适用于水平气井的新型自缓冲柱塞气举排液装置的设计及应用——以鄂尔多斯盆地长庆气区为例

柱塞气举工艺技术已成为鄂尔多斯盆地长庆气区排水采气的主要技术,但现有柱塞装置存在大斜度井段卡定器难以卡定等问题,致使该技术只能应用于直井,而无法应用于大斜度井筒轨迹的水平井。目前,长庆气区共有水平气井1 200余口,积液问题逐渐显现。为了实现水平气井应用柱塞气举工艺进行排液采气的目标,通过柱塞和井下工具结构一体化、动力学理论模型分析,并结合水平气井井身结构特点,自主设计了一种适用于水平气井的新型自缓冲柱塞装置。该装置不仅可进入水平井底部大斜度井段或水平井段,而且还简化了现有柱塞装置的井下工具。水平井柱塞装置由柱塞本体、抗冲击总成组成,柱塞本体确保举液效率,抗冲击总成实现自缓冲柱塞落地冲击力的功能。结合工况条件测试,认为该装置能够满足柱塞安全运行的要求,保证柱塞落地冲击力不破坏管柱和柱塞本体。该新型水平气井柱塞气举排液装置已在长庆气区成功投放运行,抗冲击性能满足现场应用要求,且大幅降低了井筒液柱高度,增加了产气量,应用效果显著,可解决水平气井排液采气的难题。     

适用于水平气井的新型自缓充柱塞气举排液装置的设计及应用——以鄂尔多斯盆地长庆气区为例

柱塞气举工艺技术已成为鄂尔多斯盆地长庆气区排水采气的主要技术,但现有柱塞装置存在大斜度井段卡定器难以卡定等问题,致使该技术只能应用于直井,而无法应用于大斜度井筒轨迹的水平井。目前,长庆气区共有水平气井1 200余口,积液问题逐渐显现。为了实现水平气井应用柱塞气举工艺进行排液采气的目标,通过柱塞和井下工具结构一体化、动力学理论模型分析,并结合水平气井井身结构特点,自主设计了一种适用于水平气井的新型自缓冲柱塞装置。该装置不仅可进入水平井底部大斜度井段或水平井段,而且还简化了现有柱塞装置的井下工具。水平井柱塞装置由柱塞本体、抗冲击总成组成,柱塞本体确保举液效率,抗冲击总成实现自缓冲柱塞落地冲击力的功能。结合工况条件测试,认为该装置能够满足柱塞安全运行的要求,保证柱塞落地冲击力不破坏管柱和柱塞本体。该新型水平气井柱塞气举排液装置已在长庆气区成功投放运行,抗冲击性能满足现场应用要求,且大幅降低了井筒液柱高度,增加了产气量,应用效果显著,可解决水平气井排液采气的难题。     

组合管柱水平井柱塞气举排水采气创新技术应用

柱塞气举工艺在国内外天然气开发中取得良好的排水采气效果,该工艺因具有适用范围广、措施有效期长、自动化程度高等优势,被普遍推广应用。而组合管柱水平井由于特殊的井身结构,常规柱塞工艺存在坐落器投放难度大、举液效率低、井口装置压裂砂冲蚀严重等问题,影响柱塞举升效率和推广应用。通过持续优化设计、攻关创新和现场试验,形成的"自缓冲柱塞+井下限位器(单流阀+防砂罩)"的组合管柱水平井柱塞气举创新技术,经现场多口气井应用评价,取得了显著效果。     

