排液系统

排液系统（精选7篇）

排液系统 篇1

自动排液系统的主要作用是对天然气集输中气液分离器内的气田水的排放实施自动控制和准确计量。自动排液系统对天然气井站的自动化水平的提升具有积极的促进作用, 能够有效防止由于人工操作失误而引起的气液分离器翻塔情况, 对天然气能源予以了良好的保护, 防止其损失、降低了环境污染及人为因素带来的安全隐患问题, 不仅有利于企业经济效益最大化目标的实现, 而且还大大降低了工作人员的工作量。提高自动排液系统的运行效率对于加快气田现场生产及科研研究力度具有重要的现实意义。

1 自动排液系统概述

1.1 分类情况

共有以下三类:

1.1.1 机械式

包括疏水阀、排污阀等, 主要通过浮筒或者浮球来有机的连接连杆放大机构, 随着浮力作用的产生会使得机械动作控制阀门出现开闭情况, 让容器自行的排液。机械式具有机构繁琐、体积庞大、安装、维护劳动强度高、无法进行液位的合理调整、排液计数、集中监控等诸多的特征。

1.1.2 电控式

主要通过液位检测计输出电信号控制执行器控制阀门开闭, 以做到自行排液。如果现场出现了供电不稳的情况, 那么, 将会直接制约电控装置的正常运行, 同时, 由于电控式自身结构存在一定的复杂性, 故对电动执行阀有着相对较高的要求。

1.1.3 气控式

该类型将上面两种类型中的缺点予以了规避, 而且与天然气生产中所提出的排液工艺要求十分的相符, 它的设备成本和电控式设备差不多, 但其维护与安装成本费用相对低很多。

1.2 特点

首先, 气控自动排液系统的液位具有较高的控制水平, 且性能好, 能够在气控自动排液系统中利用气动控制回路设计而完成, 这是机械式与电控式中永远实现不了的。其次, 具有较高的安全可靠性;未将控制装置直接和高压容器进行连接, 在回路中具有相对的独立性, 同时, 选用了自动和手动综合功能的气动调节阀, 如发生故障问题或者检修过程中, 应通过手动的方式来强制性的开闭, 这样具有较高的安全性。另外, 安装、维护便捷, 绝不可能像机械式自动排液系统那样出现凝析油或者杂质堵塞现象, 不用定期进行杂质或污渍的清理。

2 气控自动排液系统的实践应用

2.1 应用效果

对于气质干净或者产液量高的能够让排液系统反复动作的气井, 其体现出较为稳定的工作性。在夏秋两季中的工作情况要远优于冬春两季。对于具有较高矿化度地层水气井的排液系统, 它难以有较高的稳定性;在一些不会产出大量液体的气井中, 常因排液系统长期不运作, 致使其工作稳定性无法提升。

2.2 认识及几点建议

首先, 目前具有先进水平的自动排液设备要属气控式自动排液系统, 具有安全系数高、成本投入小、控制系效率好、安装维护便捷、性能可靠等等各种优势特征。其次, 通过气控式自动排液系统能够减轻操作人员的劳动强度;能够及时全面的收集气井产液相关资料, 有效保障了气井动态监测过程中有有利的参考依据。

由于气控自动排液系统运行时还缺乏一定的稳定性, 有效防止其运行中故障问题的发生是提高日常生产水平的关键, 所以, 提出下列几点建议措施。

2.2.1 做好维护工作

在对现场进行巡回检查过程中, 要时刻注意气源过滤或减压单元的压力表指针不得超出0.25-0.4Mpa。每隔八个小时, 要采用人工的方式对二级高、低压过滤器进行一次排污, 将其内部存在的污物全面清理。根据分离器每天的排液量情况, 每次应隔十到二十分钟进行自动排液, 如果每次的间隔只有五分钟, 那么, 由于动作过于频繁而会对排液阀膜片造成损坏, 这个时候要将旁通阀启动予以合理调控。电磁阀的头部位置处有手拉换向杆, 我们将其朝外拉就能够开启排液阀, 朝里拉就能够关闭排液阀, 只有在装置故障过程中短时间内进行人工切换, 实践操作时, 要将报警器电源切断。由于阀门中的阀杆、螺栓等常常会生锈, 所以, 要定期用黄油进行保养。

