自动泡排装置在排水采气技术上的节能应用浅析

气井在生产过程中随着时间的增长,产量逐渐降低,携液能力液逐渐变差,进而出现气井井筒积液,油套压差增大的现象,这将会影响气井的正常生产。而泡沫排水采气正是产水气田的一项重要增产措施,但泡沫排水采气具有劳动强度较大、人员操作安全性低的问题,据此自动泡排装置应用而生。该设备性能稳定、自动化程度高,实现了泡排的远程控制,极大地提高了泡沫排水采气效率,同时降低了人员劳动强度与资金投入,实现了对产水气井的有效开发管理,起到节能效果,最终提高单井产量和气田的经济效益。     

气井远程自动投放泡排球装置的研发及现场试验

针对气井产水积液问题,苏里格气田主要采用泡沫排水采气为主。传统的泡沫排水采气工艺通过车载人工加注的方式进行,工人工作量大,施工成本高,气井不易管理。因此,结合现场需求和井口工况,研发了一种可以远程控制、自动投放泡排药剂的装置。通过现场应用,该装置能耗较低,通过太阳能电池板供电,可以满足定时间、定数量、定次数排水采气加药需求,操作方便灵活,能有效降低工人劳动强度和人工成本。该项技术的成功试验,为苏里格气田数字化排水采气提供了一种新技术,应用前景广阔,对苏里格气田高效开发提供了有力技术支撑,达到了预期目标和效果,建议进一步推广应用。     

苏里格气田单井生产动态分析与管理

苏里格气田地质条件复杂、储层物性差、天然气丰度低、单井产量低,甚至不压裂就无自然产能,并且产量下降快,稳产期短,开采速度和采收率都比较低,经济效益较差,这类气藏国内外尚未形成一套完整成熟的开发技术。针对这些情况,根据气井生产动态特征,建立了苏里格气田单井分类标准,综合运用气藏工程方法分析了各类气井的动态特征和递减规律,通过压降法、产量递减法和累计产量法对气井动态可采储量进行了准确评价,并针对性地提出了井下节流保持稳产,合理配产以提高可采储量,后期间歇生产以动用外围低渗透储量的单井管理方法,以期为类似于苏里格气田的低渗透强非均质性气藏的高效合理开发提供理论基础和技术支持。     

延长低渗致密气藏采气工艺初探

延长气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东南部,储层为具有典型的低渗、低压、低产、低丰度特征的致密砂岩气田。单井控制储量小、非均质性强、连通性差,气井投产后初期递减快,中后期递减慢,在较低的井底流压下,气井表现出一定的稳产能力。本次研究主要通过对气井的井口装置、管柱优化、完井工艺和排液采气工艺的研究和现场应用分析,初步形成了一体化管柱射孔、压裂投产、储层保护等适应延长气田特点的开采工艺技术。通过对各生产阶段、不同压力及出水量的气井采气工艺的研究和合理选择,满足了开发初期气井的生产需求。     

水平井连续携泡临界气流速实验研究

泡排已成为气田产水气井最主要的排水采气工艺,在排除井底积液,维持气井稳产方面发挥了重要作用。为认识产水气井添加泡排剂后井筒携液规律,制作了水平气井连续携泡实验装置,测试了泡排剂浓度倾斜角对临界携泡流速的影响规律,并与不含泡排剂的情况进行了对比。在实验基础之上拟合了连续携泡临界气流速计算公式,并对17口水平气井的积液状态进行了判断,积液判断成功率为83%。该模型的建立为泡排水平井工作制度优化提供了方法。     

