泡沫排水采气

泡沫排水采气（精选七篇）

泡沫排水采气 篇1

苏里格气田是一个低渗、低压、低丰度的“三低”气田, 单井产气量较低, 且气田局部出水严重, 如果气井井筒积液, 造成井筒压降升高, 增加液体对气层的回压, 导致天然气产量将急剧下降, 甚至出现死井的现象, 因此, 有效排出井筒积液是实现气田稳产的方法之一。通过此次泡排措施, 希望摸索出一套符合苏里格地质条件和具体井况, 在技术上可行、经济上合理、可操作性强的排水采气配套工艺技术, 以提高气井生产过程中的排液效率、维持气井稳定生产、延长气井寿命。通过加大实验力度, 研究出符合苏里格地质条件的泡沫排水采气制度。

2 泡沫排水采气试验效果分析及评价

2.1 苏东49-53井泡排效果分析

苏东49-53井, 投产日期2009.6, 生产层位山1+山2+马五, 无阻流量6.3889, 投产前套压21.7, 以0.1万方/天配产生产。根据:1、投产后该井套压平稳上升, 关井后套压无明显上升趋势;2、探液面测试, 液面位置距地面距离972m。判断该井积液严重, 进行泡排实验。

苏东49-53泡排前油压2.91MPa, 套压16.1MPa, 油套压差13.19MPa, 6.10对该井进行泡排, 泡排4次后套压下降为13.75, 效果明显。对该井安装流量计后, 该井平均日产气量7000方左右, 泡排前与泡排后分别对该井进行了油管探液面测试, 经过泡排后, 节流器以上已无积液, 泡排效果明显。

分析:

1、苏东49-53试气入井总液量326.74方, 排出总液量251.9方, 74.84方液未被排出, 导致投产初期即已严重积液;2、根据开井后套压变化趋势判断, 关井5个月, 使节流器以上部分积液回落井底, 开井后该井具备携液能力, 通过六次滚动泡排实验, 目前该井稳产0.75万方/天;3、通过泡排后效果分析, 采用泡排剂泡排效果好于泡排棒;4、目前生产中, 压降速率0.4656MPa/d, 压降较快, 建议更换节流器或间歇生产, 以增强携液能力。

结论:1、间歇开井有利于气井排液;2、计划对该井采取正常生产+泡排制度, 套管注泡排剂, 每次注入量10L, 1次/15天。

2.2 苏东61-41井泡排效果分析

苏东61-41井, 投产日期2009.3, 生产层位山1+山2+马五, 无阻流量5.8747, 投产前套压20.2, 以0.5万方/天配产生产。根据:1、该井套压由5月5日开始呈持续上升趋势;2、进行探液面测试节流器以上积液1208m, 油套环空积液314m;3、6月份现场流量计观察流量为0;4、关井油套压差5.3MPa。判断该井井筒积液, 开展泡排实验。

苏东61-41泡排前油压3MPa, 套压11.87MPa, 压差8.87MPa, 井口流量计无气量显示, 结合探液面数据, 对该井采取投泡排棒方式泡排3次后, 气量稳定在5000方左右, 后对油套环空进行注泡排剂泡排一次, 效果不明显, 经过4轮泡排, 节流器以上积液被有效排出, 排液3.62方。

分析:1、苏东61-41井由于停压缩机, 导致套压持续上升, 生产压差减小2MPa为积液主要原因;2、进行4轮泡排实验及两次探液面测试后, 该井节流器以上已无积液, 有效排液3.62方, 目前以0.45万方/天稳定生产;3、生产中压降速率0.061MPa/d, 环空积液314m, 这部分液未被有效携出;4、该井由于检修关井, 套压恢复趋势不明显, 环空积液仍然较严重。

结论:1、间歇开井有利于气井排液;2、计划对该井采取连续生产+泡排制度, 1次/5天, 套管注泡排剂, 每次加注泡排剂10L。

2.3 泡排效果评价

2.3.1 实际产气量低于2000方/天的井, 由于产能较低, 投放泡排剂后携液不明显, 排液相对困难且有把井压死的危险。这类井关井时, 更容易发生水淹。对以此类井, 一般采取的措施是引出管线放空 (减小井口压力) 排液, 实践证明这种方法效果很好, 也可以考虑用新型固体泡排棒排液。

2.3.2 日产气量3000方以上的井, 地层能量比较好, 比较适合泡排, 产气量明显增加, 排液周期大大缩短, 有利于延长气井寿命, 维持气井稳定生产。

3 结语

3.1 泡沫排水采气工艺具有设备简单、施工容易、投资小、见效快、操作灵活, 不影响气井正常生产等优点, 适用于苏里格气田排水采气要求。

3.2 气井在严重积液后实施泡沫排水, 排除井筒积液比较困难。根据单井积液周期, 在开井筒始出现积液前就开始加注泡排剂, 能长期稳定维持气井的正常生产。

3.3 苏里格气田采用井下节流工艺技术, 对于部分套压相对较高, 但单井产量很小的井, 可适当考虑通过打捞节流器后采用泡沫排水采气等措施排掉井底积液, 并适当调低单井配产, 从而减小和控制储层出水速度, 达到稳产和延长气井寿命的目的。