2.2.2 优化与完善自动排液系统

首先, 强化伴热, 导致故障问题发生的关键原因要属低温下冻堵情况的出现, 所以, 强化伴热至关重要, 若电伴热和预期的效果还有一定的距离, 那么, 应选用先进高效的保温方式。如果排液管线和进气管线的线太细同样会导致故障问题的发生, 所以, 要适当的予以加粗, 有效防止冻堵。在工艺条件的允许下, 应将脱水后的天然气当做气源, 消除或降低冻堵问题。

3 结论

综上所述可知, 目前, 自动排液系统已经在天然气集输中得到了广泛的应用, 本文主要根据天然气集输的特点, 提出了一种新型的气控自动排液系统, 不仅不会出现机械式、电控式中的缺陷问题, 而且与天然气生产中所提出的排液工艺要求十分的相符, 它的设备成本和电控式设备差不多, 但维护与安装成本费用相对低很多。

参考文献

[1]华利敏.电动调节参数化设计应用研究[D].北方工业大学, 2009

[2]严光兴.油井注水门智能调节系统设计[D].厦门大学, 2008

[3]黄蔚莉.南疆天然气利民工程首次引入“数字管道”[J].焊管, 2011, (10)

[4]周彬.油田原油电脱水自动化改造方案设计[D].中国石油大学, 2009

[5]魏新科.气压水压差恒定条件下气水混合喷雾加湿器的自动控制研究[J].成组技术与生产现代化, 2009, (04)

压裂返排液处理技术研究 篇2

关键词：压裂返排液,絮凝,脱色,回注

苏里格气田位于鄂尔多斯北部地区,为长庆气田主要作业区域之一,主力储集层有山1、盒8、马5层等,储层改造方式主要以压裂、酸化为主,其中压裂所占比例较大。压裂作业中排出的残余压裂液中含有胍胶、甲醛、石油类及各种添加剂,若不经过处理返排至地面,会对当地的地表水、地下水、农作物、大气等造成一定的污染,同时造成水资源的浪费[1,2,3]。

1 实验部分

1.1 实验仪器、药剂

浊度计(LP2000-11);混凝搅拌器,722 分光光度计,悬浮物测定仪。

聚合氯化铝(PAC),片碱(Na OH,工业品),高效脱色剂(TS-10) (自制)。

1.2 实验方法

污水离子组成分析依据SY/T 5523-2000《油气田水分析方法》进行;絮凝实验依据SY/T 5796-1993《絮凝剂评定方法》进行。

2 结果与讨论

2.1 污水组成及特性分析

采集苏XX-XX井压裂返排液进行成分、特性分析,实验结果如表1 所示。

/mg·L-1

从表1 的分析数据可知,该井压裂返排液Ca2+、Mg2+离子含量较低,SO42-、HCO3-含量较高,分析原因是由于在配制压裂液过程中加入的调节剂和破胶剂中含有一定量的SO42-、HCO3-[4-5]。从表2 的分析数据可知,气井压裂返排液悬浮物含量较高,水样外观较浑浊,颜色较深,透光率较差。

2.2 絮凝试验

2.2.1 絮凝剂的筛选

选用3 种PAC进行絮凝试验(PAC用量为50mg·L-1),实验结果如表3 所示。从表3 实验数据可知,在絮凝剂加量为50mg·L-1时,2 号絮凝剂效果较好。

2.2.2 p H对絮凝效果的影响

配制5% 烧碱溶液,调节水样p H,考察不同p H条件下的絮凝效果,实验结果如图1 所示。

从图1 实验数据可知,当水样p H从7.0 增加至9.0 时,悬浮物、浊度呈先降低后升高的趋势,透光率则呈现出先升高后降低的趋势。当p H为7.5 时,处理后水悬浮物含量为19mg·L-1,浊度为40NTU,透光率为51.6%,处理效果较佳。

2.2.3 絮凝剂用量的优选

依次加入50mg·L-1、75mg·L-1、100mg·L-1、125mg·L-1、150mg·L-1的絮凝剂,测定处理后水的悬浮物、浊度等指标,以优化絮凝剂的用量,实验结果如图2 所示。

