东胜气田井下节流气井管流模型评价与优选

井下节流器以上的井筒压力分布一般采用流压测试的方法下入压力计测试,测试工作量大,并且不能反映气井的长期连续生产状态。利用气液两相管流模型进行理论计算时一般采用流压测试或者室内试验的数据,不能反映气井长时间的真实生产特征,尤其是不能反映在加注泡排剂情况下的井筒压力变化规律。主要通过井筒压力的连续监测数据对气液两相管流模型进行评价后,优选出加注泡排剂条件下与不加注泡排剂条件下的管流模型。评价发现东胜气田气井井筒压力预测未泡排期间选用Gray模型,绝对平均百分误差6.36%,泡排期间选用Ansari模型,绝对平均百分误差14.18%。     

高含硫气井泡沫排水采气技术研究

为探索泡沫排水采气技术在普光气田高含硫气井中的效果,优选XHG-10E耐温抗硫泡排剂进行了室内评价分析、加注工艺配套和现场试验。室内评价结果表明:该泡排剂与普光气田地层水具有较好的配伍性,耐温、抗盐、耐酸碱、耐硫化氢及携液性能较好;配套加注工艺进行现场试验,取得了较好的排液效果,表明普光高含硫气井泡沫排液适用于固体泡排剂加注泡排。     

苏里格气田井下节流器的使用和打捞前后产量分析

苏里格气田气井普遍采用井下节流工艺,在初期阶段,井下节流器在采气过程中有很大优势。随着气田的开发,气井压力和产量逐渐下降,井下节流器无法排液,井筒产生积液现象,造成井底回压大,影响气井生产。分析井下节流器的作用和井筒内流体的状态,以及打捞节流器前后的产量变化,为现场打捞提供了理论支持。     

苏里格气田气井泡排工艺优化

泡沫排水采气作为气田排水采气的重要措施之一,一直得到广泛的应用,但通常使用泡排剂只考虑泡排剂与气井积液是否匹配,携液效率是否达标,通常现场使用效果较差.本文通过室内实验、现场实验结合生产曲线、液面高度等数据,对泡排剂、泡排方式、时机、周期等进行了优化,提高了苏里格合作区块的泡沫排水采气效果.     

长庆气田泡沫排水数字化配套技术

针对气井泡沫排水采气人工加注费用高、员工劳动强度大的问题,进行了气井泡沫排水数字化配套技术研究与应用,研制的自动投棒装置和自动注剂装置,设备性能稳定、自动化程度高,实现了泡排剂远程控制自动定量加注,极大地提高了泡沫排水采气效率。现场应用68口井,累计增产气量810×104m3,年节约生产运行成本210万元,取得了良好的经济效益和社会效益,为泡沫排水采气的推广应用提供了技术支撑。     

低压气井泡沫排水适应性分析

在川西气田,泡沫排水工艺由于设计施工简单,井况要求不高,投资成本小且效果显著等特点被广泛应用,并取得了良好的排水效果。但随着泡沫排水采气工艺的推广应用,人们发现即使在泡排剂选择合理、加注工艺正确的情况下,还是有些气井不能达到很好的排液效果,分析认为这其中最主要的原因是泡沫排水采气的时机选择不对。为了选择出正确的泡沫排水采气时机,本文以气井最小携液流速理论为基础,选用改进后的特纳携液模型,对泡沫排水采气应用时机的初点和末点时机进行了研究,选择出最佳的泡排时机,避免时机不对盲目采用泡沫排水而造成的不必要的浪费。     

气井井筒乳化污染治理技术

川西老区中浅层气藏已整体处于低压、低产开采阶段,气井自身携液能力弱,泡沫排液是目前最经济有效的稳产工艺技术。但长期加注的泡排剂易与地层水、凝析油等混合,在井筒内形成高粘乳化液,难以返排,造成气井生产异常。文章根据乳化污染气井特征,建立了综合诊断方法 ;优选抗油型泡排剂XA,能够增强含油条件下的泡沫膜强度,降低乳化过程中泡排剂的消耗,防止乳化污染;优选XJ型净化剂,含酸、表面活性剂等降粘组分,具有很好的破乳降粘效果。采用抗油型泡排预防、净化剂治理的方法,开展井筒乳化污染综合治理,井筒乳化液粘度平均由2.98MPa·s下降至1.22MPa·s,年增产天然气427×10⁴ m³,效果显著。     

