产水气井排采工艺进展

排水采气工艺技术作为治理气井出水的关键措施,对气田的持续稳产、增加产气量和延长生命周期具有关键作用。造成气井井底积液的原因包括完井液返排不足、气藏的开发特点以及气井间开不连续生产等因素。当前治理气井积液的技术有泡沫排水、柱塞气举、速度管柱、电潜泵、堵水等常规工艺以及高压气举、井间互联、连续油管等停产井复产工艺,研究的重点主要集中在提高气井携液能力、完善配套设备、降低实施成本、研发适应不同气藏条件的工艺技术等方面。需要根据储层地质特征、测井数据、产水规模、产气量、井筒压力损失情况等关键因素,综合考虑工艺原理、适用性、投资成本、优势与局限性,科学地选择排水采气工艺。将复产工艺与常规工艺相结合,可高效地应对实际生产问题。未来,排水采气工艺将向智能化、多学科融合、长效性与可持续性方向发展。

高压集输气井井筒积液量与流压计算方法

针对采用高压集输工艺气水同出的天然气井,为准确计算其井筒积液量及井底流压,以指导泡排工艺的实施,建立了一种井筒积液量与流压计算方法。通过简化油管与环空内气水两相分布,并以套压折算流压等于油压折算流压为基本原则,推导出包含油管等效液面处压力p_(1)、环空等效液面处压力p_(2)、环空与油管等效液柱高度比值k等3个关键参数的计算方程,并结合动态监测数据,给出了3个关键参数的求解方法,从而通过迭代方式计算得出井筒积液量与井底流压。经45口气井实测数据验证,流压计算平均误差4.4%,积液量计算平均误差14.8%。同时,该方法主要利用生产数据和少量流压测试数据进行并行迭代计算,具有成本低、计算速度快的优点。

大牛地气田气井最小携液产量研究

探讨大牛地气田气井最小携液产量,可为气井合理产量的制定、排水采气工艺措施的优化提供依据。在综合分析大牛地气田气井积液特征的基础上,提出了气井积液的地面识别标准,并运用该标准对研究区270井次的积液情况进行判别;在考虑井筒注醇和温度、压力影响的情况下,通过实验确定了气液界面张力值,在此基础上提出了大牛地气田气井最小携液产量公式,研究区270井次的积液情况对公式进行检验的结果表明,该公式对气井积液判断的正确率为93.3%,比用李闽公式判断的正确率提高了24.8%,能较好地判别大牛地气田气井的积液情况。

涩北气田排水采气优选模式

针对柴达木盆地涩北气田所面临的气井井底积液、产水导致产量迅速递减的问题,从准确把握气井排水采气时机、优选经济有效的排水采气方式出发,结合涩北气田生产动态,综合考虑动能因子、积液高度、油压、日产水以及油压、套压压差等多种因素准确诊断了气井积液的状况;分析了涩北一号气田递减阶段气井日产气量和水气比等生产数据的变化规律,根据多项管流井底压力计算理论、临界流量计算模型及涩北气田实际的采气油管尺寸,研制出了排水采气方式选择控制图,并建立了涩北气田排水采气优选模式;回归出了相应的计算公式,预测了涩北一号气田大规模进入优选管柱排水及泡排排水采气时期的具体时机,由于涩北气田属于次活跃与不活跃水驱气藏,水气比上升缓慢,除少数离边水比较近的井外,在整个开发期内不会大规模进入气举排水开采期。

存在井底积液的修正等时试井资料解释方法

存在井底积液的修正等时试井资料会出现异常, 使原有理论无法处理相应的测试资料或处理的结果误差较大。针对这个问题, 提出了一种存在井底积液时的修正等时试井资料解释方法。实例应用表明, 该方法是正确可行的。

低流压、低液量气井井底积液排液工艺

针对深层气井和中浅层气井的井底积液问题并结合井况特点,介绍了两种低流压、低液量气井排液工艺。对于深井,通过从普通油管与连续油管环空定期注入压缩氮气,从而将井底积液从连续油管内举升出来;而中浅层气井为了降低成本,采用水力喷射泵将井底积液举升到地面。与其他举升工艺相比,该工艺能够更有效地减少液柱对产层的压力,因此即使产层压力很低时,产层气体也能够顺利进入井筒,较好地解决了其他排液工艺因井底低流压导致的停产问题,从而大大提高了储层的有效开采时间。