从图2 的实验数据可知,随着絮凝剂用量的增加,处理后水的悬浮物、浊度值等均有一定的下降,且当絮凝剂用量为100mg·L-1时,处理效果较好,当絮凝剂用量> 100mg·L-1时,处理效果趋于稳定,因此,絮凝剂较适宜用量为100mg·L-1。

从以上实验可知,处理后水的悬浮物、油含量均下降较明显,但透光率有待进一步的提高。

2.3 脱色实验

为提高水样的透光率,采用TS-20 脱色剂对水样进行进一步的处理。在p H为7.5,絮凝剂用量为100mg·L-1时,加入10~50mg·L-1的脱色剂,实验结果如表4 所示。

从表4 中实验数据可知,在使用了脱色絮凝剂后,水样的透光率大幅度提高。脱色絮凝剂用量在10~50mg·L-1时,处理后水悬浮物在4.9~12.1mg·L-1,浊度在1.9 ~5.1NTU,透光率在88.9%~93.8%,油含量在0.9~3.1mg·L-1。随着脱色絮凝剂用量增加,处理效果逐步得到提升,当脱色絮凝用量大于30mg·L-1时,处理效果趋于稳定,因此脱色剂较适宜用量为30mg·L-1。

通过调节p H、优选絮凝剂、投加脱色剂等方法,实现了对苏XX-XX井压裂返排液的综合处理,处理后水悬浮物含量< 5mg·L-1,油含量< 1mg·L-1,处理后水达到油田回注水一级标准。

3 结论

1)研究了p H对絮凝剂絮凝效果的影响,当p H为7.5 时,试验效果较佳。

2)对絮凝剂PAC进行筛选及用量的优选,实验结果表明,当絮凝剂用量为100mg·L-1时,絮凝效果较佳。

3)对复合脱色絮凝剂用量进行了优选,当脱色剂用量为30mg·L-1时,絮凝效果较佳。

4)经过絮凝、脱色后的压裂返排液悬浮物含量< 5mg·L-1,油含量< 1mg·L-1,处理后水达到油田回注水一级标准。

参考文献

[1]万里平,邱杰.油田压裂液无害化处理实验研究[J].河南石油,2002,16(6):39-42.

[2]马云,何顺安,侯亚龙.油田废压裂液的危害及处理技术研究进展[J].石油化工应用,2009,28(8):1-3.

[3]范青玉,何焕杰.钻井废水和酸化压裂作业废水处理技术研究进展[M].油田化学,2002,19(4):387-390.

[4]钟显,谭佳,赵立志,等.压裂返排液预处理的试验研究[J].内蒙古石油化工,2005(11):66-67.

压裂返排液循环使用技术综述 篇3

本文综述了压裂返排液主要处理方法的特点及处理效果,介绍了用返排清液配制新压裂液的方法以及对返排液基压裂液进行的性能检测,探讨了压裂返排液循环使用技术的发展方向。

1 压裂返排液的处理方法

无论是采用过氧化物进行破胶的氧化破胶压裂液还是通过调节压裂液p H等进行破胶的非氧化破胶压裂液,经过施工后产生的压裂返排液都必须经过一系列的工艺处理,才能满足循环使用的要求。压裂返排液中含有大量的金属离子、有机质和氯离子等,呈现高COD、高含盐量、高稳定性的特征,难以被降解。返排液中的Ca2+和Mg2+是影响废水处理中配胶特性的主要离子,因此需将水中Ca2+和Mg2+的浓度控制在1%(w)以下[6]。压裂返排液的处理工艺一般要经过如下几个步骤:返排液进入回收罐进行物理分离,利用沉降法或过滤法将压裂返排液中的原油和固相颗粒分离;然后将返排液中的Ca2+、Mg2+等去除;调整水质,得到返排液清液。

