利用动态监测技术评价气举+泡排复合工艺井的效果及措施优选

在气举+泡排复合工艺井的管理中,工艺制度的调整更为复杂。采气曲线并不能直观反应气举举升和泡沫排水效果,导致工艺措施的制定或调整出现较大差异,甚至出现截然相反的措施。为快速、准确地找到气举+泡排复合工艺井存在的问题并制定出合理工艺制度以及为工艺制度的调整提供依据,开展了利用试井动态监测技术评价气举+泡排复合工艺井效果方面的研究,并将蜀南地区应用情况进行了细致分析。

元坝水淹井复产“伴水注氮+泡排”工艺研究

针对元坝气田井深、天然气中H 2S含量高、永久封隔器管柱完成井水淹后复产困难等问题,在排水采气工艺适用条件调研分析的基础上,提出了水淹井复产“伴水注氮+泡排”工艺,并优选了注气压力计算模型,绘制了工艺设计用充满井筒所需氮量与泵压关系及注氮量与氮气柱高度关系速查图版;配套研制了与气田常用缓蚀剂和消泡剂配伍性好的新型高温抗硫泡排剂。YB29-1井、YB121H井现场应用表明,新工艺能有效排空井筒积液,恢复水淹气井生产,在同类高含硫永久封隔器管柱完成井中有推广价值。

气举—泡排组合工艺井底压力计算及施工参数优化设计

基于气举—泡排组合工艺井井筒中的混合流体是由泡沫(或泡沫团)与泡沫外气体组成并相互滑脱这一模型,引入持泡率这一参数,相继推导了确定泡沫密度、持泡率和混合流体密度等主要参数的计算公式,从而可以确定井筒压力剖面并计算井底流压。通过实例计算与对比,验证了计算方法的可行性,为气举—泡排组合工艺的施工参数的优化设计提供指导。气举—泡排组合工艺的井筒压力剖面计算方法,只需借助于计算机程序,节约了复杂的测压作业,提高了经济效益。

衍生管加注泡沫排水工艺及在罐22井的应用

罐22井位于沙罐坪构造南轴中部,于1991年投产后,产水量逐渐上升,油压、套压和产气量下降较快,2007年因井底积液严重未能复产,2008年实施泡沫排水采气工艺。该工艺施工简单、效果显著、成本较低,但常规泡排剂的加注主要是从油、套环空注入,部分因环空堵塞或安装有井下封隔器以及油管悬挂较高的气井,实施泡沫排水困难,不得已采取关井从油管加注,妨碍了气井的正常生产,衍生管作为一种泡排剂加注的辅助设施,可以满足上述井况条件的不停产加注,并解决了过去因井筒积液严重的气井药剂无法直达井筒底部的难题。罐22井利用衍生管流程加注泡排剂,当加注量为100kg/d时,气井生产处于一个相对比较稳定的状态,气井小时流量稳定在1030～1070m3/h。应用结果表明,泡排效果的好坏主要受泡排剂加注量、输压以及衍生管安装位置的影响,在加注时应予以注意。

应用气举强排工艺使观察井变为高产井

威81井位于威远气田震旦系西高点南翼,是一口自完钻后未生产就水淹的气井,后作临时观察井。该井于1982年10月4日完钻,完钻井深3240m,φ177.8套管下至井深3171.6m,φ63.5油管下井深3215.69m。产层中深3177.0m。完钻后未酸化,在进行气举抽汲排液时,氯根由372↗1562.4ppm,判断为地层出水。 1983年11月20日进行放喷,放喷前P-c14.99MPa,P_t14.90MPa,5小时后P_1↘10.78MPa,(?),无水,后关井。使观察井变产气井的可能性分析该井完钻后.因试油不彻底未能求出气水定量资料,关井后套油压基本平衡(P-c:14.99MPa,P_t:14.9MPa),1983年放喷时(?)达2.0万m～3/d。

