大牛地气田老井水锁伤害及解除技术研究

大牛地气田开发后期部分老井存在井底积液及近井地带水锁伤害,造成单井产量大幅降低,严重影响气田高效开发。通过建立老井储层水锁评价模型,明确了老井在不同条件下水锁伤害程度;同时以低表面张力、中性润湿为目标,优选出高效XH207C型解水剂,其与泡排剂、阻垢剂、缓蚀剂等现用药剂配伍性良好,且使盒1、山2层岩心平均渗透率恢复率达130.5%,具有优异解水锁性能。现场应用表明,3口老井解水锁试验后日均增产4 377 m^(3)、累计增产363 226 m^(3),增产有效期为70~103 d,具有良好的增产效果。因此,该水锁解除技术在大牛地气田开发生产中具有一定应用前景。

一种新型高效泡排剂的性能评价及现场试验

针对大牛地气田部分气井产出液中凝析油含量偏高导致现用泡排剂效果差的问题,引进新型高效泡排剂,采用Q/SH4006 03—2014 《大牛地气田泡沫排水采气工艺作业规范》进行了室内性能评价、并选取3口井开展了新型高效泡排剂抗油性先导试验。测试结果表明,该泡排剂在温度为70℃、凝析油体积分数为30%的条件下,初始泡高、5min泡高以及携液率分别高达160mm、150mm、64.8%,均优于现用泡排剂,抗凝析油性能良好。现场试验表明,3口井(凝析油体积分数10%～20%)试验后,平均单井油套压差减小0.34MPa,单井产气量增加618m3/d,排水采气效果明显,表明该泡排剂对大牛地气田含凝析油气井有很好的适应性。经济核算显示,3口井试验后日增产量为1854m^3、累计增产量为7.9156×104m^3,累计创效9.18万元,投入产出比为1∶9,具有良好的经济效益。因此,该新型高效泡排剂在大牛地气田后期开发生产中具有一定的推广应用价值。

纳米粒子泡排剂在大牛地低含硫气井中的应用及评价

大牛地奥陶系风化壳是典型的“低压、低孔、低渗”致密碳酸盐岩气藏。由于地质条件及开采工艺等原因,使风化壳中低含硫气井地层水具有高矿化度(平均143300mg/L)、偏酸性(pH为5.5~6)的特点,对现用泡排剂性能提出更高要求。针对这一现状,引进纳米粒子泡排剂,剖析了其作用机理,评价了其基本性能,并优选2口低含硫气井(H2S含量12mg/m^3~150mg/m^3)开展了抗酸、抗盐先导试验。室内测试及现场试验表明,该泡排剂与低含硫气井地层水及现用药剂配伍性良好,且具有优异的抗酸、抗盐性能;2口井试验后,单井套油压差减小1.23MPa、生产时率提高2.31%、产气量增加509m^3/d,总体投入产出比为1:3.6,取得了良好的增产稳产效果及经济效益。因此,该泡排剂在大牛地奥陶系风化壳气藏低含硫气井中具有一定的推广应用价值。

低压耐盐型泡排剂在大牛地气田的应用及评价

针对现用泡排剂在大牛地气田低压及产出液矿化度偏高气井中应用效果较差的问题,优选两性及非离子表面活性剂自主研发了一种低压耐盐型泡排剂CP-01,评价了其基本性能、并选取5口井进行了现场试验及经济效果分析。室内测试结果表明,该泡排剂与试验井地层水及其他现用药剂配伍性良好,且起泡、稳泡、二次起泡及携液性能均比现用泡排剂优异。现场试验及经济效果分析显示,5口井(矿化度为68100 mg/L^149000 mg/L)试验后,平均单井油套压差减小0.26 MPa,单井产气量增加232 m^3/d、产液量增加0.35 m^3/d,累计增产气量1.7415×10^4m^3、累计增产液量26.1 m^3,总体投入产出比为1:1.7,取得了一定的排水采气效果及经济效益。因此,该低压耐盐型泡排剂CP-01在大牛地气田后期开发生产中具有一定的推广应用价值。

一种高产液水淹气井组合复产稳产新工艺

针对大牛地气田部分高产液水淹气井采用常规复产稳产工艺存在注气压损大、举升压力低、气举时间长、稳产周期短等无法实现经济有效排采的问题,在对比研究泡排、套管充压气举、多井联合气举+环空激动降压等工艺的优缺点基础上,设计一种"套管充压+多井联合气举+连续泡排"组合复产稳产新工艺,选取1口高产液水淹气井开展了先导试验并进行了经济评价。现场应用表明:高产液水淹气井采用组合复产稳产工艺后,一次性成功复产、成功率为100%、复产周期可缩短28.5%,稳产周期达230 d,复产稳产效果显著。经济评价显示,1口高产液水淹气井复产稳产后日增产量32754 m^3、累计增产量753.346×10^4m^3,累计创效873.88万元,投入产出比为1:100,具有良好的经济效益。该工艺的成功应用为高产液水淹气井的经济有效排采提供了新思路。