目前压裂返排液的处理方法分为传统处理方法和深度处理方法。传统处理方法包括絮凝、凝结、沉降、过滤和石灰软化,这些方法用来去除水中的不溶物,如TSS、原油和油脂等;深度处理方法包括反渗透膜过滤、热蒸馏、蒸发或结晶、铁碳微电解、Fenton催化氧化、吸附、活性污泥处理,用这些方法可以去除水中的溶解性固体总量(TDS)[7]。

1.1 传统处理方法

1.1.1 沉降法

压裂返排液中含有的固体颗粒和残余油很难被完全去除,因此要进行两次分离。返排液经油水分离后液体进入一级沉降池,沉降2~5 h以去除液体中携带的大颗粒机械杂质;然后将一级沉降池中的上层溶液转入二级沉降池中,再沉降5 h以上以去除细小颗粒杂质,然后将上层溶液转入压裂返排液储罐中待用。

1.1.2 絮凝法

絮凝是在压裂返排液中加入絮凝剂和助凝剂,通过吸附、交联、网捕使杂质、悬浮微粒絮结为大絮体而沉降,实现固液分离。罗百春等[8]合成了一种淀粉接枝丙烯酰胺复合絮凝剂PCSSA,将其与聚丙烯酰胺(PAM)和聚合氯化铁铝(PAFC)进行复合,实验发现PCSSA,PCSSA-PAM,PCSSA-PAFC对压裂返排液的COD去除率分别为89.5%,91.2%,92.9%,均使压裂返排液的COD从1 511mg/L降至120 mg/L以下。尹奋平[9]以黄土为原料,通过焙烧、酸浸、硅酸活化制得聚合硅酸氯化铝铁絮凝剂,在返排液p H为7、絮凝剂加入量为1.0 m L(100 m L返排液)、搅拌时间为15 min的条件下,COD去除率为69.5%。彭娟华[10]采用聚合硫酸铁(PFS)和聚合氯化铝(PAC)配制的混合混凝剂对返排液的COD去除率达75%,且絮体沉降速率快,出水p H保持中性。

1.1.3 石灰软化法

石灰软化法是指用石灰软化硬水的方法,也称石灰纯碱软化法。就是在硬水中加入消石灰,使水中的镁生成氢氧化镁沉淀,然后在水中加入碳酸钠,使水中的钙离子生成碳酸钙沉淀,使硬水变成软水。利用这种方法可使废水中钙的质量浓度降至10~35 mg/L,该法适用于硬度较大的废水[11]。万大军[12]采用石灰软化法以高密度沉淀池为主要构筑物预处理硬水,废水硬度去除率达到72%,浊度去除率达到77%。

1.1.4 过滤法

过滤法是利用介质组成的滤层或带孔的滤网筛分出废水中的悬浮物和油分等杂质,但不能降低水的硬度和含盐量。过滤法有分层过滤、隔膜过滤和纤维介质过滤[13]。目前较为常用的是利用微孔膜将油珠和表面活性剂截留,主要用于去除乳化油和某些溶解油。陈志浩等[14]采用膜过滤处理含油污水后,油质量浓度小于等于1.0 mg/L,SS小于等于30 mg/L,COD小于等于40 mg/L。

1.2 深度处理方法

1.2.1 反渗透膜过滤法

反渗透膜过滤法是以动力驱动溶液的膜分离方法。郑红[15]利用反渗透膜过滤将返排液的COD从1 000 mg/L以上降至100 mg/L以下,COD去除率达到90%以上。

1.2.2 铁碳微电解法

铁碳微电解使用填料为铁屑和小颗粒焦炭的微电解反应器。但在反应过程中铁表面容易钝化,铁碳容易板结,影响处理效率,可将铁碳微电解与其他方法联合使用。蒋宝云等[16]采用铁碳微电解—Fenton氧化法对胜利油田压裂返排液进行处理,COD去除率达到64.8%。

1.2.3 Fenton催化氧化法

马超等[17]采用Fenton催化氧化处理经初级处理后的压裂返排液,在100 m L返排液中加入4 m L H2O2、3~4 m L含Fe2+催化剂,调节p H为3,反应温度为30℃,反应90 min后COD由14 000 mg/L降至96 mg/L,COD去除率达99.3%。