苏25井区产水气井分析及泡沫排水技术应用

随着苏里格气田的开发,地层压力不断下降,气井普遍产水,且大部分井积液状况不明,影响了排水采气的效果。针对苏25井区的生产现状,从压力、产量的变化和气藏物性等方面分析了积液和未积液井的生产特征,未积液井一般物性较好,或处于主砂带内部,生产能力和生产稳定性较好;积液井一般物性较差或处于主砂带附近,生产能力和生产稳定性较差。利用常用的临界携液流量模型--圆球液滴模型和椭球液滴模型,结合井区气井实际生产动态特征,对比了两种模型的计算结果,椭球携液模型与实际情况符合程度较高。简要介绍了目前苏里格气田常用的泡沫排水采气工艺并结合典型井分析了该工艺的效果。     

排水采气工艺智能化研究

在气井的生产过程中,由于井筒积液会严重影响气井产量,所以排水采气也就成为气井重要工艺措施,但是现有的排水采气技术存在准确性不足、成本过大等问题。本文运用自动控制原理,以电磁感应理论为基础,将实现泡排剂的精确化投放、降低投放成本作为目标,考虑到装置在井下复杂环境的适应性,设计了一种智能化投放泡排剂的装置。本装置通过井下积液高度和压力大小两个变量对投放过程进行控制,避免人工操作对于投放准确度的影响,实现了泡排剂的精准投放,提高了泡排剂的使用效率。在单片机使用下,减少了泡排剂投放的工作量,降低了成本,对其他设备的改进研发,有借鉴意义。以延长气田为例,分析得出:本设备对于井下环境,以及不同井区的基础情况都有良好的适应性,易于普及和推广。     

橇装螺杆式管道泵在苏里格气田东区的应用前景研究

首先由于苏里格气田东区属于"低渗、低压、低丰度、低产"的气田,开采阶段底层能量下降较快,当压力下降至系统压力或更低时,气井将无法生产,大量可采储量得不到利用,造成极大的资源浪费,根据橇装螺杆式管道泵机组在苏东11站的成功试机,从而提出使用橇装螺杆式管道泵工艺来解决这类问题,以延长采气时率和减少资源浪费,提高气田的经济效益,并重点分析橇装螺杆式管道泵的应用前景。     

苏里格气田加纤维压裂技术的应用研究

针对苏里格气田气井压裂返排过程中支撑剂回流的实际情况,制备出适合苏里格气井的压裂用纤维,并确定
了加入纤维的尺寸与浓度;通过模拟裂缝强制闭合模式,结合返排过程中临界返排流量、支撑剂沉降速度等计算模型,
编制了纤维防支撑剂回流压裂返排优化设计软件,并结合实际的压裂施工资料进行分析设计,为压裂液返排及控制支
撑剂回流提供指导。现场的加纤维压裂和控制放喷试验表明：所研制纤维适合苏里格地区气井的防支撑剂回流要求,
较为显著地减少了支撑剂回流量,提高了放喷排液速度,同时还降低了排液过程中由于支撑剂回流导致的针、闸阀损
毁情况发生的概率。     

低渗气藏多次应力敏感测试及应用

低渗透气田在我国已开发气藏中占有相当大比例,应力敏感性对气田开发的影响已逐渐引起人们重视。针对目前大多数低渗透气田应力敏感测试仍然采用定内压变围压测试方式所存在的与实际气田开发过程中内压变化上覆压力恒定的变化规律不一致的问题,研究提出了变内压定围压测试方法,采用该方式测试低渗透岩芯在净上覆压力六升六降过程中应力敏感性,并应用测试的应力敏感曲线对低渗透气井试井特征及单井生产动态进行研究。结果表明：变内压定围压测试方法更接近于气田实际压力变化过程;（不）考虑应力敏感试井分析两者在试井特征曲线第II阶段相差较大,五开五关试井分析表明渗透率应力敏感效应的存在对气藏的开发是不利的;应力敏感对单井模拟井底流压影响很大,考虑应力敏感时,气井生产压差明显增大。因此,在低渗透气田开发过程中,必须注意应力敏感对气田开发的影响。     