参考文献

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泡沫排水采气 篇2

1 大牛地气田气井对排采工艺的要求

大牛地气田属特低渗致密砂岩气藏, 在十几年的开采过程中, 相继建造了37口气井、6个气藏, 但就开采工作质量、效率而言, 气井却使得大牛地气田面临着相当严峻的工作考验。一方面, 天然气遇水会产生凝析油, 传统工艺不能将多余液体消耗, 致使开采工作的行动压力过大, 产量降低。另一方面, 传统工艺下入深度很浅, 气井大多会无法满足连续携液需求, 致使井口处的油套压逐渐增大, 失去开采能力。经多年实践验证, 开采人员发现泡沫排水采气工艺, 可控制水举升至地面的气流速度, 进而影响、改变举升泡沫的气流速度。这一工艺优势, 使大牛地气田的开采障碍问题得以有效解决, 但排采工艺要想有效落实, 仍需解决下列几点问题:气井的产水量无法精确估计, 因此需针对性的计算气液比和积液量, 使水举、泡沫气流速度在正常值范围内;为保证排水采气能够抓准时机, 需完善相关措施, 对比实验数据和资料, 联系现场开采现状。上述工艺要求缺一不可, 它直接影响了泡沫排水采气工艺的技术质量和水平。

2 泡沫排水采气工艺原理

天然气的开采工艺与其他矿藏开采工艺差不多, 基本原理是相通的, 主要分三个步骤, 内容有:首先, 从开采层到气井底层存在多孔介质流动, 这些介质会干扰开采工作, 因此向井内注入一定数量的起泡剂, 可以有效降低这些介质的表面活性, 使其与气井底部的积水有机的融合在一起, 借助天然气搅动。其次, 积水与起泡剂搅动充分后, 会变成含水泡沫, 这些泡沫会随着气流从井底举升到地面, 由地面上的工作人员集中处理, 以避免泡沫流入开采设备给生产工作带来不必要的麻烦。最后, 在管线加入设备前, 向管线内注入消泡剂, 将气井底部、管线内的多余泡沫去除。从泡沫排水采气原理上看, 起泡剂和消泡剂是泡沫排水采气工艺制胜的关键, 它能够高效的消除气井底部的积水, 并将其携带到地面上来, 还能控制好开采过程中的相关设备不受起泡剂、消泡剂等干扰物质影响, 完善各工艺流程, 使开采质量、效率大幅度增加。

3 泡沫排水采气在气田的运用情况

泡沫排水采气工艺在实际操作的过程中, 会出现诸多问题, 如:流动介质从垂直管道中流出, 无法与起泡剂相融合, 工艺在高、中、低气井中的应用效果各不相同, 在实际操作中很难协调、处理完善;气井中的气流能量不足, 会导致变成含水泡沫的井底积水, 形成顽固性积液, 致使气井被水淹甚至停止井喷。因此, 为消除这些工艺障碍影响, 需在不同位置气井开采工作中, 使用相应的处理措施, 方可有效完成开采任务。

3.1 在高产井上的应用

对于高产气井而言, 井底流动介质相对较多, 垂直管道下潜深度过大, 则天然气流的上升流速要求便会提高。此外, 在不同位置, 井道中的温度也会不同, 会干扰起泡剂与积水的融合效果。因此, 工作人员需制作长度达的井筒, 直抵产水层, 顺着井筒投放起泡剂, 如此, 可保护起泡剂反应效果稳定, 弥补高产井气流能量不足问题。

3.2 在中产井上的应用

中产井可选择连续排泡工艺, 启动气源诱喷, 待井底积液排除后, 再行开采。从产层到井底, 从井口到下游用户, 中度地层水会进入预先设置好的井筒, 相对于高产井而言, 其气流能量相对充足, 但要想达到连续生产效果、完成开采任务, 还需加大起泡剂含量, 在井口使用鼓风机, 扩大起泡剂与积水的接触面积, 让二者能够完全融合, 形成含水泡沫。如产层出现井筒积液、油压降低等问题, 则为了不影响气井本身的能量优势, 需利用中产井的气流能量优势, 疏导气水通道, 提高起泡剂的纯度, 以改善或恢复气井生产能力的助采措施。