苏77召51区块速度管柱泡排复合工艺应用认识

苏77召51区块属于典型的“三低”高含水气藏,天然气生产水气比为苏里格气田平均水平的三倍,水平井压裂投产管柱一体化,导致气井生产中后期产能递减加快,携液能力减弱,气井快速水淹停产,并且无法有效实施泡排、氮气气举等常规复产作业.为此,开展速度管柱与泡沫排水采气复合工艺理论研究与现场试验,形成了速度管柱与泡排复合工艺技术原理、选井基本原则、速度管柱下深技术要点及井口泡排加注药剂要求.根据实验模拟及气井临界携液流量计算公式,分析评价了不同管径气井临界携液流量与临界携泡流量要求,并对不同管径生产方式进行了分析.现场试验8口井表明,速度管柱与泡排复合工艺能有效解决中低产水水平井排水采气问题,气井长时间连续稳产能力得到增强,排采效果较好,对于日产水大于15m3/d气井,复合工艺仍具有局限性.

“泡排—气举复合排液”技术的研究应用

文东油田进入高含水期,具有埋藏深、异常高温、高压、高饱和压力、高气油比、高矿化度的特点,由于物性相差较大,注采配套不完善、层间层内矛盾仍较大,导致有部分气举井低压、低能。这部分井同时存在高矿化度、高含蜡,造成洗盐、清蜡频繁。在进行洗盐、热洗蜡的同时,由于地层压力低,部分洗井液直接进入地层,造成油层污染或排液周期长。为了降低洗盐、蜡对低能量气举井有效生产时间的影响,提高产液量,文东油田低效气举井实施了"泡排—气举复合排液"技术。

气举反循环工艺在大直径工程井中的应用探讨

以实际工程为例,介绍钻机、空压机、Ф219.1/168.3 mm大直径双壁钻杆、Ф168.3 mm内平单壁钻杆、气举反循环水龙头等器具配备及组合情况。研究了气举反循环工艺在大直径工程井钻进中的排渣效果、钻进速度、孔斜控制等参数的动态变化。经计算钻具内钻井液上返流速一般值为2.0 m/s时,排渣效果好;Φ444.5 mm钻头气举反循环钻进较Φ311.1 mm钻头正循环钻进,钻进效率提高了74.3%,碎石效率提高了2.56倍,且孔斜控制效果好。气举反循环新工艺能减少扩孔的次数,钻井成本及能耗大幅度降低,降低了事故发生率。同时,也暴露出专用工具配套不全,钻具修理保养难度较大,钻机适应性较差等不足之处。

大牛地气田水淹井复产助排工艺取得新突破

通常情况下，气井水淹停产后，一般采用机械抽吸、液氮气举等工艺。但这样施工周期长，配套工艺条件要求高，成本高。因此，需要一种低成本的水淹复产助排技术或工艺。对积液较多气井采取井口泡排结合临井高压气举的助排措施，虽然助排效果比较好，但不够稳定。

川东地区大斜度、水平井排水采气措施探讨

通过对已实施排水工艺措施井的生产动态分析,结合龙岗打孔气举的成功案例,建议采取分阶段逐步攻克难题的策略,提出先行解决悬挂封隔器之上的井筒矛盾,悬挂封隔器之下依靠气井自身能量将积液带至油套连通点,减缓井筒矛盾的技术思路,论证了在悬挂封隔器之上的油套环空实施排水采气的适应性,并推荐优先选择有一定剩余储量、地层能量相对充足、水平段相对较短、油套连通点至水平段最低点的垂深相对较小的气井,开展泡排及气举工艺现场应用试验。

川东地区大斜度水平井排水采气技术优化

川东地区大斜度、水平井井身结构复杂,普遍带封隔器及节流工作筒,油管存在变径,部分排水采气工艺技术及设备应用受制。借鉴直井排水采气经验,泡排和气举虽在该类气井中进行了先导性试验,取得了一定效果,但却存在泡排剂适应差、固体泡排投注遇阻,泡排效果不明显;气举阀下入深度受限,影响气举效果,而打孔气举又存在启动压力与连续注气压力差值过大的问题。通过研究,优化泡排加注方式、优选液体泡排剂,显著提高泡排效果;气举设计方法上,引入适合川东地区该类气井的地层吸液指数,增加注气深度,最大化利用地面注气设备,使气水井快速复产或提高举升效率;改进柱塞气举工具结构,解决油管变径及井斜过大对工艺的限制,使柱塞气举成为川东地区大斜度、水平井又一经济有效的排水采气手段。