川西致密砂岩气田采气工艺实践与效果

川西侏罗系气藏为典型的致密砂岩气藏,无明显边底水、层间水,气井生产少量产水。随着气田不断开发,气井井底积液加剧,造成产量压力双递减,稳产期短,低压低产生产时间长,排水采气是气藏长期稳产的关键技术。为探寻适用于川西致密砂岩气田的排水采气工艺及管理体系,基于25 a的研究和实践,建立并完善了一套基于流压实测、回声仪、模型及矿场经验法的产水气井多元化井筒诊断技术,根据气井自身能量变化规律,形成了差异化泡沫排水采气工艺为主体,互补型气举排水采气工艺为辅助,以连续油管和柱塞气举为补充的致密气田排水采气体系,并通过数字化技术发展,提出了“精细诊断+智能工艺一体化”的排水采气精细化管理体系,研制了积液在线诊断、丛式井整体式泡排及柱塞气举等智能化配套设备,并通过1 200余口气井的现场应用,有效提高了气井排液稳产效果,降低了老井综合递减率,对国内外类似气田开发具有一定的借鉴意义。     

苏里格西区含水气藏合理产能评价方法研究*

油气田的合理产能是油气田开发工作者最为关心的问题,是衡量开发方案执行情况以及制定开发调整方案的基本依据。合理产能的评价常用的方法主要有：采气指示曲线法、数值模拟法、产量不稳定分析法以及矿场生产统计法等方法,具体应该选用哪种方法需要根据油气田自身特点而定。针对苏里格气田西区的苏59区块投产时间较短,气水同产,难以进行产能评价及合理产量确定等问题,开展了对区块的产水特征研究。采用生产资料拟合建立气井模型和矿场生产统计两种方法对该区块进行合理产能评估,并用两种方法的配产结果进行综合分析,进而评价区块气井的合理配产情况,为苏里格气田西区含水气藏气井产能评价及合理产量的确定提供了依据。     

致密气井稳产时间预测模型及应用

采用"井口—井底—产层"的逆向推演思路,首先基于气液两相流井筒压力梯度方程推导产水气井的井底流压解析模型,进而结合定容气驱产水气藏的物质平衡方程建立产水气井的平均地层压力和单井控制储量计算模型,最后以井口最低外输压力为约束条件建立产水气井的稳产时间预测模型.研究结果表明:模型的稳产时间计算误差受到实际稳产时间的影响,但...     

川西老区中浅层新型泡排药剂研发与应用

川西老区中浅层气井已总体处于低压低产阶段，井口压力低于1 MPa占比76.13%，产量低于0.2$\times$10$^4$m$^3$/d占比57.14%，80.62%的气井已介入泡排工艺，但泡排工艺效果逐渐变差。针对高含凝析油气井泡排效果差、低压低产气井泡排低效及积液与乳化并存致气井治理难度大等问题，研发了3种新型SCU系列泡排剂。通过建立CHSB—SDS—PFBS三元表面活性剂体系，研发了高抗凝析油泡排药剂SCU—2，可将气液表面张力降低至26.73 mN/m，抗凝析油含量达50%；优选反应体系及催化剂，研发了自生能量型泡排药剂SCU—3，可在井筒发生化学反应生成N$_2$，并释放热量，提高低压低产井泡沫举升效率；优选复合酸与抗油性表面活性剂复配，研发了净化与排液一体化药剂SCU—6，同等浓度下降黏能力优于常规净化剂，起泡能力优于常规泡排剂。SCU系列药剂应用138口井，有效率89.73%，增产天然气774$\times$10$^4$m$^3$。新药剂拓展了泡排工艺技术的应用范围，具有良好推广应用前景。     