排液及解水锁一体化采气技术在大牛地气田中的应用及评价

针对大牛地气田开发后期部分老井存在井底积液及近井地带水锁伤害问题,选取3口病态老井开展了集"泡排+强排"、解水锁为一体的采气技术先导试验。现场应用表明,3口老井措施后日均增产2 720 m^3、累计增产393179 m^3,试验有效期为126～193 d,具有良好的增产效果。经济核算显示,3口老井日创效0.32万元、累计创效45.61万元,施工总费用43.44万元,投入产出比为1∶1.05,具有一定的经济效益。

“连续油管+液氮气举”组合复产工艺的应用及评价

大牛地气田为典型的“低压、低产、低孔、低渗、低丰度”致密砂岩气藏,气井普遍产水。随着开发的深入,地层能量逐渐衰竭,气井压力、产量不断降低,井筒积液水淹问题日益凸显。目前,针对井筒严重积液导致水淹的油套连通气井,现场已形成邻井高压气举、液氮气举、制氮气举、多井联合气举、井口排液气举、套管充压气举、邻井借气气举等七种气举复产方法。但对于井筒严重积液导致水淹的油套不连通气井,尚无有效的配套复产工艺。为此,选取3口严重水淹且油套不连通的气井开展了“连续油管+液氮气举”组合复产试验,并进行了经济效果评价。现场应用表明,3口水淹井均一次性成功复产、成功率为100%。经济评价显示,3口水淹井复产后日增产量33275m^3、累计增产量844.9484×10^4m^3,累计创效980.1401万元,投入产出比为1:19,经济效益显著。

“多井联合气举+环空激动降压”组合复产工艺在水淹井中的应用及评价

随着大牛地气田开发步入中后期,气井产能不断降低、携液能力逐渐变差,水淹井日趋增多、严重影响气田的长期稳产。目前,现场最常用的单一排液复产工艺有液氮气举、多井联合气举、井口排液气举、环空激动降压、套管充压气举。这些成熟的工艺技术以其各不相同的特点在积液停产气井的排液复产中发挥着重要作用。但对于套压低于8 MPa、液气比高于5 m^3/10~4m^3的积液严重水淹井,采用单一复产方法效果不佳。为此,选取两口积液严重水淹井开展了"多井联合气举+环空激动降压"组合复产试验,并进行了经济效果评价。现场应用表明,两口水淹井均复产成功,成功率为100%。经济评价显示,两口水淹井复产后日增产量12 617 m^3、累计增产量837.572×10~4m^3,累计创效971.59万元,投入产出比为1∶810,经济效益显著。

井口排液气举在水淹井中应用及经济效果评价

针对大牛地气田水淹井现有复产工艺存在的弊端,选取4口水淹井开展了井口排液气举试验,并进行了经济效果评价。现场应用表明:4口水淹井均复产成功、成功率100%,平均单井气举时间较多井联合气举缩短3.5h,说明井口排液气举对恢复水淹井生产具有良好的效果。经济评价显示:4口水淹井复产后日增产气量19 642 m^3、累计增产气量197.747 3×10~4m^3,累计创效255.09万元,单井施工费用较液氮气举节约5.77万元,投入产出比为1∶277,具有良好的经济效益。

“泡排+环空激动降压”组合复产工艺在大牛地气田的应用

大牛地气田单井产量低,压力递减快,随着开采的深入,储层能量不断下降,气井携液能力日趋变差,井筒逐渐产生积液甚至水淹停产。目前主要使用环空激动降压、液氮气举、多井联合气举、井口排液气举、套管充压气举等单一复产工艺来解决这一问题,但针对部分水淹不严重气井,常规复产成功率低、经常性气举复产成本高,因此需探索一种经济有效的复产方法。选取1口水淹井A1开展了"泡排+环空激动降压"组合复产工艺试验,并进行了经济效果评价。现场试验表明:水淹井A1复产成功后日增产量5150m^3、累计增产量148.835×104m^3,累计创效172.6486万元,施工费用较气举复产节约0.2万~5.85万元,投入产出比为1∶1150,具有良好的经济效益。推广应用表明:"泡排+环空激动降压"组合复产工艺对于积液不太严重、套压>9MPa、水淹前日产气>5000m^3/d的水淹井施工成功率为68%、较单一常规复产提高8%,在大牛地气田开发生产中具有一定的应用前景。

