温度-压力耦合计算井底积液高度方法研究

气井井底积液降低气井产能,实时准确地计算井底积液高度,对气井产能评价及采取合理排液采气措施具有重要作用。关井静态测量以及依靠油压、套压的变化规律分析井底积液高度具有较大局限性。本文在结合气液两相管流压力-温度耦合计算油管内流体温度分布的基础上,结合积液段油管流体温度分布,提出了利用井筒温度分布模型计算气井井底积液高度的新方法。该方法通过井口流体的实时测量温度结合井口压力、产气量、产液量、气藏温度以及井身结构数据,计算的井底积液高度具有实时性。该方法实用范围广,解决了低气液比,环空带有封隔器的气井井底积液高度计算难题。     

雅克拉-大涝坝凝析气田小直径油管排液采气实施可行性分析

凝析气藏开发过程中,随着地层能量的衰减、边底水的推进、反凝析的出现,天然气流入井筒时能量不足,无法将液体连续携带出井筒,从而在井筒中形成积液。本文分析了小直径油管排液采气的原理,给出了选择气井连续排液的合理油管直径的计算方法,指出了应用该技术的技术界限与条件;通过对雅大凝析气田各积液井积液现状与排液条件的分析,得出雅-大凝气田小直径油管排液采气的适应性及相关需求条件,为开展小直径油管排液采气工艺措施提供了理论指导。     

长庆油田某井区积液气井数学诊断模型优选

随着气藏不断开发,地层压力逐渐衰减,导致单井产量低,气流携带不出实际气井产液,造成井底积液,影响气井正常生产。针对特定气区选择合理的积液诊断模型,能够及时有效判断气井积液情况,采取合理排水采气工艺措施,对维持气井正常生产至关重要。     

苏53区块水平井产液判别方式与排水采气工艺论述

水平井模式已逐渐成为苏里格气田[1]开发的主要方式,但受特殊井身结构限制,导致水平井后期排液[2]困难。气液计量监测,3万方以下水平井产液量普遍偏低或存在不产液现象,由此可以判定,苏53区块低压低产井携液能力不足限制气井产能发挥的主要因素,长此以往会造成井底积液,最终导致停喷,而只通过泡排、气举等常规排水采气工艺已无法满足低压、低产水平井的排液需求。通过不断查阅国内各项成熟排水采气资料结合水平井生产实际,持续优化成熟排水采气工艺,不断尝试排水采气[3]新工艺,有效突破了水平井排水采气所面临的各种瓶颈。针对常规排水采气工艺无法满足排水需求的水平井中相应开展了氮气诱喷、液氮诱喷、压缩机气举、速度管柱、毛细管、放喷收液[4]等多项排水采气工艺[5],均取得了显著效果,苏53区块已初步形成一套成熟的水平井排水采气配套体系。     

文南凝析气藏排液采气技术

文南气藏是一个构造复杂、渗透率较低、储量丰度小的凝析气藏 ,生产过程中极易在井筒附近地层及井底形成反凝析积液 ,导致气井产能大幅度下降 ,甚至停产 ,大大降低了气藏采收率。经过对气井积液状况进行评价及积液原因分类分析 ,合理确定排液方式 ,取得了较好的排液效果。     

大斜度井/水平井排液技术研究

大斜度井/水平井井筒积液将增加气层回压,限制气井的产能。因此须采用排液技术将井底积液及时排出。通过广泛调研国内外大斜度气井的常用排液技术。总结出判断大斜度井/水平井是否积液的方法及各种排液采气技术适用的条件;提出了井深结构、产液特征、油套压特征、产气特征、气液比、井筒自身条件等对大斜度井/水平井排液工艺优选方法。     

平桥南区页岩气高效泡沫排采试验及方案优选

平桥南区页岩气井在投产一段时间后，井筒开始出现积液，需要采取泡沫排水采气措施才能够恢复正常生产。泡沫排水采气工艺是指将表面活性剂从携液能力不足的生产井井口注入井底,借助于天然气气流的搅拌作用,使之与井底积液充分接触,从而减小液体表面张力,产生大量的较稳定的含水泡沫,减少气体滑脱量,使气液混合物密度大幅降低，从而有效清除井底积液，保持页岩气井稳定生产。以平桥南区高含水页岩气井为例，通过室内实验分析泡排剂性能及其与地层水的配伍性、井筒泡排试验，并根据井筒排采工艺试验效果分析，提出了该区块页岩气高效泡沫排采的优选方案。     

排液采气工艺技术的研究与应用

随着气田的开发,压力下降,气井积液对产量的影响会逐步增大,排液采气是有水气藏开发的必经阶段,是采气工艺技术研究的主要内容和提高天然气采收率的重要技术.论文紧紧围绕不同类型气井特点,结合现场实际,对利用气井自身能量带液采气工艺、化学排液采气工艺、气举排液采气工艺、复合排液采气工艺和其它排液采气工艺的适用性及应用效果进行了分析,对于同类型气藏开发具有重要的借鉴意义.     

