不同生产阶段排水采气工艺措施,建立了排水采气工作流程,历年累计增产气量突破7×108 m3。通过技术应用评价探索出低压低产气井排水采气工艺方法,形成了苏里格气田排水采气工艺技术系列,对气田产水气井的开发管理提供指导。     

苏里格气田降油压套气排水采气工艺浅析

气井在进入低产气量、弱携液能力的生产中后期时,压力和产量下降很快,导致部分气井出现积液问题,苏里格气田采取了多种排水采气措施以恢复这些气井的生产。由于气举复产需使用大型的高压制气设备,所以其作业过程往往风险大、投资高。降油压套气排水采气工艺是一种气举复产的新思路,通过降低气井井口压力以排出积液、提高产量,达到使气井"复活"的目的。通过详细论述工艺原理,并与气举复产进行工艺比较;同时研究、分析气井的生产规律和排液过程,设计了降油压套气排水采气的工艺流程。最终经分析、论证,认为该工艺较气举有投资低、风险小、见效快的优势,在苏里格气田的工艺特点和条件下可行。     

智能柱塞气举排水采气在苏里格西区应用研究

苏里格气田西区开采以来,部分气井已进入生产中、后期,压力和产能普遍偏低,不能满足气井生产的连续携液要求,导致部分气井井底或井筒内产生积液,严重影响气井正常生产。目前苏里格气田西区引入MI智能柱塞气举排水采气系统,通过分析柱塞气举排水采气系统的特点,结合在苏西区块的试验效果,评价其工艺适用性与经济效益,分析其优缺点。     

两级同步回转压缩机排水采气技术应用研究

苏里格气田进入开发中后期,出现气井携液能力下降、井筒积液排出困难现象,导致复产稳产难度大的问题,严重影响气井正常生产。结合同步回转压缩机气液混输的特点,采取两级增压,对积液井实施连续气举、增大生产压差、排出井筒积液的排水采气工艺;以气井流入、流出曲线为基础,分析了排水采气机理;分析了气井在压缩机连续气举工艺下的生产数据,从增产效果、适用性、经济性及同类工艺对比四个方面进行了工艺评价;提出了压缩机装置以"高压力、大排量、高度集成"的思路继续优化发展的建议。研究结果对苏里格气田中后期稳产提供了有效思路。     

苏里格气田井下节流气井积液高度计算方法

产水气井井底积液会给气田及气井本身带来严重的危害,准确诊断气井的积液情况是把握排水采气措施实施的关键。但苏里格气田气井多采用井下节流方式进行生产,常规方法已经不能准确用于其积液深度计算。为此,本文将节流动态模块套入井筒压降系统,采用流动气柱法从井口油压向井底计算压力,采用Ansari流态模拟法从井底向井口计算两相流压力,两种方法的交汇点计算气井积液高度,并在泡沫排水的携液能力、消泡、破乳等问题上,提出积液高度对泡沫排水工艺实施的指导。     

苏东南区柱塞气举排水采气示范区建设思路及评价方法

苏东南区为典型的"三低"气藏,低产、低效井多,气井自身携液困难,部分气井甚至出现积液停产现象,影响正常生产。柱塞气举通过建立稳定的气水机械界面举升液体,具有气量要求低、举升效率高、自动化程度高等优势,是低产气井排水采气的主体技术之一。本文通过分析柱塞气举单体工艺、区域开发动态及地面配套工艺,从装置安全性、稳定性及措施效果等方面提出了示范区综合评价方法,论证了建设苏东南区柱塞气举排水采气示范区的可行性,对苏里格气田低产低效气井柱塞气举工艺规模化应用具有一定的指导意义。     

苏里格气田排水采气工艺技术研究与应用

苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点。近年来,在前期大量研究及试验的基础上,初步形成适合苏里格气田地质及工艺特点的气井排水采气技术系列。在产水气井助排方面形成了以泡沫排水为主,速度管柱排水、柱塞气举为辅的排水采气工艺措施;在积液停产气井复产方面形成了压缩机气举、高压氮气气举排水采气复产工艺。各项排水采气工艺措施的实施,有效确保了产水气井的连续稳定生产。文章对各项排水采气工艺措施在苏里格气田的适用条件、应用现状等进行了介绍,并结合苏里格气田气井产量低、数量多的实际,指出了排水采气工艺技术的技术发展方向,这对深化苏里格气田排水采气工艺技术的应用具有一定指导意义。     