井下节流工艺在涪陵页岩气井中的应用效果研究

目前,涪陵页岩气田焦石坝区块共有6口气井下入井下节流器,井下节流工艺在涪陵页岩气田气井防止水合物形成、提高气井携液能力、减少甲醇注入量、降低地面管线压力、简化地面工艺、提高气井生产时率上效果明显,但是下入固定井下节流油嘴气井无法满足气井频繁调产的需求,而下入智能油嘴气井如焦页BHF井易出现油嘴堵塞,油嘴失效的现象;面对气田日益紧张的产销需求,井下节流气井往往需要通过环空生产来提高气井产量,井下节流工艺在气井提产时适应性需要进一步评价;通过对比节流气井前后生产趋势,节流气井下入井下节流器后单位压降产量增加;对比井下节流气井与未井下节流气井生产效果,井下节流气井连续携液流量更低,相同气量下井下节流气井携液效果更好,相同累产时压力保持水平较高,单位压降产量较高。     

极限油套压差法在廖家场气藏泡排中的应用

泡沫排水采气现场施工参数主要涉及到不同气井的加注时机及加药量两项参数。加药时机过早,会增加施工成本,加药时机过晚,会影响泡沫排水效果;因此准确把握加药时机,是提高泡沫排水采气效果的关键。在比较准确地计算井筒积液量的基础上,通过分析历史生产数据,研究不同气井承受积液能力,根据气井的压差变化,采用极限油套压差变化来指导加药时机。     

一种高温固体泡排剂研制与应用

大庆油田深层气井储层温度≥120℃,生产管柱带有封隔器的井占比超过30%,液体泡排剂加注工艺受限。针对现有泡排剂性能降低、人工加注固体泡排剂维护工作量大的问题,研制了新型高温固体泡排剂及配套自动投放装置。通过室内评价,该泡排剂经150℃高温老化后,初始泡高≥200mm,20min携液量≥178mL,满足大庆油田深层气井应用需求。在X井开展自动投放现场试验,结果表明：试验后平均油套压差由3.3MPa降低到0.9MPa,平均日增气为0.195×104m3,日增水为0.49m3,降低人工维护工作量75%以上。该工艺的成功应用,为带有封隔器的积液气井提产增效提供了技术支撑。     

东胜气田井下节流气井嘴流模型评价与优选

井下节流气井无法下入压力计测试井底流压,掌握不了气井生产动态。因此通过优选嘴流模型计算嘴前压力间接获取井底流压便是最好的途径。本文主要通过井筒压力的连续监测数据对气液两相嘴流模型进行评价。评价结果东胜气田节流器嘴前压力预测未泡排期间选用Gilbert模型,绝对平均百分误差3.96%,泡排期间选用Achong模型,绝对平均百分误差4.16%新建模型的准确程度高于优选出来的两种模型,可以准确的预测x1气井在该节流器嘴径条件下的嘴前压力。     

高压气井泡排剂加注装置研制及应用

泡排剂加注常用高压泵注、高压平衡罐加注方式。高压泵注存在操作难度大,费用高等问题;常规平衡罐仅满足井口压力低于10MPa的气井,对于高于10MPa的高压气井,需要专业厂家设计制作高压平衡罐,设计制作周期长、费用较高。针对这一问题,提出了一种简易的高压气井液体泡排剂加注装置,该装置主要由加注筒体、药剂罐、和测温测压套等部件组成,可以适用井口压力小于50MPa高压气井,定量加注液体泡排剂,排出井筒积液,保障气井正常生产。该技术在川东北地区马103井五次成功加注液体泡排剂试验,累计增产106.56×104m3,排水11.86m3;投入总成本2.2万元,增效136.08万元,投入产出比1:62。取得了较好的效果。     