柱塞气举排采工艺在龙凤山气田的首次应用

龙凤山气田出液气井生产到一定阶段,由于压力、产量降低不能满足携液需求,形成井底积液,部分积液严重井已停产,尝试泡沫排液效果不理想。为了寻求新的更适合的排液工艺,优选北217井作为首口柱塞气举试验井。文中详细阐述了柱塞气举原理,总结归纳了柱塞气举排采工艺的适用条件,并利用适用条件在龙凤山优选出一口积液直井作为试验井。通过应用该工艺前后生产情况对比分析柱塞气举的效果和适用性。北217井应用柱塞气举排采工艺后日增气2 000 m3,同时排液效率提高,减少了井下积液,下步可以在龙凤山气田其他气井试验。同时,井下冻堵影响柱塞下行,采用注醇恢复柱塞气举排采。     

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。     

值得推广的柱塞举升采油法

柱塞举升是在油管中装一个柱塞,该柱塞可从井口到井底往复运动,上行时举升液体的一种人工采油法。此法最适于高油气比井中开采。由于气体沿柱塞与管壁间向上滑脱得多,使液体的下滑量减少到很小程度(甚至为0),从而增加了举升效率。若柱塞只匀速举升液体段塞,有效工作压差一般仅为34~48kPa。其全套设备中只有柱塞一个磨损件,并且可在井口自动捕捉,井下设备用钢丝绳起出,举升时利用本井气液能量不需外部补充能源,初期投资少,运行费用低。在气井卸载、高油气比井、间歇气举井及清防蜡井中均适用。从国外11口井实例可见,柱塞举升后绝大多数井产量提高均在1倍以上。胜利欢喜岭油田在7口井上安装了柱塞装置,平均单井增产5~20t/d。     

值得推广的柱塞举升采油法

柱塞举升是在油管中装一个柱塞,该柱塞可从井口到井底往复运动, 上行时举升液体的一种人工采油法。此法最适于高油气比井中开采。由于气体沿柱塞与管壁间向上滑脱得多,使液体的下滑量减少到很小程度 (甚至为0),从而增加了举升效率。若柱塞只匀速举升液体段塞,有效工作压差一般仅为34～48kPa。其全套设备中只有柱塞一个磨损件,并且可在井口自动捕捉,井下设备用钢丝绳起出,举升时利用本井气液能量不需外部补充能源,初期投资少,运行费用低。在气井卸载、高油气比井、间歇气举井及清防蜡井中均适用。从国外11口井实例可见,柱塞举升后绝大多数井产量提高均在1倍以上。胜利欢喜岭油田在7口井上安装了柱塞装置,平均单井增产5～20t/d     

涪陵页岩气田柱塞气举工艺研究与应用

气井通常采用柱塞气举工艺进行排水采气,但常规短柱塞无法适应涪陵页岩气田页岩气井井口存在?177.8 mm大阀、井下管柱存在变径等问题,为此研制了弹块式变径组合柱塞。该柱塞采用弹块设计与加长设计,既保证了柱塞的通过性,又降低了柱塞漏失率;柱塞中搭载温压仪,可以监测井下压力与柱塞运行状态,为柱塞工作制度调整提供依据;针对页岩气井不同阶段的生产特征,优化了柱塞气举工艺介入时机与柱塞工作制度。涪陵页岩气田34口井应用了柱塞气举工艺,单井平均产气量提高0.95×104 m3/d,实现了页岩气井的连续稳定生产。柱塞气举工艺为涪陵页岩气田高效开发提供了新的技术途径,对其他页岩气田开发具有借鉴作用。      

采用天然气连续循环的方式控制气井积液

柱塞举升和速度管柱是解决天然气井积液问题通常采用的技术手段。速度管柱通常口径太小；使得抽汲工具和电缆起下工具难以下井应用，并且在气井产量递减时，因其流量不足防止了井积液。对柱塞举升而言，假如油管中有扼流装置，或者气井出砂，那么柱塞举升便不能正常工作。为了在气井产量递减时能够保持低的井底流压，要求研究推出解决气井积液问题的新方法。天然气连续循环（CGC）工艺克服了柱塞举升和速度管柱的缺陷。该工艺具有以下特点；允许应用标准口径的油管、抽汲工具和电缆起下工具；在油管中在具有扼流装置和气井出砂的条件下右以正常工作；可以保持低的井底流压；即便在气井产量递砬到几乎为零之后。仍可将液体排出井筒。     