苏里格气田新型柱塞气举系统应用研究

苏里格气田属于典型的"三低"气田,随着生产年限的延长,气井压力、产量快速下降,低压、低产、间歇气井逐年增多,井筒积液问题越发严重,依靠气井自身能量维持气井正常生产的周期明显缩短。为了解决低压低产气井积液和常规柱塞工艺应用受限的问题,苏里格气田开展了新型智能化柱塞气举排水采气工艺技术研究与应用,通过控制系统改进、生产制度优化和实施效果分析,评价了新型柱塞气举系统的适用性及经济性,形成了适合苏里格气田生产特征的柱塞气举工艺系统及柱塞制度优化模式,为低压低产积液气井管理探索出了新的途径,具有广阔的推广应用前景。     

苏里格气田小直径油管排水采气试验及效果分析

苏里格气田属于低压低产气藏,气井生产中后期,因井底压力和产气量低,气井携液能力差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井的正常生产,部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力,依据管柱优选理论,结合苏里格气田井筒实际情况,优选适合该气田的小直径油管作为生产管柱,在原φ73mm油管内下入φ38.1mm连续油管。采用小直径油管生产后,产气量产水量均明显增加,取得了较好的排水采气效果。     

毛细管泡沫排液采气工艺在低压、小液量水平井中的推广应用——以川西坳陷中浅层气藏为例

为了解决起泡剂加注不到位导致水平井泡沫排液采气工艺应用效果变差的难题,在对四川盆地川西气田气井产气量、产液量和井身结构等3个方面进行毛细管泡沫排液采气工艺适应性分析的基础上,同时开展注剂点深度设计、毛细管规格选择、工具串参数(最大长度和最小配重)及泡排参数(起泡剂选型、地面加注浓度和地面加注量)选择等方面的优化研究,制订了毛细管标准化作业流程,并开展了现场应用试验。结果表明:(1)毛细管泡沫排液采气工艺在中浅层、低压、小液量水平井中具有推广潜力,但产气量过低、产液量过高或含凝析油过多的井不宜采用该工艺;(2)泡排工艺注剂点深度井斜角介于70°~80°,毛细管规格的选择应满足井深对抗拉强度的要求,泡排参数需针对具体井况与积液特征进行优化,毛细管施工作业应遵照标准化流程;(3)截至2017年7月底,中石化川西气田有9口水平井开展毛细管泡沫排液采气工艺试验获得了成功,累计增产天然气295×104 m3;(4)形成了毛细管防卡、注剂测压一体化、净化排液联作、毛细管井口悬挂等4项毛细管泡沫排液采气配套技术。结论认为,毛细管泡沫排液采气工艺系列技术为川西坳陷中浅层气藏、低压、小液量水平井的排液稳产提供了技术支撑,可为同类型气藏的水平井实施排液采气工艺提供技术借鉴。     

页岩气井生产过程异常诊断方法研究——以涪陵页岩气田为例

涪陵页岩气田开发已超过7年,井筒积液、油管腐蚀穿孔、管柱堵塞等问题逐渐显露,严重影响气井的正常生产.为提高涪陵气田页岩气井异常判别的准确性,基于"U"型管原理,建立气井生产过程合理油套压差计算方法,从8种组合方式中优选出H&B—B&B组合模型作为井筒多相流流动计算模型,并优选了振荡式冲击携液模型计算临界携液气量.结合各...     

苏里格气田苏6井区老井生产分类研究

苏里格气田属低渗透、低丰度气藏,气井普遍具有低压、低产、小水量、含凝析油的特点,气井生产中后期,气体滑脱损失大,井筒压力损失增大导致气井携液能力变差。针对苏里格气田最早开发的28口老井压力与产量变化关系,分析了井筒压力梯度分布规律及气井生产情况,在对大量生产数据跟踪分析的基础上,研究了苏6井区老井生产规律,提出了苏里格气井生产所要经历的三个时期(连续平稳生产期、自然间喷生产期、间歇生产期)并对气井三个生产时期的特征进行了分析和研究。     

固态流化采掘海洋天然气水合物藏的多相非平衡管流特征

由密闭管线将破碎的海洋天然气水合物(以下简称水合物)颗粒向上输送至海面平台,是固态流化采掘水合物藏工艺流程的核心环节,但水合物固相颗粒在上升过程中受到温度升高、压力降低的影响,至某一临界位置将会分解产生大量气体,使井筒中的流动变为复杂多相非平衡管流,进一步加剧了井控、固相输送等安全风险。为了研究水合物在上述过程中的动态分解规律,通过建立井筒温度和压力场、水合物相平衡、多相上升管流中的水合物动态分解、耦合水合物动态分解的井筒多相流动数学模型,提出了数值计算方法并予以验证。研究结果表明:(1)应用数值模型分析,得到了不同施工参数条件下的液相排量、固相输送量(日产气量)、井口回压对多相非平衡管流的影响规律;(2)提出了基于多相非平衡管流特征的现场施工措施,适当提高固相输送量可以提高天然气产量,应同时增大液相排量、施加井口回压来保障井控安全。结论认为,该项研究成果为施工参数优化和井控安全提供了技术支撑,也为其他海区水合物藏固态流化采掘多相非平衡管流预测提供了手段。     

动能因子在苏里格气井积液时机判断中的应用

气井积液会不同程度地降低气井产能,严重制约气井稳产能力,极大地妨碍气井正常生产.因此及时判识出气井积液,力争在气井积液之前采用妥善的排水采气工艺,可显著减小和解除积液导致的严重后果.通过计算苏里格气井单井的动能因子,并与苏里格气田不同类型气井的临界携液流量进行比较,得到苏里格气田气井能连续携液时的动能因子的最小值,根据苏里格气田不同类型井临界携液流量及动能因子变化出现拐点处的气井日产气量互相验证,为判断气井积液时机提供有效参考依据.     