1.2.4 吸附法

通常是将经催化氧化后的压裂返排液进行吸附处理。万里平等[18]采用同时双氧水氧化与活性炭吸附的方法处理已经微电解处理后的返排液,COD去除率达90%以上。

1.2.5 活性污泥处理法

Lester等[19]研究了用活性污泥处理以胍胶为稠化剂的压裂液返排液的效果,当返排液中的TDS为1 500 mg/L时,处理10 h后,返排液COD去除率达90%以上;当TDS为45 000 mg/L时,处理31 h后,返排液COD去除率为60%。因为TDS过高使微生物发生质壁分离或降低细胞活性,因此生物处理COD效果不佳。

万里平等[20]采用混凝—氧化—铁碳微电解—Fenton催化氧化—活性炭吸附工艺处理河南油田探井压裂返排液,处理效果较好。Seth等[21]的研究证实了返排液循环使用的价值及可行性,从而减少了新鲜水用量。

2 返排清液基压裂液体系的研究

压裂完毕后,压裂返排液中的各种添加剂均有损失,因此需向返排清液中补加稠化剂、交联促进剂、破乳剂、助排剂、黏土稳定剂、杀菌剂等,在施工时还要在压裂液储罐中加入交联剂和破胶剂以形成返排清液基压裂液。相对于使用新鲜水配制的压裂液,返排清液基压裂液具有如下优势:1)压裂液已于地层达到了热力学平衡;2)压裂液不会在地层中结垢;3)压裂液不会引起黏土膨胀即水敏现象,从而减小对地层的伤害[22,23];4)在缺水地区能够有效地缓解对淡水的需求。

2.1 氧化破胶的压裂返排液的循环使用

在循环使用氧化破胶的压裂返排液前需要确定与清水基压裂液的混合方式和混合比例,以及稠化剂、交联剂、交联促进剂、破乳促进剂、破胶剂、黏土稳定剂和杀菌剂的加入量。通常采用单因素实验对各种添加剂的用量进行优选,最终得到返排清液基压裂液的最优配方。

张菅[24]将延长油田南泥湾采油厂的压裂返排液配成返排清液基压裂液,然后与清水基压裂液进行复配,在延长油田南泥湾采油厂进行了现场应用实验,压裂成功率达100%。

Gupta等[25]将加拿大西部沉积盆地应用后的压裂返排液在储罐中经过一定的工艺处理,使固相沉降到罐底,碳氢化合物上升到返排液上部。然后将返排液与淡水按体积比为53∶47进行混配,得到可满足施工要求的返排清液基压裂液进行循环使用。

2.2 非氧化破胶的压裂返排液的循环使用

非氧化破胶的压裂液是可回收的环保型压裂液,它是一种交联可逆、可循环使用的压裂液。通过对回收液体的逆向交联、使用二次配方再交联,实现压裂液的循环使用。非氧化破胶的压裂液一般采用硼类交联剂,交联剂进行交联反应时解离为硼酸根,硼酸根含量的多少决定了交联的程度。通过调节压裂液的温度或p H,可以控制体系中硼酸根的含量,从而控制体系的黏度。这种由p H控制交联的压裂返排液可通过调节p H使体系黏度完全恢复,无需补充稠化剂。

Lehman等[26]以羟丙基胍胶、羧甲基羟丙基胍胶、羧甲基胍胶、羟乙基胍胶、羧甲基羟乙基胍胶、羟乙基纤维素、改性的羟甲基纤维素、羧甲基纤维素、羧甲基羟乙基纤维素等作为稠化剂来研究压裂返排液的循环使用性能,为防止压裂返排液中残存的稠化剂和交联剂发生早期交联,加入添加剂调整压裂返排液的p H为5.0~6.5,使其黏度保持在2~20 m Pa·s,然后将返排液的p H调至7~11,最后再调至11以上,使压裂返排液得以重复使用。

湖北菲特沃尔科技有限公司制备了以硼类化合物为交联剂的植物胶压裂返排液,通过调节p H完成压裂液的交联与破胶,成功将压裂返排液循环使用[27,28]。

2.3 返排清液基压裂液的性能检测

向处理后的返排清液中补加稠化剂、交联促进剂、破乳促进剂、破胶剂、黏土稳定剂、杀菌剂等,配制成基液,再向基液中加入交联剂,制成冻胶。然后根据SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》[29]对返排清液基压裂液的流变性能、抗盐性能、黏弹性能、悬砂性能、耐温性能、破胶液界面张力及岩心伤害性能等进行检测,确保返排清液基压裂液满足压裂施工的要求。