3.3 在低产井上的应用

低产井的地层潜力最大, 井底积液的产生原因众多, 这时引入泡沫排水采气工艺, 稳定生产, 需对低产井进行全方位的监测和试验。一方面, 定期进行加注起泡剂, 根据起泡剂容量和含水泡沫的生成量, 确定井底积液随着温度、时间变化的特征情况, 拟定初级工艺计划和方案。在实践开采中, 实时监控套压、气流能量、井底积水含量等指标数据, 并按照预先设计继续排泡生产。由于低产井的开采工艺操作起来相对简单, 所以开采人员对其开采质量、效率要求很高。

4 结论建议

上文提到, 泡沫排水采气工艺的应用效果显著、携水能力强, 适用范围广。未来几年, 该工艺的研究价值会进一步提升, 成为天然气开采的核心技术支柱, 为稳固工艺质量和效果, 让泡沫排水采气工艺的技术影响更加独立、更加完善, 笔者结合多年工作经验, 提出以下几方面建议, 来提升工艺应用效果和质量。

大牛地气田使用的起泡剂大多为UT11、PD-PT、XH-6三种药剂, 工艺形成之前, 需进行多次、反复的泡沫排水试验, 方能确定工艺流程和具体操作步骤。因此, 无论是井筒积液判断, 还是加药量确定, 亦或是加注工艺选择, 都需小心谨慎。

4.1 井筒积液判断

要想将间歇生产井真正转变成连续生产井, 需准确定义不同深度的气井连续排液的临界流量, 以此为指标, 评估、分析井筒是否存有积液, 积液的容量大概是多少, 进而精准确定起泡剂的含量, 使泡沫排水效果更加好。一方面, 掌握井筒积液的程度, 选择加药量和加药时间, 计算公式为:

井筒积液量

实践证明, 大牛地气田可适用于多层合采, 气井中的积液量较大, 大多都在1000kg以上, 为尽可能提高起泡剂的起泡能力, 使井底积水与起泡剂融合速度加快, 可选用浓度在12-15%左右浓度的起泡剂, 并适当增减容量, 使其携液能力逐步增强, 不致干扰开采工程。

4.2 合理加药量的确定

众所周知, 起泡剂的水溶液界面张力很大, 如起泡剂在注入气井之后, 会被周围环境所同化, 其界面张力会随着起泡剂浓度的降低而降低, 致使起泡剂融合效果大幅度减弱。为此, 在引入泡沫排水采气工艺时, 需根据气井界面张力的浓度变化, 随机加用药量, 使起泡剂在气井底部的浓度不受环境所影响, 始终保持在规定的浓度范围之内。考虑到大牛地气田多半是高矿化度地层, 其吸附水的能力很强, 所以需依靠现代化学技术, 有目的、有针对性的提高起泡剂的浓度和功能影响。使其在通过化学药剂的加入, 解除气水流动通道堵塞, 减少“滑脱”损失, 提高气流的垂直举液能力。

摘要：通过对大牛地气田气井基本情况的分析, 提出对排采工艺的基本要求。根据泡沫排水工艺的机理、适用范围进行泡沫排水工艺在大牛地气田适用性的理论分析, 再结合泡排工艺在高、中、低产井上的实际应用效果, 验证了泡沫排水工艺在大牛地气田的适用性及运用边界条件。基于此, 本文将结合泡沫排水采气工艺, 深度解析其在大牛地气田的运用方式。

关键词：泡沫排水采气工艺,大牛地气田,运用分析,研究与应用

参考文献

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[5]徐卫峰, 闫长辉, 王贵生, 罗斌.大牛地气田泡沫排水工艺效果评价和影响因素分析[J].中国科技信息, 2010, 20 (08) :127-132.

两种排水采气新方法研究 篇3

近年来川渝地区新发现的碳酸盐岩有水气藏, 钻井深度大 (普遍在4 500 m以上) , 气水关系复杂, 储层裂缝发育认识难度大, 产量要求高, 避射水层的方法不能满足要求[7]。针对这些难题, 提出同时射开气层和水层顶部1/3进行气水同采的方法, 采用M气田储层特征参数, 通过数值模拟方法比较气水合采与常规避射水层方法效果, 认为该方法更具优势。首次提出将该方法应用于排水采气, 分析了双管柱法排水采气的效果。

1 机理分析

1.1 避射水层

该方法只射开气层顶部, 通过调整生产压差控制产量, 避免底水发生锥进 (图1a) 。现场应用中发现该方法到后期底水仍然会锥进。

1.2 气水同采

该方法同时射开气层和水层顶部, 将储层内气水两相渗流改为井筒内两相流动 (图1b) 。该方法要求井筒携液能力足够大, 气井就能完全靠气体能量将水全部带出。有研究认为该方法对低孔低渗气藏开采比避射水层更好, 但对于孔渗较好的碳酸岩储层还未见明确的报道。