长庆气田现用泡排剂评价及自生气泡排剂研究

通过实验评价长庆气田现用4种泡排剂,均存在耐凝析油效果有限的问题。为延长泡排剂发泡时间、提高举升力、降低井筒积液密度,同时解决严重水淹气井井筒排液问题,研制了一种利用化学反应在气井内产生气体的自生气泡排剂。通过实验对影响该化学反应速率的因素进行分析,并对其在气田应用的可行性进行探讨。实验结果表明:自生气泡排剂对矿化度水适应性较好;与现用泡排剂相比,在苏A-2、苏B-1、苏C-56地层水中的起泡能力有明显提高;排除积液能力较好,携液率最高可达53.5%;自生气泡排棒基础配方为:41%CQN+56%CQO+2.95%柠檬酸+0.05%泡排剂。     

苏里格气田丛式井组快速钻井技术

苏里格气田"低孔、低渗"的特点决定了其单井产量低、井距小、井网密,而其地处沙漠,生态环境脆弱,更适宜采用丛式井组开发。但从式井施工周期长、钻井成本高等因素影响了从式井组的推广应用。为实现苏里气田低成本开发的战略目标,提高丛式井钻井速度就显得尤为重要。针对苏里格丛式井钻井过程存在的难题,通过井组数优化、井身剖面设计、PDC钻头的优选以及钻具组合的优化等技术研究,形成了一套苏里格气田丛式井组快速钻井的的技术方案,在现场实施中取得了较好的效果。     

致密砂岩气藏反凝析伤害及开采对策研究

针对中江气田沙溪庙组气藏反凝析伤害导致气井产量下降的问题,基于沙溪庙组气藏流体相态变化特征研究,通过长岩芯反凝析伤害实验及数值模拟分析评价反凝析对气藏开发的影响。结果表明,气藏在开发过程中,反凝析将导致储层中气相渗透率大幅降低,储层渗透率伤害率达32%,最大含凝析油饱和度1.8%,压裂改造工艺在一定程度上能降低气藏反凝析伤害,且储层渗透率越高,气藏反凝析对气井产能影响越小。根据中江沙溪庙组气藏生产特征分析,采用衰竭式开发方式更为适合,建议开采初期通过气井合理配产,延长气井露点压力以上生产时间,后期可介入泡排、柱塞气举等工艺排出井筒积液,确保气井稳定,最终达到提高气藏开发效益的目的。     

苏里格气田节流气井积液规律分析

苏里格气田广泛使用了井下节流工艺,该工艺对气井生产后期的井筒积液产生很大影响。为了弄清井下节流器对气井积液规律的影响,采用物理模拟实验方法研究了节流器上端和节流器下端的积液先后顺序,利用苏里格气田实际气井生产动态数据,分析了节流器打捞后的积液动态变化规律,结合井筒压降数学模型和临界携液流量数学模型,提出了苏里格气田节流气井积液的4个过程,采用数值模拟软件和井筒压力计算软件相结合的方法,计算了气井节流器的最优打捞时机,为苏里格气田节流气井生产制度的合理制定提拱了依据。     

苏里格气田胺基聚合物防塌钻井液体系

 为解决苏里格气田水平井钻遇泥页岩地层存在的水化膨胀缩径和严重造浆问题,开发了一种强抑制胺基防塌钻井液体系.室内性能评价实验表明,该钻井液体系具有良好的抑制性、很强的抗温、抗钙、抗污染能力,对气层伤害很小,属于清洁水基钻井液体系.在苏里格气田现场应用3 口井取得了良好的效果,表明该钻井液体系有利于提高苏里格气田泥页岩地层井壁的稳定性,解决泥页岩地层钻井液流变性难控制的难题,实现保护储层的要求,能够满足苏里格气田钻井的需要.     

苏南低渗砂岩气藏产能评价及稳产趋势分析

长庆苏里格南区为典型的低孔隙度、低渗透率、低丰度岩性油气藏,该研究的目的层段岩性特征较为复杂,气田勘探开发难度大。通过对储集层静态与动态资料的综合研究,对区块气井生产过程中的递减规律进行分析,总结出影响气田生产的原因并提出气田稳产对策,对同类气田的开发具有一定的指导意义。