油田排液采气的工艺技术探析

天然气开采过程中,常常出现气井的井筒或者井底附近存在过多积液现象,导致采气工作受阻。而排液采气工艺技术则是解决这一问题的关键。本文就油田排液采气的工艺技术问题进行探析,谈谈笔者个人看法。     

气体连续循环技术在凝析气藏中的应用

由于深层凝析气藏高温高压低渗的地质特征,导致气井产能低,生产压差大,对排液采气工艺提出了很高的要求。而气体连续循环技术使用标准口径的油管、抽汲工具和电缆起下工具,可保持较低的井底流压。即便在气井产量减到零,仍可将液体排出井筒,是解决积液问题的有效方法。     

白庙深层凝析气藏采气工艺技术

白庙气田属于深层低渗、高温、富含凝析油和凝析水、近饱和的复杂类型凝析气藏,目前已处于开发中后期,地层压力系数在0.8以下,积液及近井地带反凝析严重影响了气井产能和白庙气田整体采气工艺水平。本文通过模型优选、理论计算、工具研发及工艺配套,优化了闭式气举排液采气、水平井排液采气和注气吞吐解除近井地带反凝析污染技术。     

排液采气井工艺设计及综合评价软件的研制和应用

气井生产到一定阶段后,产气量降低,气井出水,转入排液采气阶段,有多种排液采气方式可以选择。因此,排液采气方式的合理选择对充分发挥气井产能、提高采收率和降低生产成本起着重要作用。该软件在进行各种排液采气方式,在能适应气田并且能完成设计产量指标的基础上,选择技术上可行、经济上合理的排液采气方式,并优化设备、操作参数和预测工况指标。     

气井抽汲排水采气工艺在延安气田的应用

延安气田整体为低产、低丰度的低渗致密砂岩气藏,由于气井低产低能,携液能力差,生产中后期井底或井筒普遍存在积液,严重影响了气井正常生产。为了解决延安气田气井开采后期普遍存在的井底积液问题,亟待采用成本低、操作简单的排液方法,经过现场施工应用总结了抽汲排水采气的工艺原理及优势。结果表明,抽汲排水设备成本低、工艺流程简单、能清除井底积液、实现低产积液井连续携液增产稳产,在现场取得了良好的应用效果,建议推广使用。     

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。     

井筒积液综合判断方法

针对大庆探区深层气井多为低气液比的特点,在试气试采阶段井筒积液是压后试气排液求产过程中的一个严重问题。准确预测井筒积液问题,采用气举工艺排液,降低井底流压,提高返排效率,有利于试气工作的正常进行。本文主要以临界携液流量法和折算压力的方法综合判断井筒是否积液。     

濮城油田濮67气藏采气工艺技术研究与应用

濮城油田濮 67块凝析气藏由于埋藏深、储层低孔、低渗 ,气井投产后 ,井底易出现反凝析积液 ,产量下降快 ,近两年我们在该气藏应用整体配套采气工艺技术 ,取得了较好的排液采气效果。     

排水采气工艺技术进展及发展趋势

气藏地层出水、作业压井,都可能造成气井的井筒积液,而长时间的积液浸泡往往会对气层造成极大的污染和伤害。因此,快速有效地排液复产,是保持气井产能、高效开发气田的关键。因而,排水采气是气田开发所面临的一项重大课题。多年来,国内外石油工作者通过科研攻关已开发出了一系列新的排水采气工艺,如;超声波排水采气工艺技术、井间互联井筒激动排液复产工艺技术、天然气连续循环技术、聚合物控水采气技术、深抽排水采气工艺、同心毛细管技术等工艺技术。通过这些新技术的应用,稳定了气田生产、提高了采收率、促进了油气田的发展。     

气举排水采气优化设计探讨

气举排水采气是油田上比较常用的工艺方法。决定气举效果好坏的关键因素是气举排水采气技术优化,本文从气举排水采气系统优化理论的研究入手,进而探讨合理的气举排水采气优化设计方案。该方法具有适应性强的优势,它可以在低产气井的辅助排液采气和各种类型的积液停产气井的诱喷排液复产中被广泛的应用。     

分离器排水采气工艺

苏25-76采气作业区近年逐步探索推广通过分离器排液工艺通过降低油管压力,增大生产压差,排出井内积液,恢复气井正常生产,较好地解决了气井积液问题,取得了较好的效果。在工艺推广的过程中不断总结其适用性,并根据气井类型,总结出直井、水平井的选井条件,并逐步摸索出泡排+分离器排液、氮气气举+分离器排液、井间互连气举+分离器排液等复合排水采气措施,大大提高了措施有效率。     

苏里格东区生产方式及排水采气工艺改造

苏里格气田低渗、反凝析、井底积液以及大生产压差等因素导致了苏里格气田气井产能低,气井稳产能力差,气田采收率低。基于对气田地面集输工艺、集气站工艺流程以及地面工艺主体工艺的调研,提出了气举作业前井口改造、气举作业流程改造并开展排水采气试验,为苏里格东区天然气的生产提出了改进思路。