1.3 双管柱

该方法在套管内下2根油管, 或者利用油套环空, 通过分隔器密封, 一个井筒射开气层, 生产天然气;另一个井筒射开水层, 可以根据情况进行采水 (图1 (c) ) 。该方法与气水同采在储层内有相同影响, 单独用一根管柱产水, 适用于能量充足的地层。目前国内仅塔里木油田和长庆油田少量应用该方法进行分层采油、采气, 井深2 800~5 000 m, 取得了很好的成果[8,9]。国内至今还未见双管柱应用于排水采气的研究。

2 井筒携液能力分析

射开水层是将储层气水两相渗流转换为井筒两相管流, 因此必须分析井筒携液能力, 避免井筒积液。目前研究认为, 气井井筒内液体呈雾状流或者环膜流, 会被气体带出, 不会造成井底积液。Turner、Hubbard和Dukler等提出了相应的计算气井携液临界流速和临界流量的两种物理模型, 即液膜模型和液滴模型。有研究者对其进行了改进, 提出了球帽形模型和椭球形模型[4,5]。

采用球帽形模型和椭球形模型计算M气田携液能力。计算得出, 球帽形模型, 最低临界流量为2.9×104m3/d, 最高为4.5×104m3/d;椭球形模型, 最低临界流量为2.6×104m3/d, 最高为4.3×104m3/d。

3 数值模拟分析

3.1 模型建立

四川M气田裂缝不发育, 根据其资料情况, 归纳出适合于该区块的模型:平均孔隙度8%, 平均横向渗透率为30×10-3μm2, 平均垂向渗透率约为10×10-3μm2。网格为50×50×6, 井距1 000 m, 垂向每层2, 1、2、3层为气层, 4、5、6层为水层。气藏埋深6 000 m, 地层压力60 MPa, 气层厚度6 m, 水层厚度6 m。所用相渗资料和毛管压力资料为M气田岩心实测获得。

根据气田实际生产情况, 结合井筒携液能力分析, 分别对避射水层、气水同采和双管柱法 (L1井) 按照日产气50×104m3、30×104m3和10×104m3, 双管柱法L2井设定日产水100 m3。模拟了10年的生产情况。

3.2 避射水层模拟

该方案只射开第1层。

日产气50×104m3, 累计产气1.439×108m3, 稳产3 d。日产气30×104m3, 累计产气1.439×108m3, 稳产62 d。日产气10×104m3, 累计产气1.430×108m3, 稳产883 d。三种生产措施累计产气量非常接近。

3.3 气水同采

该方案同时射开第1和第4层。

日产气50×104m3, 累计产气1.484×108 m3, 稳产71 d。日产气30×104m3, 累计产气1.481×108m3, 稳产199 d。日产气10×104m3, 累计产气1.483×108m3, 稳产1 130 d。

可以看出随着日产气量越小, 稳产期越长。三种生产措施累计产气量非常接近。

3.4 双管柱法

L1井射开第1层, L2井射开第4层。L1井和L2井通过分隔器分隔。由于L2井射孔层位接近气层, 因此在生产过程中会产出气体。

L1井:日产气50×104m3, 累计产气1.484×108m3, 稳产约22 d。L2井也有部分天然气产出, 累计产气约450 000 m3。两口井累计合采气约1.488×108m3。

L1井:日产气30×104m3, 累计产气1.423×108m3, 稳产155 d。L2井也有部分天然气产出, 累计产气约6800000m3。两口井累计合采气约1.591×108m3。

L1井, 日产气10×104m3, 累计产气0.940×108m3, 稳产580 d。L2井也有部分天然气产出, 累计产气约0.553×108m3。两口井累计合采气约1.493×108m3。

对比三种生产措施可以看出, 日产气50×104m3的条件下, L2井产气量最少。表明双管柱法更适用于对产量要求高的情况。各生产措施的累计产气量相差较大。

3.5 对比分析

对比3种方案, 见表1。三种生产措施, 双管柱法累计产气量均最大, 气水同采其次, 避射水层最小。气水同采的稳产期最长, 更能满足油田对产量的要求。日产气50×104m3和30×104m3的情况下, 双管柱法稳产期长于避射水层, 气水同采累计产水量最大。

4 结论和建议

M气田碳酸岩储层, 气水同采比避射水层更具优势, 表现为具有更长的稳产期和更高的采收率, 更能满足油田对产量的要求。建议川渝地区能量充足的碳酸岩有水气藏采用该方法排水采气。

双管柱法单独用一根油管或环套空间产水, 能获得最高的采收率, 部分情况下比避射水层拥有更长的稳产期, 可以作为一种新的排水采气方法, 但仍需进一步研究水层射开层位及经济可行性。

参考文献

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天然气井排水采气工艺方法优选 篇4

1 天然气排水工艺方式

1.1 泡沫排水采气

泡沫排水采气工艺的应用优点较多,主要包括施工简单、见效快且投资小、设备简单等,适合应用在产水量不大且具有一定自喷能力的气井中,同时还可作为积液停产井、间歇生产井以及自然间喷井排水采气的辅助措施。

