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苏里格气田二叠系盒8段、山1段主力气层属于致密砂岩储层,目前水平井是气田的主要开发方式和主力生产井,然而水平井存在生产初期压力、产量递减快,低产阶段井筒易积液、气井管理难度大等问题。针对上述问题,通过开展水平井压力、产量及井筒积液规律等研究,提出了水平井"合理控制压降、低配长稳"的技术管理思路,优化了水平井井下节流器参数配置、排水采气及间歇制度等配套工艺措施。采用上述对策措施后,有效控制了气井压降、出砂,并延长了气井连续稳定生产时间,井下节流器配产符合率提高了17%,在减少积液水平井间歇开关频次、泡排药剂用量和加注频次同时,排出了井筒积液,延长气井开井周期,水平井生产时效明显提升。 相似文献
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苏里格气田压裂井合理配产研究 总被引:2,自引:0,他引:2
苏里格气田部分压裂井在生产中因配产不合理,出现了大量出砂、井筒积液、水淹停产、产量和压力下降快等现象,很大程度上影响了气井的生产效果。结合问题症结及气田实际生产情况,有针对性地对临界携砂产量、临界携液产量进行了定量研究,同时考虑延长气井稳产时间,综合多项条件确定了合理配产量,为类似苏里格“四低”气田高效开发提供了有益的借鉴。图2表3参5 相似文献
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随着气田的不断开发,气井逐渐不能满足最小携液流量要求,井底及井筒便产生积液,当积液量到达一定程度时,气井压力、产量便迅速下降。为延长气井变为低产、低效井的时间,有必要研究气井积液规律。采用Flunent软件以苏C节流井为例,进行了节流流场CFD模拟。模拟结果表明,地层中携带了液体的气流由近井储层流入井底,在井底积液层的阻力作用下气流中的部分液体滞留;在井底积液液面处气体以携带少量液体的低速雾流形式流至节流器上游;携带了液体的气流在节流器"回流"效应及"淹没射流"作用下,部分液体在节流器上段沉积,随生产时间延长,节流器上段井筒积液液面进一步升高。 相似文献
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苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏,单井产量低,建井数量多,经济有效开发难度大,为了实现气田的规模高效开发,2003~2006年,长庆油田组织在苏里格气田现场开展了一系列工艺优化试验,最终形成了"苏里格模式",开创了低成本战略,实现了苏里格气田的经济有效开发。井下节流技术是"苏里格模式"最关键技术之一,井下节流是实现在气井井筒节流降压的工艺技术,掌握井下节流技术,并成功将其应用到气田的实际生产中,可以最大限度地减少井筒和地面管线水合物形成的几率,减轻井口水套炉的负荷,减少燃气量。在生产指标上,大大提高了生产时效。另外,由于生产压力降低,可以大大增加生产中的安全系数,提高单井自身的携液能力。结合苏里格气田的实际,从井下节流技术在苏里格气田的前期试验、优化以及成熟推广应用等方面进行了阐述,详细论述了井下节流技术在苏里格气田的成功应用。 相似文献
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苏里格气田普遍采用井下节流的生产工艺,虽达到了简化气井地面流程、节约开采成本的目的,但同时也给气井动态监测和压力测试带来了困难。多年来,苏里格气田不断探索适合实际情况的气井压力监测分析方法,从不关井测压技术、井筒液面监测技术、井口压力折算技术入手,形成了一整套具有苏里格气田特色的压力动态监测方法,并试验成功了基于井口数据采集、集气站进行处理分析的远程试井技术和不稳定试井分析技术,实现了压力计不下入井下开展气井测试工作的目标。现场应用表明,该套技术基本满足了苏里格气田气井动态分析和生产管理的需求。 相似文献
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井下节流技术是长庆油田低成本战略路线十大关键技术之一,不仅提高了生产安全系数,同时也降低了生产成本。但节流器具有严重的剪切消泡现象,使得泡沫排水效果降低,甚至失败。为此,首先对苏里格西区气井产液、井筒积液以及泡沫效果进行分析,并结合相关资料,对井下节流条件下影响泡沫排水效果的主要因素进行探讨。研究发现,气井产能越高、积液高度越小以及积液面与节流器相对位置越近,则泡沫排液效果越明显;反之,效果较差。在此基础上,根据现场试采资料,归纳了泡沫排水工艺在井下节流条件下的适用条件及范围,为现场井下节流条件下排水采气工艺选择提供指导作用。 相似文献
