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。     

螺杆泵排水采气技术在川渝某气田的应用

某气田开发已进入开发晚期,绝大部分气井进入了排水采气阶段。针对不同类型的气井,某气田采用了化排、气举、电潜泵、系统增压等工艺措施。由于气井地层能量的进一步减弱,现有的排水采气工艺措施有效率大大降低,有些工艺措施已不能继续使气井维持正常生产。仅依靠引进成熟的工艺技术已不能满足气田老区的进一步开发,必须开展排水采气新工艺技术攻关,确保气田的稳产、增产。开展螺杆泵排水采气和技术攻关,有望在短期内获得突破,并能尽快应用于生产。通过两口井的试验,不断改进和完善螺杆泵系统,检泵周期已经达到了4个月,是气田机抽排水采气的平均检泵周期的2倍。试验证明螺杆泵通过改进也可以应用于气井排水采气     

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。     

泡排气井井口固体消泡工艺技术应用分析

随着靖边气田的持续开发,泡沫排水采气工艺已成为保障气田产水气井连续稳定生产的有效措施。目前,靖边气田采用高压集中集气、集中脱水的单井开发工艺和站内注醇泵连续加注起消泡剂的单井助排工艺。由于气井所产地层水矿化度较高,当泡排气井产出液消泡不彻底或气液分离效果不佳时,容易造成含泡沫水带入下游,影响脱水橇等设备的正常运行及下游供气质量,且站内连续消泡工艺具有消泡距离短、消泡不彻底等问题,另外,冬季气温低,消泡剂和水配比后易冻堵,造成泵注工艺无法应用。因此有效解决泡排气井的消泡问题,成为气田后期排水采气作业的重要研究内容。本文主要在分析气田泡排现状、现有消泡工艺优缺点的基础上,引进并应用一种井口固体消泡工艺技术,经过现场应用效果评价,该工艺具有消泡彻底、工艺简便、经济效益较好的优点,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技术的应用范围,为气田中后期产水气井合理开发提供技术支撑。     

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。     

低压低产气井自生气排水采气技术的研究与应用

排水采气工艺是有水气田采气工艺的主要方法,已成为国内外气田开采后期的一项主要开采措施,常规泡沫排水采气工艺必须依赖井底的天然气流的扰动,应用表明：当气井产量小于气井含泡沫排水剂状态下临界携液流量时,泡排效果不理想。为此,针对常规泡沫排水采气工艺的局限性,研究了自生气泡沫排水采气工艺,该工艺在无井底气流的扰动下能自动起泡使低压低产含水气井泡排显著,使水淹井复产;并评价了自生气泡沫排 水剂起泡、携液及腐蚀性能;在现场开展了8口气井10井次的现场试验,共排液17.5m3,累计增产天然气59.2×104m3,增产效果明显。     

同心双管水力泵排水采气工艺

排水采气一直是气井存在的难题，特别是气田开采，到开采后期，积水上升，气产量下降直至停产，严重影响了气井开采。针对这一生产难题，研发了同心双管水力泵排水采气工艺，此工艺主要优点就是动力液返出液通道与产气通道各自独立，互不影响，气体可以随时从油套环空排出。油层产水，可以不用作业，随时排出，不会造成气井停产。论述了该技术的工作原理，参数优化及工具设计等，通过现场试验证明该技术有效解决了气井排水采气过程中出现的难题，形成了一套同心双管水力泵排水采气工艺技术，具有很好的应用前景。     

多层管柱射流泵排采工艺参数优化

多层管柱射流泵排水采气工艺现场施工主要根据经验选择井下泵芯尺寸规格和配置地面注入泵的参数,施工前缺乏对相关施工参数地面优化计算的方法,导致在施工过程中出现排液效率低、重复调整井下泵芯尺寸、地面注入压力不匹配等问题。针对这一生产难题,进行了多层管柱射流泵排水采气工艺参数优化研究,依据理论计算,建立了泵芯喷嘴和喉管的合理匹配关系;同时,结合现场需求设计了三套试验方案,通过试验室模拟的方法对不同喷嘴规格的合理地面泵压进行了效果对比,并确定了合理的地面泵压范围。现场霍X井采用优化后的工艺参数设计,有效提高了多层管柱射流泵排采效率,达到更好的排水采气效果。该研究结果对多层管柱射流泵排水采气工艺技术编制施工方案以及现场施工具有很好的指导意义。     

撬装压缩机气举辅助泡排工艺试验与效果

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,该项排水采气工艺在泡沫排水采气后期依靠压缩机辅助能量可实现连续助排;该工艺可应用于低产积液停产气井的有效复产,也可应用于产水气井连续稳定助排生产.     