泡沫排水采气工艺药剂的加注制度主要是指加药量与加注周期。若加药量少的话,则无法发挥泡沫排水的应有作用,而加药量过大,则会使流动阻力增加。若加药周期过短,则会导致施工成本的增加,而相反,则会对泡沫排水的效果起到较严重影响。因此,加药量与加注周期的确定必须要与所加注井的井筒积液量以及起泡剂推荐使用浓度等各方面情况相结合,在泡排的过程中,还应根据瞬时流量变化等情况对加注制度进行相应的调整,保证气井稳定生产。

1.2 连续循环采气方式

我国传统的排水采气方式采用的是柱塞举升进行排水采气,若气井出砂,则会造成柱塞举升的工作无法正常维持;应用速度管柱对气井进行排水采气过程中,若管柱口径较小,正常施工也会受到影响。天然气连续循环排水采气方式就是为了解决此类问题研究,将其弊端进行改进,利用压缩机将井筒内的天然气注入到井内油套环空内,井内天然气的流动速度增加,便会将井内的液体携带到地面上,进而能够使得气井的积液现象得到缓解。

1.3 超声波排水采气方式

超声波排水采气工艺主要是采用超声空化作用前提下研制的新型排水采气方式,通过井下建立超声波场的过程,为井底积水的部分区域提升温度,产生高温状态,然后加快雾化现象,雾化的水汽会随着天然气流动携带到地面。此种工艺方式能够使得油管携水能力大幅度提升,可以缓解井筒中积液,提升天然气井生产性能(图1)。

超声波排水采气工艺方式施工较为便利,只要将地面的电能正常供应就可以,而且不会对储气层形成污染,而且能量的转换率较高,机械设备的生产效率相对较高,节能效果比较显著。采用超声波排水采气,能够提升天然气井的产气量,与此同时,对于天然气井的防水工作比较有利。超声波排水采气方式在研究阶段已经取得了一定成功,不过还需要进一步进行研究,在未来生产过程中有比较广阔的发展空间。

1.4 同心毛细管方式

研究专家为了能够缓解低压气井积液,同心毛细管工艺技术应运而生,针对天然气井生产费用的缩减以及天然气产量的提升等方面效果显著。同心毛细管工艺方式就是把同心毛细管的管柱放到气井井底,并通过油套环空将发泡剂连续注入井内,通过发泡进而缓解井底的液柱压力,天然气流动将泡沫化的液体带出,有效防止天然气井底出现积液现象,提升排水效率。经过采用同心毛细工艺方式可以达到天然气井产量的稳步增加,同时因为同心毛细管具有重复使用的优点,安装方便,从实用性与经济性方面分析,具有广泛的运用前景。

1.5 组合排水采气方式

单项排水采气技术,既有一定优势,但也存在一定弊端,如果将不同的单项工艺技术进行有效统一,能够使得各部分特征与优势发挥出来,实现优势互补,进一步扩大应用范围,提升排水采气工作效率。气举-泡排组合排水采气工艺在向天然气井内注入高压气体时,同时向井底加入起泡剂,使井底的积液泡沫化,从而可以使得垂管中流动的单位体积的重量降低,提升携液能力。并且通过降低井底流压的方式增大了井筒与底层的压力差,进而增加天然气产量(图2)。

起泡剂从油套环空注入,与井底积液混合后经油管排出(若用套管生产的气井,则由油管注入)。起泡剂相态不同,加注方式不同,其加注装置也不同。如固体泡排棒,则由井口加注筒投入,经油管投到井底,再由油管或套管排出(图3)。消泡剂的注入部位一般是在井口气液流出处,这是因为该处距分离器较远,与气水混合时间长,消泡和抑制泡沫再生效果好,进入分离器便于分离。

1.6 聚合物排水采气方式

聚合物排水采气工艺技术相较于其他排水技术有一定不同,该工艺并不是利用天然气井内的积水实施采气,而是将聚合物注入到对应的产水地层,进而降低天然气井地层水的渗透率,阻止地层水进入井筒中。一般说来,聚合物排水采气工艺技术中应用的聚合物是能够将气层与水层分隔开的一类如树脂、水泥浆等,以及气层与水层不易分开的一类如水溶性聚合物等。经过使用聚合物排水采气工艺技术,可以有效防止地层出水,进而能够提升天然气生产效率。

2 结束语

社会需求的不断增加,必然会促使各产业技术不断更新发展。由于我国经济始终处于快速发展之中,资源消耗较大,能源需求量更高,天然气作为新型清洁能源,其应用范围也在不断扩大。为了使得物质资源能够满足不断增长的市场需求,天然气井排水采气工艺技术的推广与应用具有重要的现实意义。科学技术是第一生产力,随着社会经济的发展,我国各方面技术一定会得到巨大进步,在工艺技术逐渐更新的基础上,经济效益与社会效益也会呈稳定的提升趋势。