一种高效复合除硫剂性能评价及现场试验

针对大牛地奥陶系风化壳气藏低含硫气井采用现用井筒除硫工艺导致采气管线结垢严重及除硫成本高的问题,研发了一种高效复合三嗪除硫剂,评价了其硫容、缓蚀阻垢及配伍性能。室内评价结果显示,质量分数5%的高效复合除硫剂硫容为14.04~14.56g/L,在高压及高温条件下,Q235钢材在复合除硫剂溶液中平均静态腐蚀速率为0.0012mm/a、平均动态腐蚀速率为0.1223mm/a,低于国家腐蚀标准,同时静态缓蚀率达46.0%、动态缓蚀率达50.4%,阻垢率达82.4%,其除硫及缓蚀阻垢性能佳且与现用药剂、地层水配伍性良好。优选2口低含硫气井(H_(2)S体积分数为90.3×10^(-6)~260.4×10^(-6))开展了现场试验,现场应用结果表明,该高效复合除硫剂能将优选井的硫化氢体积分数降至0,与现用除硫剂相比,除硫能力提高489%,除硫成本降低28.8%。因此,该高效复合除硫剂在大牛地奥陶系风化壳气藏具有广阔的推广应用前景。

油井水泥浆与多功能钻井液泥饼界面离子扩散阻碍机理

对泥浆转化为水泥浆(MTC)固井液水化离子可扩散进入多功能钻井液泥饼的机理已有研究,但对油井水泥浆水化离子不能扩散运移进入多功能钻井液泥饼的机理尚未清楚。采用离子色谱仪、原子吸收分光光度计和X射线衍射仪,从油井水泥浆与MTC固井液离子组成的差异性入手,对油井水泥水化离子向多功能钻井液泥饼扩散运移的阻碍机理进行了研究。结果表明,油井水泥浆中Ca2+的质量分数远远大于MTC固井液中Ca2+的质量分数,在油井水泥与多功能钻井液泥饼界面生成了CaCO3、CaSO4和Ca(OH)2,而MTC固井液中Na+的质量分数则大于油井水泥浆中Na+的质量分数;Na+可改变泥饼中活性颗粒表面的ζ电位和破坏钻井液有机处理剂表面形成的水膜是MTC固井液中水化离子能扩散运移进入多功能钻井液泥饼的主要原因,而在油井水泥与多功能钻井液泥饼界面生成的CaCO3、CaSO4和Ca(OH)2沉淀堵塞孔道则是油井水泥浆水化离子不能扩散运移进入多功能钻井液泥饼的主要机理。

一种新型复合排采工艺技术

大牛地气田开发中后期气井积液水淹现象日益严重,而泡排、连续油管、柱塞、环空激动降压、液氮气举、制氮气举、压缩天然气气举等常规工艺及“多井联合气举+环空激动降压”“连续油管+液氮气举”“套管充压+多井联合气举”等复合工艺难以满足部分不同原因导致水淹的中高液气比气井经济高效排采要求。为此,基于制氮气举、井口排液气举及泡排的工艺原理,集成创新了一种“制氮气举+井口排液+连续泡排”复合排采新工艺,研究了其工艺原理、工艺流程及适用条件,并优选3口不同原因导致水淹的中高液气比气井开展了复合工艺先导试验。现场应用表明:该复合工艺能够实现不同原因导致水淹的中高液气比气井经济高效复产及长效稳产,3口井试验后复产稳产成功率为100%,复产成本节约21.8%、复产周期缩短37.5%,稳产周期>534 d,日增产量32071 m^(3)、累计增产量2353.1681×10^(4)m^(3),累计创效2729.675万元,投入产出比为1:133。该复合工艺的成功开展为同类气藏水淹井治理提供了参考依据。

气田清洁水合物防治及污水处理技术

针对气田生产过程中,需要加注甲醇解防堵,存在环保风险且含醇污水处理费用高的问题,采用"环保水合物抑制剂解防堵、污水无害化处理与药剂回收"环保水合物防治工艺技术。该技术通过应用无毒环保水合物抑制剂解决气井水合物堵塞问题,替代应用甲醇解防堵工艺,同时应用污水无害化蒸发处理与药剂回收工艺实现污水无害化处理与药剂回收,在符合环保要求前提下实现低成本生产。现场应用表明,该技术能够实现污水、污泥处理过程及排放物符合环保要求,试验9口气井相比同期注醇生产时率提高4.5%,药剂费用降低74%,污水处理费用降低67%,应用效果显著。

固井二界面泥饼的固化反应

对比考察了现有技术和泥饼固化(MCS)技术的固井二界面胶结强度,通过环境扫描电子显微镜(ESEM)考察了固井二界面泥饼的微观形貌,并通过差示扫描量热仪(DSC)测试对固化反应动力学进行了动态分析。实验结果表明,95℃水浴养护3 d、7 d和15 d条件下,MCS技术的固井二界面胶结强度分别较现有技术的平均提高了439.33%、471.37%和194.11%。ESEM分析表明,MCS技术使固井二界面胶凝固化为一个胶结致密整体,泥饼固化效果显著。在泥饼固化剂作用下,泥饼发生了溶蚀-胶凝固化反应,实现了固井二界面整体固化胶结。Kissinger法和Ozawa法求取的固化反应表观活化能分别为101.33 k J/mol和106.55 k J/mol;固化反应级数为0.95,泥饼固化反应是由多个简单反应复合而成的复杂反应。