3 压裂返排液循环使用技术的发展方向

a)研发含有高分子聚合物稠化剂的返排液循环使用工艺。目前主要研究的是可重复使用的低分子稠化剂,如在水中起增黏作用的胍胶、田菁胶、香豆胶及其衍生物等,其相对分子质量在1×105~4×105。但水基压裂液中也有一部分是高分子聚合物稠化剂,应对该类压裂返排液进行处理以使其达到循环使用的标准。

b)研发方便、高效的压裂返排液循环使用工艺。目前,在压裂返排液循环使用工艺中对返排液的处理环节较为复杂,处理成本较高,施工难度较大,应该研发一种高效便捷的压裂返排液循环使用工艺。

c)总结不同岩性区块压裂返排液的特征规律,提高处理效率。目前所有的报道均是针对某个区块的压裂返排液进行处理分析,应总结不同岩性区块返排液所表现出的特征,找出规律,发挥对压裂返排液循环使用的指导意义。

d)研发新型可循环使用的压裂液。目前的压裂返排液中含有钙镁离子,加入p H调节剂(Na OH,Na2CO3,Na HCO3)后会产生沉淀,尤其压裂液进入地层、温度升高后沉淀会更为严重,对压裂返排液性能产生影响,对地层产生严重的污染;不仅如此,钙镁离子对硼交联的胍胶压裂液的性能会产生影响,因此有必要研发新型可循环使用的压裂液。

排液系统 篇4

文东油田具有埋藏深、异常高温、高压、高饱和压力、高气油比、高矿化度的特点, 气举采油曾经作为主要开采方式。2006年以来对气举系统进行优化后, 目前还有气举井56口, 开井36口, 日产液1489t/d, 日产油134.1t/d。目前虽然文东油田进入高含水期, 由于物性相差较大, 注采配套不完善、层间层内矛盾仍较大, 导致有部分井低压、低能 (比较典型的属文13西块和文13北块, 文13东部分不完善井) 。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。比较典型的文124C井, 平均洗盐周期5天, 期间排洗井液需要2-3天, 直接有效生产时间最少只有2天, 造成产能浪费。

因此, 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, 有必要对文东油田低效气举井实施“泡排—气举复合排液”技术。

1 泡排—气举复合排液的机理及技术应用

1.1 泡排—气举复合排液的机理

是利用泡排剂 (产生泡沫的液体表面活性剂) 的泡沫效应、分散效应、减阻效应和洗涤效应, 借助于其他工艺引起的搅动, 在井筒内生成大量低密度的含水泡沫, 降低井筒流体的流压梯度, 提高气体携液能力和气举效率。

同时由于泡沫的形成大大提高了液体的表面粘度, 有利于将不容性污垢包裹在泡沫内携带出井口, 提高洗井效果

1.2 技术应用

1.2.1“泡排—气举复合排液”技术在低能井排液的适应性

文东低能气举井结盐结蜡类型复杂, 大致可分为3种类型:结盐结蜡严重;结盐严重结蜡轻微;结盐轻微结蜡严重。针对这三种类型分别采取不同的工艺措施:

(1) 结盐结蜡严重井采取大剂量笼统加注、油套同时加注的工艺;

(2) 结盐严重结蜡轻微井采取油套同时加注、分段加注的工艺;

(3) 结盐轻微结蜡严重井采取分时加注的工艺。

1.2.2 抗油性泡排剂性能筛选

文东气举井井况复杂, 同时根据现场试验发现, 原油的存在, 会很大程度降低泡排剂发泡的效果, 降低气体携液能力。为了提高“泡排—气举复合排液”技术工艺的成功率, 通过大量的实验选定了 (KY-2001抗油泡沫排水剂) 做为文东油田低能量频繁洗盐、蜡井“泡排—气举复合排液”的泡排剂。该泡排剂具有表面活性高、发泡效率高、半衰期长特点。