旋流雾化排液采气工艺及其关键参数

气水同产井在生产过程中,由于地层能量逐渐下降易产生井底积液,严重影响了气井的产能,甚至会造成气井水淹停产,常用的排液采气工艺需要借助外部能量或更换生产管柱,工艺运行成本高。为此,以Turner模型为理论基础,设计了旋流雾化装置将井底积液雾化为细小的液滴,以便容易被携带出气井井筒;进而开展旋流雾化数值模拟、室内可视化实验及现场试验确定旋流雾化排液采气工艺关键技术参数。研究结果表明:(1)实施旋流雾化排液采气工艺使气井能够在不增加外部能量的条件下将井底积液排出,实现气井的连续携液生产;(2)该工艺具有对气井凝析油含量不敏感、作业方便、生产成本低及装置工作可靠性高等优点;(3)旋流雾化排液采气工艺关键技术参数为:最大下入井深4 200 m,工作温度120℃,气井气液比大于1 100 m^3/m^3、产液量小于20 m^3/d,工具外径58 mm或72 mm;(4)两口井现场应用效果好:水淹气井滴西17井成功复产并实现连续携液生产,大直径油管完井的K82006井携液良好且气井产气量稳定。结论认为,旋流雾化排液采气工艺作为一种不动原井生产管柱、不增加外部能量的排液采气工艺,值得推荐。

Φ73.02mm×5.51mm P110油管腐蚀原因分析

采用现场数据调研、宏观分析、金相分析、扫描电镜分析和XRD分析等方法,对某油田Φ73.02mm×5.51 mm P110油管腐蚀原因进行分析。分析认为:油管腐蚀的主要原因是该井高含量的CO_2、Cl^-、地层水、返排酸化压裂液共存造成的腐蚀,腐蚀程度与气液交界面的位置及井段温度有关。推荐使用耐CO_2腐蚀的油套管产品。

高气液比气井井底流压计算方法研究

为解决高气液比气井井筒温度分布和压力计算精度低、计算方法可用性差的问题,运用热力学、传热学以及两相流理论,对气井稳定连续生产时的流动特征和传热过程进行分析,采用Beggs和B rill普适化相关式,结合Kelessid is和Dukler流型判别方法及温度分布计算模型,建立高气液比气井井底流压计算模型并针对新疆一口气井进行求解。在高气液比情况下,计算得到的温度分布及井底流压与油田现场测试数据对比,平均相对误差仅为3%,表明了文中的温度模型以及压力计算方法具有较高的精确性。模型计算所需参数容易得到,具有较好的实用性,可大面积推广应用。

新型低压低液气井泡排剂的研制及应用

现有泡排剂产生的泡沫含水率高,携液量大,且容易受泡沫密度、凝析油含量等影响,不能很好适用于低压低产积液井。针对大牛地气田低压低产气井井底积液量相对较小、二次起泡较困难等难题,研制出一种新型泡排剂,它具有发泡能力强、泡沫稳定性好、含水率低、表面张力小的优点。现场应用表明,新型泡排剂能够有效控制携液量,降低气井井底回压,取得较好的排液效果,可满足大牛地气田低压低产气井的泡排作业要求。

新型低分子泡排剂的研制及应用

泡排施工时,现有的泡排剂大多数产生的泡沫含水率较高,携液量也较大,不能很好地适用于苏里格低压低产积液井。针对苏里格气田低压低产井井筒积液的实际情况,研制出一种新型低分子泡排剂,并采用Ross-Miles法和搅拌法在实验室对该泡排剂进行泡沫性能评价,同时在同等实验条件下与不同泡排剂携液过程中的泡沫含水率进行了比较,在苏里格部分气井进行了泡沫排水现场评价。研究表明,该新型低分子泡排剂泡沫含水率低,能有效控制携液量,降低井筒压力梯度,可满足苏里格气田低压低产气井的泡排作业要求。

复合射孔压井液运动及影响作用研究

复合射孔施工中,高能气体与压井液之间的相互作用影响着井底压力和压裂效果,准确设计压井液高度及深入研究运动机理是复合射孔施工成功与否的关键。针对目前复合射孔理论研究中,对上部压井液运动研究较少的问题,介绍了复合射孔过程中压井液从火药点火到压裂完成的运动特性,推导了高能气体作用下的压井液体的运动微分方程,分别对复合射孔作业过程中产生的井底压力变化、压井液体上移、损耗能量等几个方面的问题进行了较为全面的研究,从而拓展了复合射孔井底压力效果的判断方法。计算实例分析表明,压井液的合理设计至关重要。

煤储层理论临界解吸压力与实际排采对比研究

基于现有的临界解吸压力及井底压力的计算方法,对煤层气井在排采生产中存在的理论临界解吸压力与实际排采不吻合的现象,深入分析原因。分析认为,煤储层含气量实测误差以及混气液柱压力的计算是主要影响因素,减小测量误差和建立更精确的混气液柱压力计算模型值得研究,以便深入认识煤层气生产过程,掌握排采特征和建立合理的工作制度来指导煤层气资源合理开发。

基于单片机的抽油井液面自动监测仪设计与应用

介绍了一种基于单片机的新型抽油井液面自动监测仪的设计原理和实际应用。该仪器能够从井口自动监测抽油井内环空液面深度变化 ,通过分析计算获得井下压力的恢复情况。仪器以 80C552单片机为核心 ,可靠性高 ,测量数据准确 ,在长达一周的监测期间中途不需人工干预 ,仪器配有大容量非易失性数据存储器 ,测量数据长期保存不会丢失 。

