高含硫气井罐装电潜泵系统排水采气工艺

为了将常规气井常用的电潜泵排水采气工艺应用于高含硫气井,同时满足高含硫气井保护套管的要求,基于高含硫气井的完井方式及电潜泵排水采气工艺自身的技术特点,针对套管保护、气体干扰及深井电潜泵机组振动等问题,在完井管柱设计、工具配套等方面开展了攻关研究,并在L2井进行了排水采气工艺设计。结果表明:(1)所研发的一套以罐装电潜泵系统为主体、结合锚定式插管封隔器形成的高含硫气井完井管柱系统能够实现电潜泵的正常运行,并且满足保护套管的要求;(2)采用多相流泵及放气管线可以应对气体干扰的问题,使用自动换向阀可以降低电潜泵复杂流道对气井自喷的影响,配套带锚定机构的插管封隔器能够降低管柱振动;(3)所设计的罐装电潜泵系统可应用于?244.5 mm和?177.8 mm套管,其中?244.5 mm套管对应的电潜泵最大排量为900 m3/d、最高扬程为4 500 m;?177.8 mm套管对应的电潜泵最大排量为300 m3/d、最高扬程为3 000 m。结论认为,该项研究成果为高含硫气井实施电潜泵排水采气工艺提供了技术支撑。     

薄气层油藏组合举升方案设计与生产动态预测

海上A油田上部为薄凝析气层,下部为油层。考虑气层储量小、海上作业成本高,该油田采用油气层同时开采方式进行生产。借鉴气井电潜泵-气举组合排水采气的设计思路,文中设计了本井气气举-电潜泵组合举升方案,用气层气来辅助电潜泵采油。采用该方案可较单一电潜泵举升方案降低电机功率49.45~58.42 k W。另外,本井气气举不同于人工气举,其孔板阀过气量不能人为控制,为此,又研究开发了相关软件,并耦合管网模型,对油嘴尺寸、孔板阀过气量、累计过气量和储层压力等进行预测。研究成果的应用能够大大节省开采成本,智能预测生产动态,符合海上智能、安全、节能的开发理念。     

球塞气举排水采气工艺技术研究

随着气田开发进入后期，出水气井日益增多，排水采气工艺成了川渝气田实现稳产的重要手段。通过多年的攻关，形成了泡排、气举、机抽、电潜泵等几大工艺为主线的排水采气工艺系列，至2004底，排水采气累计增产约天然气1１0×10⁸m³，实现了老气田的有效挖潜。但是，随着老气田地层能量的不断消耗，地层压力大大降低，这些工艺暴露出了许多难以适应的问题，而川渝气田低压出水气井又日趋增多，为了有效提高气井排水采气效率，研制开发了一种新型的排水采气工艺--球塞气举排水采气工艺技术，通过橡胶球在气液相之间形成机械界面，达到防止液体滑脱、提高举升效率的目的。目前该项工艺已在蜀南气矿试验成功，其结果表明，应用该技术可以有效防止液体回落，减小液体滑脱损失，减少注气量，显著提高气液上升流动的举升效率和稳定性，是一套行之有效的低压低产气井排水采气接替工艺。     

电潜泵＋毛细管泡排复合工艺在纳59井的应用

纳59井为蜀南气矿纳溪采气作业区的电潜泵排水采气工艺井,天然气剩余地质储量为1．48×10^8m^3。2006年8月对该井电潜泵进行检泵作业,由于地层压力降低,井筒带液能力下降,气井一直未能复产。为此,针对纳59井的生产情况,结合现场应用的经验,开展了电潜泵＋毛细管泡沫排水采气复合工艺试验,使该井顺利复产,取得了显著的效果。该复合工艺对有水气藏后期开发进一步提高采收率有重要意义。     

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     

双电潜泵抽油耦合模型及参数优化

为突破单电泵举升能力的上限,满足深井开采的要求,充分发挥油气井潜能,提出双电潜泵耦合举升技术,通过双电潜泵之间的协调配合,充分发挥双电潜泵的举升能力。通过对油层流入动态、井筒多相流动、举升工艺的运动学及动力学特征以及相互之间的耦合作用关系研究,建立一个双电潜泵抽油耦合数学模型,并以系统效率和产量最大为目标,利用节点分析的方法求解油井供排协调下的双电潜泵生产工作参数。在此基础上,编制了双电潜泵组合举升工艺参数设计软件,通过实例计算,对双电潜泵接力举升系统和单电泵抽油系统的电泵级数、泵功率、系统效率、最大产液量进行了对比分析。研究结果显示,双电潜泵接力举升可以降低单电泵的举升压力从而降低电泵级数和泵功率、提高系统效率;可以充分发挥两个电泵的举升能力,增加油井产量,充分发挥油井潜能,对于深井开采的双电潜泵选型设计具有重要的理论指导意义。     

变频电潜泵在排水采气工艺中的应用

详细阐述了电潜泵的基本工作原理,指出了电潜泵排水采气工艺的适用范围与特点,并以蜀南气矿多口电潜泵工艺井为例,对电潜泵排水采气过程中出现的诸如气体干扰、天然气渗入电缆绝缘层导致电缆损坏等问题做了详细的分析,并提出了解决这些问题的具体方法.总结了多年来电潜泵排水采气工艺成功与失败的经验,对今后该项工艺的发展与推广有指导作用.     