柱塞气举排水采气工艺研究及应用

长庆气田部分气井单井产量低，携液能力差，井底易产生积液，严惩影响气井的稳定生产，为了进行气井排气采气，针对长庆气田产水气井的状况、地质因素等，进行了柱塞气举排水采气工艺技术研究，并进行现场试验2口井，工艺成功率100％。为长庆气田排水采气工艺技术的发展探索了新途径。     

低压低产气井井下智能机器人排水采气技术

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。      

井下节流技术在低温分离工艺中的应用

在简要介绍井下节流技术在国内外应用现状的基础上，针对长庆气田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, 通过大量室内性能试验研究，对卡瓦式井下节流器及配套工具进行了改进完善，研发了预置工作筒式井下节流器，开展了室内试验研究和6口井的现场试验。通过井下节流技术在榆林气田的应用，实现了“单井不注醇或少注醇、集气站不加热节流降压、低温分离”工艺，降低了加热炉负荷，减少了燃气和甲醇消耗量，提高了经济效益。通过研究及试验，初步形成了适合低温分离工艺的井下节流配套技术，具有明显的技术经济和社会效益，为高效开发长庆气田上古生界气藏提供了一种有效的技术途径。     

东方1-1气田浅层大位移水平井钻井技术

东方1-1气田浅部储层已进入开发中后期,受海上平台空间、井槽数量等条件限制,现多采用“外挂井槽+大位移井”或“老井侧钻+大位移井”的模式挖潜平台周边剩余油气。该区域浅部地层疏松,同时受群桩效应影响,表层桩管鞋易窜漏,井眼轨迹控制难度大,并且该气田储层压力衰竭,在前期的钻井作业过程中卡钻、卡套管、井漏等井下复杂情况频发,钻井时效低于70%。针对以上问题,在表层隔水管选型、提高钻井液封堵性及润滑性、精细控制井眼轨迹等方面进行了技术攻关,于2016年在东方1-1气田X4平台4口大位移水平井上进行了应用并进一步完善,最终形成一套适用于该气田的浅层大位移水平井钻井技术。2017年底将该技术应用于东方1-1气田X1平台的1口水平位移4 107 m、水垂比3.119的水平井,整个钻进过程未发生漏失及井下复杂情况,钻井时效提高至99%,该研究为东方1-1气田后续类似井施工提供了技术参考。     

长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术

为了提高长庆气田致密气开发效益,加大部署水平段长超4 000 m的水平井,但随着水平段长度增加,面临井眼轨迹控制困难、钻井液携岩难度大、钻具起下钻摩阻大、泥页岩井壁易失稳和尾管难以下至设计井深等技术难点。为此,应用优化钻具组合及强度校核技术,以保证施工的安全性;研发高性能水基环保钻井液体系并配合井眼清洁监测技术,以实现超长水平段的安全钻进;采用破裂板悬浮器下套管技术,以确保套管下入顺利;并结合该油田的实际情况提出了具体的技术措施,形成了长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术。长庆油田3口致密气水平井的超长水平段应用该技术后,均顺利完井,表明其可以保证超长水平段的安全施工。长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术为长庆油田致密气高效开发提供了技术途径。      

顺北评2H超深小井眼侧钻水平井技术

顺托果勒北区块是顺北油田重点勘探开发区域,地质构造属于走滑多断裂带类型,目的层为碳酸盐岩海相油气藏。顺北评2H井是该区块的一口直导眼侧钻水平井,评价新断裂带油层发育特征及含油气性。该井具有储层埋藏深、侧钻点超深、井底温度高、轨迹调整空间小及可借鉴经验匮乏等钻井技术难题,现场施工通过优化超深小井眼侧钻水平井轨道设计、采用降摩减阻措施、配套钻井液技术、优选抗温工具及侧钻水平井轨迹控制技术,顺利完成超深井直导眼侧钻,井眼轨迹平滑,增斜段平均全角变化率15.5（°）/30 m。完钻井深8433 m,创最深井和最深水平井2项亚洲纪录,为超深中短半径水平井技术发展及超深油气藏勘探开发奠定了基础。     