基于阶段生产数据的IPR曲线类型及意义

针对传统IPR曲线测试影响时率、曲线数量少、矿场应用范围小等问题,提出了利用油井阶段生产数据制作IPR曲线的方法,并归纳出了负相关型、近水平型、正相关型、近垂直型、簇型等5种IPR曲线类型。研究表明:负相关型IPR曲线反映井区地层压力相对稳定,日产液量与井底流压关系明确;近水平型、正相关型IPR曲线反映阶段地层压力存在变化,日产液量受静压、流压变化共同影响;近垂直型IPR曲线反映井下举升能力小于地层理论产液能力,举升工况与产液能力不匹配;簇型IPR曲线反映阶段生产状况稳定,但日产液量与井底流压的相关性不明。结合生产数据点位于IPR曲线的位置,可对油井产液能力、地层压力变化趋势、举升工况合理性做出判断,指导井区注采调整。

液氮冷源外置式天然气水合物孔底冷冻绳索取样器的研制

针对天然气水合物存在环境和性质的特殊性,研制了新型天然气水合物孔底冷冻取样器。取样器采用冷源外置式,通过绳索取心方式,实现孔底冷冻岩样。介绍了新型取样器的冷冻方式、工作原理和主要结构特点。

充气钻井井筒压力分布规律模型适用性研究

欠平衡充气钻井技术是为了适应低压钻井的需要而发展起来的一项技术,具有携岩能力强、降低漏失、大幅度提高机械钻速和保护低压油气储层、地层损害小等优点。通过对比Guo模型和Beggs-Brill模型2种充气钻井气液两相流的理论模型,分析了各自的优缺点。以多相流理论和欠平衡钻井基本原理为基础,根据实际钻井过程中岩屑对井底负压的影响,通过考虑岩屑来提高该流动模型的计算精度及合理性,对Beggs-Brill模型进行了改进。结合现场资料,应用Beggs-Brill模型对现场的充气钻井实例进行了模拟计算,分析了井筒流动规律,并对其变化情况进行了解释,将计算结果和现场实测结果对比分析,验证了模型的适用性。

负压提液研究及其在滨南油田滨79块的应用

井底流压是控制油井产能的重要因素 ,该文从理论与实践生产相结合的角度 ,探讨了消除井底流压 ,以获取油井最大产能的方法 ,首次提出了负压提液的概念。该方法操作简单 ,费用低。已在滨南油田滨 79块三口油井试验成功 ,取得了较好的增油效果。

裂缝发育页岩地层水平井钻井气液重力置换规律

长宁区块国家级页岩气示范区目前天然气产量达60×10^(8) m^(3)/a左右,是四川盆地页岩气上产的重要战场,但该区块下志留统龙马溪组页岩地层裂缝、断层发育,特别是存在气液重力置换式漏失现象,井控风险高,处理难度大,在一定程度上制约了该区页岩气资源的高效开发。为此,在数值仿真研究的基础上,对重力置换的特征及影响规律进行了系统分析。研究结果表明:①气液重力置换发生时裂缝与水平环空均存在气液分界面,裂缝内的气液界面由两侧向中间隆起,环空气相以气膜的形式存在,不会出现分层流;②重力置换主要受井底压差、裂缝宽度、钻井液密度、黏度、地层压力及裂缝倾角的影响,其中井底压差和裂缝宽度的影响远大于其他参数;③只有当井底压差处于置换窗口内时才会发生置换,而裂缝宽度是重力置换的决定因素,裂缝越宽,置换窗口就越大;④水平井钻遇双裂缝时,置换窗口显著拓展,漏失速率和气侵速率均大幅度增加,裂缝间距越大,置换越容易发生且越严重。结论认为,降低钻井液密度、提高钻井液黏度理论上可抑制重力置换,但效果有限。精细控制井底压差并配合科学堵漏措施是抑制重力置换的主要技术手段。

倾斜气井临界携液流速预测新模型

基于倾斜气井气液两相分层流假设,考虑润湿性和表面张力对液膜沿井筒内壁周向分布的影响,通过考察气液相界面形状变化对单位管长气液两相系统势能、动能和表面自由能的影响,利用能量最小原理建立了临界条件下的气液相分布计算模型;考虑倾角的影响,建立了相界面摩擦因子计算模型并最终闭合控制方程。研究表明:低持液率流动条件下,相界面形状更容易受到壁面润湿性和表面张力的影响呈现弯曲,管径越小、持液率越小、井斜角越小、气体流速越大、气相密度越大时,相界面弯曲越明显;气井临界携液流速随井斜角的增加呈现非线性先增后减的趋势;最大临界携液流速对应的井斜角随井筒直径的增加而增大,同时也受气液两相物性的影响。该模型预测临界携液流速与临界压力梯度的平均相对误差分别为1.19%和3.02%,现场倾斜气井积液误判率2.38%,可对倾斜气井积液进行有效判断。图10表3参17。