川西深层、超深层气井排水采气技术初探

川西北部投产的海相深层气井产层中深普遍超过6 000 m,具有温度高、压力高、硫化氢含量高、完井管柱复杂和气水关系复杂、水量范围大的特点，目前排水采气工艺举升深度主要在6 000 m以内的气井，6 000 m以上气井排水采气尚无应用先例。针对深层、超深层气井特征，通过统计对比研究，初步形成了适应该类气井的排水采气措施：一是针对气井排水采气难点及需求、结合技术应用现状，优选出适合该类气井的排水采气主体技术；二是开展气举工艺可行性论证，结论表明气举能够适应川西海相深层气井生产初期的排水需求，但工艺所需最低地层压力较高，后期需进行工艺接替；三是根据阶段生产特征，制定了“初期降井口压力、中后期降井底流压”的阶段排水采气方案；四是提出超深井排水采气攻关方向及后续接替工艺措施，延长工艺有效期。川西深层、超深层气井排水采气技术的研究和探讨对该类气井稳定生产具有现实指导意义。     

复合排水采气在苏10区块应用探究

苏10区块目前主要排水采气工艺为泡沫排水采气和氮气/压缩机气举,同时结合苏10区块自身地面工艺特点,创新对部分气井开展降低井口压力排液措施。由于该区块是典型的三低气田,采取单一的排水采气工艺无法使气井持续携液,连续稳产。本文通过对苏10区块常用的三种排水采气措施进行分析对比,在结合各类排水采气优点的基础上,提出了复合排水采气的组合方式,从理论上分析了可行性,并开展现场试验,效果显著。     

海上大液量井电潜泵-气举联合生产系统

海上大液量井可以利用同一平台的高压气井,采用电潜泵-气举组合开采,降低电潜泵动力需求,延长检泵周期,减少停泵时间;在停泵时,气举仍可维持小产量生产,提高开采时率.在电潜泵-气举组合举升系统中,电潜泵参数固定,增加气举注气量及注气压力引起的产液增加量只在电潜泵产液量的范围内增加.气举参数固定,增加电潜泵的转速,系统产液量增加.地层参数改变时,通过调节电潜泵参数适应新的生产条件.     

埕岛油田海上气井排水采气工艺模式

海上气井水淹后,排水采气工艺的选择必须考虑特定生产环境的限制。以埕岛油田埕北古5井为研究对象,根据不同阶段的产液情况,开展有针对性的海上气井排水采气工艺模式研究,提出了适用于海上气井经济有效的排水采气工艺。根据历史生产数据,对常用井筒温度模型和压降模型进行了拟合,筛选出基于多层圆筒壁传热机理的温降模型和修正的Hagedorn-Brown压降模型,以此来计算井筒气液两相沿井筒的温度和压力分布。根据选择的模型,针对埕北古5井对电潜泵排水采气工艺进行了设计,当油管内径为51.8mm,泵挂深度大于2233.5m,选择泵型为Centrilift-GC160系列泵时,水淹气井恢复了生产,并在产液量为152m3/d的情况下保持稳定生产,该井复活后累积产气量为170×104m3。     

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。     

苏里格气田气液混输工艺研究及应用

随着气井生产时间的延长,储层压力逐渐降低,气井产量下降,井筒携液能力降低,甚至积液关停,严重影响气井的有效开发。目前现有排水采气工艺均需要气井具有一定自喷能力,存在一定的局限性。针对一些自喷能力弱的低产低效气井,本文提出了一种新型安装在气井井口的井口气混输增压及气举一体化装置,对油管进行气液混输抽吸增压,降低井口压力,同时可将气体回注,增大生产压差,带出大量积液达到增产目的。现场试验表明:井口气混输增压及气举一体化装置技术可靠,现场工艺可行,运行稳定,能对低产低效井进行有效的排水采气,提高天然气产量,实现挖潜增效,同时为苏里格气田增产稳定提供一定的技术保障。     