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井下节流气井的生产动态模拟新方法 总被引:1,自引:0,他引:1
为了防止天然气水合物的生成以及井底积液的产生,鄂尔多斯盆地苏里格气田很多气井在井底都安装了井下节流装置,此类气井的产气量和井底流压均随着生产时间的增长而逐渐下降,没有一个绝对稳定阶段,故如何利用数值模拟的方法来实现对安装井下节流装置气井的动态模拟,是当前亟待解决的问题。为此,从油藏流动模型和井下节流气嘴流动模型出发,以井底为求解节点,通过耦合处理,提出了定气嘴尺寸生产的新理念;建立了气藏渗流、井下节流装置嘴流的计算模型,推导了新的数值模拟源汇项方程,实现了气藏渗流与井下节流装置嘴流的相互耦合。实例计算结果表明:新的数值模拟方法能够更加准确地体现安装井下节流装置气井的生产动态特征,能有效地应用于产能预测和稳产期评价,同时也为类似气井的产能计算提供了技术支撑。 相似文献
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针对苏里格气田常用的卡瓦式井下节流器打捞解卡工艺复杂、部分卡瓦咬死油管导致打捞成功率低的问题,通过研究现有井下工具锚定方式及结构特点,设计了接箍座落式井下节流装置。该装置采用无齿卡爪配合油管接箍间隙实现坐封,打捞时无需专门解卡,具有易解卡、不咬死油管、防下滑等优点。通过有限元分析方法,模拟了井筒实际压力和温度条件,并对装置核心部件卡爪锚定机构进行了应力分析和优化设计。在室内实验成功的基础上,该井下节流装置现场应用38口井,生产一段时间后打捞10口井,坐封稳定、密封可靠、打捞方便,成功率达100%。 相似文献
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苏里格气田地面工艺模式的形成与发展 总被引:1,自引:3,他引:1
苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部,具有典型的“三低”(低渗透率、低压力、低丰度)特征,采用常规方式开采,难以实现经济有效开发。为了经济有效地开发该气田,在攻克了多种技术难题的基础上,以低成本开发为指导思想,形成了“井下节流、井口不加热、不注醇、中低压集气、井口带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理”等独具特色的苏里格气田地面工艺建设模式。同时在建设过程中,大力实施数字化管理,全面推行标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化服务,有效地控制了成本,降低了投资,满足了该气田大规模开发建设的需要,极大地提升了气田管理和规模建设的水平和能力。 相似文献
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气井井下节流动态预测 总被引:8,自引:1,他引:8
气井井下节流工艺将节流器安装于油管的适当位置来实现井下调压,能充分利用地热对节流后的天然气加热,从而改变天然气水合物的生成条件,对于防止水合物生成起到了积极的作用。井下节流后,气体由于压力降低而膨胀,气体的压能转变成动能,促使气流速度增大,有利于提高气井的携液能力。文章应用节点系统分析方法,以井下节流器为节点,建立了气井井下节流过程井筒压力温度动态预测模型。该模型综合考虑了流入动态和井筒径向传热机理,能够预测井下节流压力、温度等重要参数,为井下节流动态分析、井下节流器工艺参数设计、水合物防治、排液采气工艺提供了必要的技术手段。 相似文献
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低压低产气井积液减产现象严重,而泡排、柱塞、液氮气举等常规排水采气工艺难以满足其长期稳产和提高采收率的要求,为此,基于柱塞气举工艺原理,研制了一种新型排水采气井下智能机器人,该机器人能实时监测与追踪井筒动液面位置,自动控制装置内部中心流道开关,可以在井眼内自动上行,从而实现气井分段、逐级定量排水。在东胜气田1口井的先导试验表明,井下智能机器人能够在井筒内自由稳定行走,实现自主定量排水和气井不关井连续采气,产气量稳定上升,油套压差持续降低,井筒积液得到有效缓解,达到了低压低产气井长期稳产和提高采收率的目的。研究与试验结果表明,井下智能机器人排水采气技术有效解决了常规排水采气工艺存在的问题,有利于实现低压低产气井的长期稳产和提高低压含水气藏的采收率。 相似文献