耐高温泡排剂的研制与应用

气田在开发过程中,随着生产时间的延长、气井边底水的推进,导致气井产水量上升。泡沫排水是最简单有效的排水采气方法。但是常规泡排剂不能满足徐深气田高温高压的特点,因此,我们进行了高温泡排剂的研制与应用,实践证明,该泡排剂能够保证高温高压气井的连续排液,保证气井的正常生产。     

气井井下节流排水采气工艺难点及对策

目前,气井开采工作对于我国石油化工企业的发展而言,有决定性的影响。排水采气工艺技术的使用范围相对较广,并且获得较为明显的开采效果。在针对气井井下节流排水工艺进行分析的过程当中,重点分析节流器井泡排实验,以及适应性分析的内容。在了解气井井下交流排水采集工艺的实际难点之后,以这些难点作为基础,提出科学合理的解决对策,并且对目前大范围使用的节流器进行优化以及设计。     

预置工作筒式井下节流器研制及应用

为了增加井下节流器下入深度,满足苏里格气田低产气井、产水气井的正常携液生产,研制了一种新型井下节流器。该节流器主要由工作筒和芯子两大部分组成,新井下完井生产管柱时,在设计位置安装工作筒,利用专用投放工具通过钢丝作业将芯子投入工作筒,芯子依靠锁块卡入工作筒实现定位,采用密封圈密封。通过室内试验和现场应用表明,预置工作筒式井下节流器投放打捞容易,能够满足苏里格气田下入深度要求,有效地提高气井携液能力。     

气井节流器计算方法及程序化探讨

井下节流器技术,具有在井内降压、流程简单、利用地热、低压安全等优势,在天然气气井生产中广泛应用.节流器装置通过合理直径的节嘴对高压天然气控制性节流,以满足适配气井生产制度的要求,对于组分复杂、可压缩和膨胀的天然气流体,其适配的计算,较为复杂.对气井节流器的计算方法及计算机、手机APP程序化进行了探讨,完成了对节流器装置...     

井下节流技术的研究及应用

苏里格气田具有低渗透、低产能的特点,在降压生产中井筒和地面节流过程有可能形成水合物,造成管道堵塞而给气井生产带来严重危害采用高压集气集中注醇工艺流程,部分气井及集气管线在生产运行过程中暴露出堵塞严重等问题,为此开展井下节流技术的研究和应用具有重要的实际意义。结合井下节流工艺技术在长庆气田应用的大量现场试验资料,简述了该工艺的基本原理,定量分析了该项工艺技术应用对提高气流携液能力、改善水合物形成条件及减少管线堵塞次数等方面取得的经验和认识。为解决此类问题,研究了节流器对苏里格气井生产动态的影响。研究表明,安装了井下节流器的气井尽管早期产量不高,但生产压力相对变化不大,稳产时间长,生产效果较好。     

苏75区块泡沫排水采气技术研究与应用

目前,苏里格气田苏75区块产水气井逐渐增多。生产过程中如何排出井内积液,定期排液,良性循环,稳定产量,延长气井稳产期,提高天然气采收率,成为苏里格气田产水气井后期开发亟待解决的问题。本文针对苏75区块气井生产中出现的问题,通过研究,研制出适合该区块的泡排剂,并开展泡沫排水采气技术现场应用,形成一套适应苏75气田的泡沫排水采气工艺技术,有助于提高气田开发经济效益。     

带压处理气井节流器工艺技术研究及应用

苏里格气田90%以上的气井采用井下节流生产技术。现有井下节流器存在坐封不严、及失效率较高等问题。随着生产时间的延长，部分节流器失效并且无法采用钢丝打捞工艺进行更换，节流器失效后将影响气井正常产生。而带压修井处理节流器具有不压井不泄压以及施工成功率高、恢复气井产能快等优点。     

气井井下节流排水采气工艺难点及优化

排水采气工艺技术已广泛应用于气井开采,分析节流器下探实验、节流气井泡排实验中存在的工艺难点,对现有节流器进行优化设计,以期待为该工艺的应用提供借鉴。