参考文献

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凝析气井气举排水采气工艺技术研究 篇5

1 凝析气藏开采

尽管对于排水采气工艺来说, 其工艺较多且较为复杂, 但对于产层深度小于3000m的低压气藏来说, 传统意义上的杆泵排水采气工艺存在泵挂深度浅、泵效低、检泵周期短等问题, 限制了机抽排水采气的应用。而机抽排水采气具有不增加对地层回压、理论上可将气采至枯竭等独特优点, 因此得到了较大范围的应用所谓凝析气指的是当地下压力超过临界条件、当地下温度达到一定标准时, 液态烃经过逆蒸发过程而生成的气体就是凝析气凝析气被采出后由于地表压力、温度降低而逆凝结为轻质油, 这就是我们所说的凝析油。

2 凝析气井气举排水采气工艺技术

对于凝析气井气举排水采气工艺技术来说主要分为单项气举排水采气工艺和复合式的排水采气工艺技术两种, 两种方式各有自身的特点和适用条件。

2.1土凝析气井单项气举排水采气工艺

2.1.1高压氮气举复产技术

高压氮气举复产技术是凝析气井气举排水采气工艺技术中重要的一项。高压氮气举复产技术主要适用于井筒积液严重的凝析气井排液。高压氮气举复产技术主要利用膜分离技术, 利用有机膜所特有的对气体的扩散和渗透作用, 从而达到纯化和分离空气的目的。

2.1.2 高压气源井气举排水采气工艺

高压气源井气举排水采气工艺是在充分借鉴国外天然气连续循环技术上而形成的一项技术。高压气源井气举排水采气工艺的实现主要通过计算损失压力和井管节点压力, 进而确定注气点的压力及流量来实现的它的排气流程主要依靠高压气源井的高压气流, 使得被气举气井的采气管线输送至集气站, 从而增强气举排水采气的连续性和稳定性。

2.1.3 柱塞式气举排水采气工艺

除了上面提到的高压氮气举复合技术和高压氮气源井气举排水采气工艺技术之外, 柱塞式气举排水采气工艺是另一种常见的工艺技术所谓柱塞式器具排水采气工艺是将柱塞面作为气液的机械接面, 利用凝析气井自身的能量推动柱塞在油管内进行周期性的举液, 从而阻止凝析气的上窜和凝析油的回落, 进一步减少液体的滑脱效应。

2.2 凝析气井复合式气举排水采气工艺技术

2.2.1高压氮气结合连续油管复合气举排水工艺

高压氮气结合连续油管复合气举排水工艺是将连接油管下人生产管柱当中, 再连接连续油管车和制氮增压车, 将连续油管注人到井管中, 从而完成排液的过程, 相比如连续油管拌注液氮气举工艺来说, 高压氮气结合连续油管复合气举排水工艺有效地解决和避免了连续性差的缺点, 速度快, 周期短, 安全高效

2.2.2 井间互联气举辅助泡排复产技术

与高压氮气结合连续油管复合器具排水采气工艺相比, 井间互联气举辅助泡排复产技术也有其自身的特点井间互联气举辅助泡排复产技术是一种一举一/一举多、多举一的气举排水采气工艺技术, 它用高压管线将多个凝析气井井口相连, 在气源井的选择上, 选取产量大、生产稳定和压力高的井作为气源井。

3结语

以上我们从凝析气藏开采的角度人手, 通过分析气举排水采气技术, 结合凝析气井的特点简要分析了在凝析气井气举排水采气工艺技术工程中常见的高压氮气举复产技术、高压气源井气举排水采气工艺和高压氮气结合连续油管复合气举排水工艺和井间互联气举辅助泡排复产技术, 希望对我国凝析气井的开采有一点的借鉴性意义, 为我国国民经济的又好又快发展提供强劲的动力。

参考文献

[1]徐国伟.凝析气井气举排水采气工艺技术研究[D].长江大学, 2012.

[2]田宝.柱塞气举排水采气工艺关键技术研究[D].西南石油大学, 2015.

[3]田伟.苏里格气田节流气井排水采气工艺技术研究[D].西安石油大学, 2010.

[4]李勤, 练兴元.凝析气井气举排水采气工艺技术研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 20:270.

[5]李小蓉, 呼玉川, 谢飞, 何明, 方进.球塞气举排水采气工艺技术研究[J].天然气工业, 2006, 08:110-112+172.

[6]赵先进, 余百浩, 耿新中.凝析气井气举排水采气的工艺效果分析[J].天然气工业, 1999, 06:97.