气举采气工艺技术及其发展趋势

随着经济的发展,油气田的开发技术不断的更新和进步。我国的气田大多属封闭性的弹性水驱气藏,以低渗透低孔隙为主,气田开发到中后期,由于出水和低压水淹井增多,气田的单井产量递减严重。气举采气工艺是采气的一种重要方式,为了适应采气后期不断变化的地层压力,对气举采气工艺不断的研究,提高气井的采收效率。本文介绍了当前气田采气中气举工艺技术的应用状况,以及未来的发展趋势,体现了今后气举工艺技术的进一步完善和推广的应用价值。

致密砂岩气藏产水气井连续油管排采技术优化与应用

在四川盆地西部中浅层致密砂岩气藏中,气井压力、产量递减快,气井产水、井筒积液,严重影响生产。为此,在多口水平井投产初期、生产中期实施连续油管排水采气工艺,以延长气井的生命周期。随着气井产量的下降,连续油管井生产后期仍需开展泡排、气举等辅助排液措施,但部分井的泡排、气举效果欠佳。针对这一问题进行研究,优化了泡排介入时机的选择及泡排剂用量的计算,同时优选了经济可行的连续油管井气举类型及方式,从而提升了致密砂岩气藏低能量气井的排水采气效果。研究结果表明:①水平井携液临界流量的计算模拟结果显示,水平段较之垂直段、斜井段,水平段的携液临界流量最大,因而带液难度最大,低能量气井水平段处于泡状流态;当气井产量递减至携液临界流量时,需及时分步介入泡排工艺、继而是补充能量型的气举工艺,使气井能带液生产。②气液两相流压降模型中考虑泡沫流热阻力因素后,计算的单井泡排剂用量减少约15%~40%,消除了因药剂加注过量而导致井底泡沫堵塞情况。③产水量较大的常规连续油管井,选择排压高、作业连续、经济性好的移动压缩机气举工艺。④全通径连续油管井,适宜采用气流量大、携液能力强的CNG(压缩天然气)罐装气举工艺。现场应用表明,优化了17口连续油管井泡排药剂用量,平均单井次药剂量减少25%,消除了泡沫堵塞停产现象;优化了4口连续油管井的气举方式,排液增产效果显著。

大吉区块深层煤层气水平井排水采气技术研究与应用

大吉区块煤层气水平井快速见气、排水量波动范围大,多种排采方式阶段切换,常规煤层气井排水采气工艺不适应。根据上述特征,研发适用于大吉区块煤层气水平井的排水采气技术。该技术以气举排采为主体工艺,集成泡排法、井口增压法、喷射泵法和柱塞法,满足不同开发阶段大排量快速返排、连续气举排采、井口增压和泡排需要。现场应用效果表明,该技术水平井适应能力强、排水适应范围大(1~100 m^(3)/d),适应大吉区块煤层气水平井初期大排量快速返排及中后期连续排采的技术需求。

东胜气田首次开展智能机器人柱塞排水采气

2022年4月27日,中国石化东胜气田在疑难井JPH-436井场首次开展智能机器人柱塞排水采气试验取得成功,实现日增产天然气2300 m^(3),为泡排效果不佳的疑难井排水采气工作提供技术指导。随着气田部分老井进入生产后期,压力下降、产气减少、携液困难,致使气井频繁水淹停产。而传统的降压带液、连续气举、下速度管柱等泡排采气技术复产难度大、稳产周期短、投资成本高,无法有效解决气井频繁积液水淹的技术难题。为了破解这一技术瓶颈,结合区块低压、低渗、高含水等生产特点,在JPH-439井场率先开展了机器人柱塞排水采气技术试验。

中江气田高含凝析油气井泡排工艺技术研究

泡排工艺是气井排液采气的重要手段,但是中江气田气井普遍含凝析油,导致泡排工艺效果差,且造成井底乳化污染。本文通过室内试验优选抗油泡排剂和乳化液复泡药剂,并明确各类药剂的使用条件;开展气井积液量预测方法研究,针对不同积液程度气井计算积液量;在此基础上,建立高含凝析油气井泡排参数计算方法,形成适应中江气田高含凝析油气井的泡排工艺技术。