长岭高含CO_2底水气藏气举排水技术研究与应用

随着长岭气田开发的深入,地层能量不断下降,气井的携液能力降低,使得气井井筒积液现象越来越严重,导致气井不能正常生产,气井积液成为气田稳产的难题,严重制约了气田的高效平稳开发。长岭高含CO_2底水气藏开发采用封隔器完井,受腐蚀等影响,常规排水采气工艺应用局限性大,影响气田开发。本文依据营城组气井生产动态资料,针对气井井简积液问题,开展了气举排水采气试验,制定长深A井气举排液工艺设计方案,方案实施效果良好,让水淹气井"死而复生"。     

溶解气对喷射泵工况的影响研究

采用对泵特性曲线进行修正的方法研究了溶解气对喷射泵工况的影响和喷射泵在动力液与采出液为非等密度体系时特性曲线的修正方法，假设喷射泵可以采出与纯液体时同样体积的气，液混合流体，由泵吸入口处气液比得到采出液平均密度，进而可以得到有溶解气时修正的喷射泵特性曲线。采用修正的喷射泵特性曲线进行喷射泵井优化设计，可以得到较准确的设计结果。     

同心双管射流泵排采工艺参数设计及应用

要使同心双管射流泵排采技术获得较好的生产效果,还须合理配置射流泵泵芯结构参数、地面泵工作参数和井下管柱尺寸等工艺参数。鉴于此,在射流泵参数计算模型的基础上,综合考虑气井生产条件下管柱内流体流动摩阻、接箍处混合液流体压降损失、受产出气影响的油套环空井底流压及射流泵的特性方程等,建立了更加完整的同心双管射流泵排水采气工艺关键参数设计模型,并结合现场需求设计了3套参数计算方案,编制了设计软件。将计算结果与现场生产参数进行对比,并利用现场数据分析摩阻系数对计算结果的影响。计算分析结果表明,所建计算模型及设计软件可靠,计算结果与现场生产数据一致,但模拟时需根据所选泵芯有针对地选择摩阻系数,以使设计结果更加准确可靠。研究结果对于射流泵排采工艺技术的现场应用具有一定的参考价值。     

喷射泵在低压天然气采输中的应用

采用喷射泵对低压天然气增压,可以提高低压气井的采收率,并满足输气管网中压缩机对进气压力的要求,且成本低。介绍了喷射泵的工作原理,提出低压气井的增压工艺和低压、超低压天然气的管输方案,指出天然气中含液量和含砂量对喷射泵性能的影响。为低压气井的开采和低压天然气的输送提供技术指导。     

真空回位增压抽砂泵研制及在煤层气井应用

煤层气井采用排水降压采气工艺,由于井底压力很低,不适合采用常规的水力冲砂工艺,只能采用捞砂泵抽取井内颗粒物。油井中常用的捞砂泵在煤层气井中使用时,由于液面较低、颗粒物量大,其工作效率很低,且很难将糊状煤粉清理干净。介绍了真空回位增压抽砂泵的结构,计算了吸入压力、最大排出压力、活塞回位力、理论排量。该泵的作业效率高,成本低,适用于煤层气井捞砂作业,在水平井中的优势显著。     

渝东南构造复杂区常压页岩气生产特征及开发技术政策

针对渝东南构造复杂区常压页岩气压力系数低、吸附气占比高、地应力复杂及压裂形成复杂缝网难度大等地质特点,在60余口页岩气水平井钻探成果和生产特征分析基础上,总结了常压页岩气生产规律,划分了生产阶段,明确了产能主控因素,提出了开发技术政策。结果表明：常压页岩气生产具有初期以排液为主,产气量较低,随着返排率增大,产气量不断增大,后期产量逐渐稳定,产量递减慢,单位压降产气量较高,单井可采储量较小的特点。可划分为纯液、过渡、稳定生产和低压排采等4个阶段,不同阶段生产特征受地层压力系数影响明显：压力系数越高,纯液生产时间越短,见气返排率降低;在过渡阶段,返排率越低,气液平衡时间越长;在稳定生产阶段,产气能力越强,单位压降产量和单井可采储量越高。产能主要受地层压力系数和有效改造体积控制,其中有效改造体积主要受控于最优靶窗钻遇率、水平段长、水平段方位以及压裂改造规模等,压力系数越高,最优靶窗钻遇率越高,水平段长越长,压裂改造规模越大,越利于提高单井产量和最终经济可采储量。在上述认识基础上,提出了渝东南构造复杂区页岩气开发技术优化政策和配套的压裂工艺参数,以指导常压页岩气效益开发。     