页岩气排水采气技术研究及应用

页岩气井长期经济有效的生产是页岩气开发的基本要求。页岩气井积液严重影响采气生产,需要长期实施排水采气工艺。通过定制实验及现场测试发现：页岩气井后期带液生产,水平段以层流为主,斜井段为段塞流,是井筒积液开始发生的位置,斜井段积液后,液体回流导致水平段液量聚集;关井油管内的积液退回到储集能力强的长水平段,井筒液面低;油管下入水平段将限制气井产能;斜井段偏心漏失导致柱塞气举效率降低。根据页岩气井长期低压小产特征及井筒气液流动特点,提出了充分利用页岩气井能量、实现经济高效排水采气的开采对策。选定优选管柱、泡沫、柱塞作为页岩气井排水采气3项主体工艺,优化各项主体工艺的技术方案和做法,实现通过工艺辅助页岩气井自喷排水采气。页岩气排水采气技术在川南地区长宁区块推广实施后,气举助排及复产工作量降低,水淹井次减少,有效维护了老井产能。     

天然气压缩机气举工艺在苏里格气田的应用

针对苏里格气田部分气井井底积液严重导致无法正常生产的现状,研发了排量达6×10~4m~3/d的车载式天然气压缩机,设计了全封闭式的增压气举工艺流程。现场应用表明:该设备操作方便、安全环保、施工费用低;有效实现了7口水淹井复产,为低压低产气井提高采收率探索了一条新途径。     

积液停产气井注气合压降液诱喷复产工艺

气举是积液停产气井诱喷复产的常用工艺，气举诱喷成功的前提是拥有足够高的气源压力。文中针对实践中遇到的气举气源压力时有不足的难题，从诱喷的过程就是减少井筒积液量过程这一基本原理出发，运用反向思维，论证提出了注气合压降液诱喷复产工艺思路，并通过理论计算分析，对工艺应用的技术关键进行了研究．优化形成了“合压降液-正举诱喷-反举排液”组合工艺方法。工艺采取对积液井实施油管与环空注气合压，通过将部分积液暂时压回地层，减少井筒积液量，进而利用油管与环空容积差异，实施正举诱喷，实现了降低诱喷对气举气源压力需求的目的，将气举诱喷的气源压力需求降低了40％左右，有效地提高了气举技术应用的适应性，拓展了技术适用范围，现场应用取得了良好的效果。     

气井井筒携液临界流速和流量的动态分布研究

随着有水气田的开发，产水气井所占比例逐年增加，准确预测气井的携液临界流量和流速对于气井配产及积液判断有着重要的意义，除了寻找适合本气田的预测模型外，还要考虑最大携液临界流量在井筒中出现的位置。为此，通过对携液临界流量和携液临界流速沿井筒分布规律的研究，认为携液临界流量与沿井筒分布气井的产液量有关，其变化直接改变了井筒温度和压力分布。产液量较小时，井筒的温度损失较大，压力损失较小，温度变化对携液临界流量的分布起主导因素，而随着产液量的增加，温度损失逐渐减小，而压力损失逐渐增加，压力变化逐渐成为影响携液临界流量分布的主导因素；携液临界流量沿井筒分布曲线出现的拐点，就是压力变化起主导因素到温度变化起主导因素的转折点；产液量较大时，最大携液临界流量往往出现在井底。研究表明，在计算气井携液临界流量时要算出沿井筒每个位置的携液临界流量值，并以较大值作为气井的携液临界流量。     

气举排水采气生产规律研究

气举是目前含水气田开发中常用的排水采气工艺之一。随着气田的不断开发．气藏条件会发生变化．明确气举生产过程中各因素对气井生产规律的影响,合理调整生产工艺参数成为气田有效开发的关键。文中首先采用数值模拟的方法针对现场实际生产设备条件进行气井优化设计,然后对后续生产过程中影响气井生产规律的各因素进行分析。最后针对生产条件的变化,根据各因素对生产变化规律的影响大小及时调整生产参数（注气压力、注气量、气举阀的种类和注气深度等）指导现场生产,达到气井稳产增产的目的。