户部寨气田排水采气技术研究与应用 篇6

1 复合排液采气技术的研究

(1) 复合排液采气技术的简介复合排液采气工艺是采取多种排液方式进行排液采气的作业方式, 它可以集多种工艺优点于一身, 发挥多种工艺的互补作用。目前文23 气田就是采用复合排液采气工艺, 其中的方法有泡排+ 气举开关井激动、泡排+ 放空, 在重要的气井上采取橇装制氮+ 尾追高压气举等复合工艺方法。这种泡排+ 气举复合工艺主要是针对那些地层压力较低, 无法正常工作的低产气井, 主要是因为这类气井的泡排几乎达不到临界流量, 很难发挥排液采气效果。

(2) 对于复合排液采气技术的研究应用传统的复合排液采气工艺流程比较落后, 一般是由泡排车定期向井口加注, 约3~4 天加泡剂1 次, 而且作业时常受气候、车况等影响, 在施工过程中很容易对井底造成回压, 通常在井底留有大部分积液, 进而影响地层产能效益, 不能满足气井的开采需求。针对以上问题, 首先应明确复合排液采气技术的应用思路, 改进平衡罐加注药剂的工艺流程, 在加注管上安装小流量气嘴和小型针形阀, 这样以便于控制流量和流速。还有就是, 泡剂与地层出液混合后易形成低密度泡沫液, 这时要采用连续气举的方法将其缓慢排出井筒, 能够有效降低井内的液体流动压力, 防止出现大量积液。最后, 要完善当前的复合排液采气技术, 通过气举+ 小排量滴注泡剂减小注气量, 从而提高排液效率。

本文通过对文留6 号站的平衡罐装置进行探究, 首先在平衡罐内注满药剂, 并且加入一定量的清蜡剂, 通过气举流程将药剂打入井筒。在此过程中要控制泡剂的注入量, 同时要结合实际情况充分使用泡排、气举这两种措施, 保证整体的施工效果。然后, 要优化复合排液采气技术的应用流程, 通过控制液体的流量和流速使泡剂能够连续注入井筒内, 使得井内液体长期处于低密度状态。最后要优化技术参数, 根据Turner临界流速模型的计算公式及临界流量公式可以得知, 通过降低井筒内地表面张力以及液体密度可以减少注气量, 提高气井的生产效率。

2 现场的研究应用

(1) 选井部分选取部1-25 井为实验对象进行现场研究应用, 当前该井主要靠高压气进行气举和泡排剂进行排液, 从而维持正常的工作状态。开始时首先向井内加入25kg的泡剂, 然后使用10000×104m3/d的气嘴进行气举12 小时以上, 降低井筒内的套压, 可以增加气井大约一半的产气量。但美中不足的是排液后气举稳产时间较短, 不能大量的投入生产。

(2) 实验的准备工作首先要根据气井的相关参数进行理论演算, 这样可以减少实际工作的误差。其次, 要根据现场的实际情况进行工作, 第一步要清洗平衡罐, 彻底清除罐内的残留物;第二步要将25 kg的泡剂和100kg的水注入罐内, 打开针阀使用高压气加压, 使其全部顶替到部1 一25 井的复线中, 使用气嘴注气1.5 小时, 对复线进行充分预膜。第三步, 要准备好所用的仪器设备, 如10000mm、700mm、550mm的限流气嘴以及不同型号的普通气嘴。

(3) 开始试验在5 月31 日10: 00 向平衡罐中注入25 kg泡剂和100 kg水, 并对管线进行充分预膜。第一次试验时间为6 月1 ~23 日, 每天固定向井内注入浓度为20%的泡剂溶液50kg, 同时使用7000m3气嘴进行连续气举。第二次试验时间为6 月24 ~29 日, 每天固定向井内注入浓度为3%的泡剂溶液50kg, 同时使用5500m3气嘴进行连续气举。

(4) 试验结果通过对比两组试验的产气量及流压量, 可以知道减小气嘴、降低泡剂的浓度能够有效提高气井的工作效率, 对于降低井内积液、增加产气量有一定的帮助。

3 应用结论以及建议

(1) 研究结论使用平衡罐排液采气技术可以提高排液采气的整体效率, 能够彻底排除井内积液。即使在此过程中停止注气, 也不能加快积液的运输速度, 有利于气井的安全生产。同时, 根据以上的实验可知, 在气举过程中, 使用小气嘴气举代替大气嘴气所举取得的效果更好。

(2) 建议针对实验中的不足之处进行改正, 应在气嘴套下方增加一个汇管, 使得进气口与注气管相连, 保证罐内压力相平衡, 从而使得泡剂连续滴注。在者, 应该扩大试验的范围, 探索最佳参数, 提高气井的排液采气效率。

参考文献

[1]黄艳, 佘朝毅, 马辉运, 舒玉春, 张凤琼, 段方华, 唐小虎.四川盆地气田排水采气工艺技术研究与应用[J].钻采工艺, 2008, 05:66-69+72+168-169.