元坝气田超深酸性气藏石油工程技术实践与展望

位于四川盆地的元坝气田是我国目前已开发的埋藏最深的大型海相碳酸盐岩酸性气田,其上二叠统长兴组生物礁气藏具有超深、高含硫化氢、中低孔渗、储层厚度较薄等特征,气藏经济评价结果认为只有水平井才能降低总体开发投资进而有效开发该气藏。目前,全球开发该类超深高酸性气藏的石油工程技术实践较少,面临着超深水平井安全优快钻完井、测录井、井下作业、安全环保等一系列石油工程技术难题。为此,中石化西南石油工程有限公司以工程地质一体化为手段,基于成功开发普光气田的经验,通过针对性技术攻关和7年潜心实践,形成了超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术、超深水平井测录井关键技术、超深高酸性气藏井下作业核心技术和超深高酸性气藏安全环保技术等18项核心技术成果,在元坝气田一、二期产能建设中应用近40口井,全部建成商业气井,实现了34×108 m3净化气产能建设目标。所形成的超深酸性气藏石油工程系列技术对于国内外类似气藏的勘探开发具有借鉴作用。     

筛管液压丢手装置的研制与应用

长北气田采用双分支水平井技术配合裸眼完井进行天然气开发,为预防钻遇泥岩层和煤层坍塌的问题,在水平裸眼段内下入预钻孔筛管以支撑井壁。由于井眼环境复杂,长北气田的水平井作业存在着长筛管下入困难、短筛管重量轻不易顺利丢手、常规丢手工具遇阻时无法旋转解阻、常规球座施工后需另外下钻钻除等技术难题。研制了筛管液压丢手装置,该装置具备旋转功能,允许筛管串在下入过程中采取旋转的方式通过阻点;具有两种丢手方式,既可通过液压方式丢手,也可通过机械方式丢手;设计了可提出式球座机构,在施工后可随着送入工具整体提出,无需下钻钻除。该筛管液压丢手装置通过了一系列地面性能实验,并在长北气田CB23-2井和CB23-3井两口水平分支井进行了应用,完成了4趟筛管下入作业,成功解决了现场难题。     

低渗透水平气井流入动态研究

借助数值模拟方法,结合我国最大的长庆低渗透气田实际,对低渗透气田水平气井的流入动态进行了研究,系统地分析了气藏流体、储层物性以及水平井性质参数对水平气井流入动态(IPR曲线)的影响,总结出相应规律。并将二项式IPR曲线与指数式IPR曲线相结合,提出了一种新型的水平气井IPR曲线拟合方式和预测模型。在长庆低渗透气田的应用结果表明,用该曲线形式和预测模型对水平气井流入动态的拟合结果明显好于二项式拟合方式,预测结果令人满意。     

压缩式裸眼封隔器的研制与应用

为了降低裸眼水平井压裂改造成本,研制了压缩式裸眼封隔器。该裸眼封隔器采用可扩张保护块式胶筒端部保护机构及双胶筒密封单元,封隔器承压能力得到显著提高;同时,采用防中途坐封双保险锁定机构,降低了封隔器下入过程中提前坐封的风险。室内试验结果表明,在模拟152.4 mm裸眼井条件下,封隔器承受双向压差达70 MPa以上。该裸眼封隔器具有结构独特、加工成本低等特点。苏里格气田现场应用情况表明,压后平均无阻流量为相邻直井的3～9倍,获得了较好的增产效果,为长庆气田低成本快速开发提供了有力的技术支撑。