页岩气井同心双管排采新工艺研究

为了克服单一排采举升工艺的不足,实现页岩气井在高液量和低液量时期均能连续排采,研究应用了同心双管组合排采工艺。基于速度管柱排水采气可以降低页岩气井临界携液流量、增大井筒中气体流速、提高气井携液能力的思路,优化了页岩气井速度管柱,速度管柱直径优化为φ48.3 mm;实现了排采前期液量充足时采用高排量电潜泵排液,液量较低时采用气举诱喷。该技术在彭页 HF-1 井开展了现场试验,措施后排采井日产液37 m3,日产气量20 250.65 m3,累计产气量151.32×104 m3。试验结果表明, 页岩气同心双管排采工艺技术可以降低页岩气井临界携液流速,为页岩气井的连续排采提供了新的技术支持。      

涡流排水采气技术在四川气田的应用

随着气田开发进入中后期,气井出水问题日趋严重,排水采气工艺成为提高有水气田开发效益的有效技术。蜀南气矿先后试验和应用了泡排、气举、电潜泵等8种排水采气工艺,实现了有水气田的有效开发。介绍了蜀南气矿近年来所应用的井下涡流排水采气技术,其技术关键是应用井下涡流工具使流体快速旋转,加速度使密度较大的液体在靠近井壁位置传输,密度较小的气体在中心部位传输,以有效改善液体密度梯度分布,使液体呈涡旋上升,减小井筒摩阻损失和液体滑脱损失,提高气体携水率,增大井底生产压差,提高气井产气量,实现排水采气的目的．．该工艺在蜀南气矿一口后期生产井试验成功,有效地排出了井筒积液。     

气井电潜泵排水采气工艺应用

在气井实际生产中，有时会遇到较高产量的气井在短时间内被水淹的情况，且由于产水量大而难以恢复自喷生产。对气井的水淹原因和排水采气工艺作了简单介绍，着重介绍了电潜泵排水采气工艺应用的成功实例，对电潜泵排水采气作了评价与认识。采用适当的气井排水采气措施不仅能够获得较高的气藏采收率，而且可以获得较高的经济效益。     

低压低产气井排水采气工艺技术分析

低压低产气井是指井底流体压力较低、产气量相对较小的天然气井。这类气井常存在着排水和采气难度大的问题,因为井底压力低和产气量小导致气体上升能力不足,使得天然气无法顺利上升到地面。基于此,分析低压低产气井排水采气的工艺特点,并对低压低产气井排水采气工艺进行技术分析,提高采气效率。     

川渝气区排水采气工具研制新进展

近年来,川渝地区排水采气工艺已从老探区中浅层气藏逐步向深井、酸性、油水气三相共存的气藏拓展,由单一工艺发展为组合工艺,常规优化设计发展为软件包系统决策并引入了经济评价,这同时也对现有的排水采气工具提出了新的挑战。通过技术攻关,目前排水采气的相应配套工具、装备研发及应用也取得了长足的发展。气举工具由常规发展至高抗硫,由偏心式发展至同心投捞式,气举阀充氮压力达25 MPa,抗外压达90 MPa;自主研发了具有国内领先水平的电潜泵专用井口装置和远程监调控系统;柱塞举升工具配套实现国产化,自主创新研发了带远程远控功能的柱塞控制器和投、捞可靠方便高效的弹块式卡定器缓冲弹簧,以及测温测压柱塞等工具;连续油管悬挂器、大通径操作窗及取出连续油管堵塞器、双瓣式单流阀性能参数也达到了较高水平;高压井口驱动头和油管锚的优选大幅提升了螺杆泵应用效果和范围。上述排水采气工具及装备的集成创新,有效地扩大了排水采气工艺在川渝气区的适用范围。     

酸性气田CO2二级射流泵排水采气工艺模拟研究

川渝地区酸性气田众多,由于气井腐蚀及油套不连通限制了部分工艺的应用。对于产水气井,射流泵是常用的排水采气工艺措施之一。采用射流泵排水采气具有排液周期短、施工工序少、井下无运动部件等优点。但是,一级射流泵吸入压力低,容易出现气蚀现象。设计了二级射流泵,通过模拟表明:二级射流泵能增大吸入压力,有利于降低气蚀的发生; 考虑到水、天然气或氮气等常规“动力液”的不足,提出采用二氧化碳代替常规动力液。通过Fluent对一级射流泵和二级射流泵排液采气工艺进行数值模拟,对混合比、压力、速度参数进行分析,优化设计具有最佳参数的二级射流泵。为酸性气田排水采气提供了新的工艺方案。     

增压气井泡沫排水技术研究

增压气井井口压力较低，伴随井筒内积液增多，采气管柱内的压力损失也加速增大，然而逐渐减小的环空压力和气体流速已不能有效地将积液举升至地面，即使按常规气井泡沫排水方法加入泡排药剂后，靠气井自身能量也无法将井内积液带出井筒。通过对新场气田21口增压气井泡沫排水技术的研究，泡排参数的优化，排水措施的优化，形成了增压气井的泡沫排水技术。增压气井泡沫排水技术的应用，不仅有助于维持气井正常生产，延长气井生产期，而且对提高气井最终采收率显得十分重要。