水力潜油泵在海上油田的应用分析

目前,海上油田开采大多采用电潜泵,在高含气、高井温、稠油、产液变化大等工况下,其应用有一定的限制。水力潜油泵是通过地面对动力液增压,注入泵向井下注入动力液,带动涡轮旋转,继而带动井下离心泵旋转。泵吸入井下液体,通过油管举升到井上。该泵具有可靠性高、适应多种井型、产液量调节范围大、气体处理能力强及安装简单等显著特点。水力潜油泵在海上边际油田、深水大排量油田、稠油冷采油田及稠油热采油田开采中有较大应用空间。随着水力潜油泵技术的进一步发展和国产化进程的加快,该泵在海上油田将具有广阔的应用前景。     

防堵塞防倒流的套管射流泵研制与应用

针对低渗透高含油饱和度地层供液能力不足给有杆泵采油带来的冲程损失大、泵效低等问题 ,研制了防堵塞防倒流的套管射流泵。提出了与之配套的有杆泵 +射流泵组合举升工艺 :在有杆泵末端增加射流泵 ,通过封隔器将高、低渗透层段分开 ;利用高渗透层产生的液量作为射流泵的动力液 ,在低渗透层段产生压降 ,从而提高低渗透层的产液能力。介绍了防堵塞防倒流套管射流泵的结构、工作原理、参数优选及现场应用情况。 2 0 0 3年在河南油田现场应用 4口井 ,工艺成功率 10 0 % ,有效率 10 0 % ,累计增产原油 390 0t。     

有杆射流泵分层采油技术

针对低渗透含油饱和度高的地层供液能量不足给有杆泵采油带来的冲程损失大、泵效低等问题,开展了有杆射流泵分层采油工艺研究。在有杆泵末端增加射流泵,通过封隔器将高低渗透层段分开,利用高渗层产生的液量,作为射流泵的动力液,在低渗透层段产生压降,从而提高低渗层的产液能力。介绍了有杆射流泵组合分采的工作原理、参数优选及现场应用情况。2006年在河南油田现场应用13口井,工艺成功率100%,有效率100%,累计增产原油2197t。     

井筒连续携液规律研究

我国己开发的气田中,大多数气藏均属于不同程度的有水气藏。气藏在开发过程中都会产出地层水或凝析液。产出液若不能及时排出,就会聚积在井底,严重时造成水淹停产。在天然气生产过程中如何配产以连续携液是十分重要的。以往有学者认为产水气井只要井底不积液则气井就具有能连续携液的能力。本文利用相应的模型公式进行理论计算得到温度、压力对气井连续携液影响规律。同时,对川西气田7口井各重要参数进行了敏感性分析从而得出天然气井连续携液的规律性认识,即:在产液量较小时,井筒中的压力损失较小,而温度损失较大,温度成为影响携液的主导因素,井筒中的最大临界流量出现在井口附近;随着产液量的增加,温度损失较小,压力损失较大,压力成为影响携液的主导因素,井筒中的最大临界流量出现在井底附近。这也说明低压气井最大临界流量易出现在井底,而高压气井最大临界流量易出现在井口附近。     

流量控制型射流泵系统的研究

油井压裂后排液过程中由于排液用射流泵的结构,如喷嘴直径、面积比等重要性能参数已确定,射流泵的最佳工作状态便已确定。但地层液产量和流量具有不确定性,影响了射流泵工作时的流量比,或因地面动力泵无法按照设计时的理论值提供压力和流量,使得射流泵系统偏离最优工作状态。为了达到设计时的最高效率,保证稳定的流量比,研究多功能流量控制型射流泵系统,采取地面调节动力液的流量是一个行之有效的方法,可通过对射流泵液路系统实施双闭环控制达到此目标。