泡沫排水采气 篇7

1 我国油气田排水采气工艺及应用

为了能够迅速有效的排出油气藏中所含有的游离水和清除井筒中残留的井筒积液, 使得油气井的生产效率长期稳定在一个高水平的区域内, 我们必须采取某种措施来降低液体对于产油、产气的影响。经过国内外的长期实践, 逐渐形成了以优选管柱、泡沫、气举、电潜泵、射流泵等工艺为代表的排水采气工艺, 它们均能够对于油气田的稳产、增产和提采起到非常好的作用。下面将对于我国在各油气田中主要采用的排水采气工艺及应用前景进行说明。

1.1 优选管柱排水采气工艺

优选管柱排水采气工艺主要用于含水油气田开发的中后期, 它主要是依靠调节自喷管柱的大小, 利用油气井自身的能量来将气体举出的一种方法。在这其中, 我们需要注意的是, 当天然气随着自喷管上升高度增加时, 其流动速度也随之上升, 此时为了保证井筒中的地层水能够连续的被排出, 我们应该使得井底自喷管的气流速度保持在连续排液的临界流速之上, 当气体排水井口, 到达地面后, 还要建立合理的降压, 将天然气输进集气管网, 并传输给用户。

1.2 泡沫排水采气工艺

泡沫排水采气工艺, 简称泡排, 是我国川南地区应用较多的一种采气工艺。它主要依靠以下原理实现:从井口向井底注入某种能够和水产生乳化作用的表面活性剂———起泡剂。此时水在起泡剂的作用下, 其表面张力迅速降低, 从而产生大量的泡沫, 其自身的密度也随之下降。在油气井内天然气的搅动下, 以往水气的依附状态受到破坏, 变成泡沫的液体此时就可以在底层能量不变的前提下轻而易举的被水举升到地面, 从而实现排水采气的目的。在此工艺中, 起泡剂起到了关键的总用, 起泡剂起始的状态不同、注入的方式和加入的位置也不尽相同。

1.3 气举排水采气工艺

气举排水采气工艺指的是将加高压的天然气或者氮气注入油气井内, 借助于气举阀来混合注入气体与地层产出气体, 从而降低注气点以上的流动压力梯度, 增大生产压差, 排出井底积液, 恢复或者提升油气井生产能力的一种人工举升工艺。排液成功的关键在于气举阀、偏心筒、投捞工具及连续气举优化软件的设计。

1.4 电潜泵排水采气工艺

电潜泵, 也叫潜油电泵, 顾名思义就是随着油管下入一个多级离心泵分离装置, 将井中的积液从油管中抽出, 重获一定的生产压差, 恢复高产的一种机械排水采气方式。电力经过变压器, 沿着井下的电缆传动给电泵中的电动机, 电动机在获得能够后带动多级离心泵高速旋转。在离心作用下, 液相得以实现分离被送到油管, 最终排出到地面。液体则通过油套环形空间进入地面采气管道。

1.5 射流泵排水采气工艺

射流泵排水采气工艺主要是靠射流泵中的喷嘴、喉道以及扩散管实现的。地面高压动力流体经过“引擎”喷嘴的作用, 形成高速流体, 使得混合室内的压力降低。由于射流质点的横向絮动, 在存在于混合室周围的高压动力流体与井底部的积液发生混合作用, 使得后者不断的被卷入到喉道, 在“泵”喉道的作用下, 积液获得能量。在扩散管中上升时, 流速不断降低, 压力随之升高, 最后混合流体克服自身的静液柱压力而一举被举升至地面。

2 排水采气工艺应用前景

2.1 组合式排水采气工艺

当前油气田的情况日益复杂, 在每一开采阶段所面临的问题也不尽相同, 特别是油气藏开发的中后期, 随着地层压力的逐渐衰竭, 现有的单一排水采气工艺难免会遇到技术上的瓶颈。况且研究领域对于上述各个排水采气工艺的评价也褒贬不一, 为此, 不妨在今后的发展中大力着手组合排水采气工艺的研究, 发挥单一工艺的优势, 同时通过组合来弥补各个工艺之间的不足, 从而满足各位复杂的油气井开采的需求。

2.2 智能化

在组合现有的排水采气工艺的同时, 工艺控制的复杂程度也随之加强, 因此生产上要逐步要向操作的集中控制, 智能控制方向过渡。尤其是在工艺软件的编制方面, 更是要向远程化、遥控化方向迈进。

2.3 与其他学科相结合

排水采气工艺技术是一门含金量高、技术性强的系统工程。除了在自身的设备。技术上下功夫之外, 还可以与其余的学科结合起来。比如, 我们可以重点研究单井排水与气藏工程相结合的整体防治技术。再比如, 也可以根据经济学等原理对于排水采气选用的原则进行重新设计。

参考文献