1.2.3 合理加药量的确定与加药工艺的完善

(1) 根据洗井液的用量, 按比例合理使用泡排剂。

(2) 在文东盐间油藏的频繁洗盐的低压油井应用气举—泡排复合排液技术, 需要针对盐间油藏的特点进行耐油性泡排剂的优选和用量试验, 确保快速排液, 减轻洗盐液对地层的伤害。

2 效果应用

累计实施气举—泡排复合排液技术35井次, 其中:

大剂量笼统加注+油套同时加注11井次;大剂量统加注12井次;

油套同时加注3井次;分段加注6井次;分时加注3井次;

典型井:

大剂量笼统加注+油套同时加注:13-160井实施泡排—气举复合排液技术洗盐4次, 气举阀提前6小时正常工作, 日增油1.0t/d, 日增天然气349m3。

大剂量笼统加注:13-439井实施泡排—气举复合排液技术洗盐5次, 气举阀提前6小时正常工作, 日增油2.3t/d。

分段加注:13-440井实施泡排—气举复合排液技术洗盐3次, 气举阀提前6小时正常工作, 日增油0.4t/d。实施效果见统计表1。

3 项目完成后达到的技术、经济指标及创新点

3.1 技术指标

(1) 工艺成功率100%, 措施有效率≥90%;

(2) 气举—泡排复合排液技术使文东盐间油藏的频繁洗盐的低压油井排液时间减少40%, 地层产液恢复周期减少50%天以上。

3.2 经济指标

(1) 气举—泡排复合排液技术使文东盐间油藏的频繁洗盐的低压油井排液时间减少40%, 地层产液恢复周期减少50%天以上;

(2) 累计增产原油3045t, 增产天然气67万m3。

3.3 技术创新点

3.3.1 节约泡盐时间

传统洗盐工艺在加入洗井液后通常需要4-8小时的泡盐时间, 而“泡排—气举复合排液”工艺在加注完成后, 不需泡盐, 直接就可以注气开井, 提高了气举井的生产时率。

3.3.2 生产恢复快

采用传统洗盐工艺的气举井, 低能井排出洗井液一般需要18-24小时才能将洗井液完全排除, 恢复正常生产。采用“泡排—气举复合排液”工艺, 由于泡沫的减阻效应, 降低井筒流的流压梯度, 提高气体携液能力。

3.3.3有效延长了洗盐周期

采用“泡排—气举复合排液”工艺能有效延长被洗井的洗盐周期。经统计上半年采用“泡排—气举复合排液”工艺洗井的气举井与采用传统洗盐工艺洗盐时, 平均洗盐周期延长3-5天, 平均清蜡周期延长4-7天。

3.3.4 加注方式多样化

采用“泡排—气举复合排液”工艺, 可以根据单井井况情况采用了不同的加注方式, 以提高泡排效果。

4 结论与认识

文东油田特殊的地质的条件和复杂的井况问题对这项工艺在具体实施过程中也提出了不少问题, 为此从以下方面提高这项工艺的适用性和可靠性。

(1) 加注方式优化:由于文东气举井低能量气举井的井况问题存在各种差异, 下一步要根据每口井的实际情况在现有的加注方式上进一步优化, 提高工艺实施的成功率, 提高工艺实施的有效期。

(2) 用量优化:根据洗井液的用量, 按比例合理使用泡排剂, 提高泡排效果, 减少浪费。

(3) 开井注气量优化:合理设计开井注气量, 提高气举气的使用效率, 提高气体携液能力和气举效率。

摘要：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。

水力泵排液施工质量控制的探讨 篇5

1 不严格执行设计、频繁操作

查49井, 井段:1561.8-1558.0, 施工从6月25日至7月8日历时14天, 先后投取泵芯3次。第一次投取泵芯6.25-6.30, 从压力曲线分析, 系统工况运行效率良好, 产量递减可以判定由于地层能量原因地层处在生产初期梯度较大的递减状态。从压力曲线和当日产量判定, 在还有两天就执行完设计的情况下, 这次取泵芯是没有必要的操作, 这样的操作存在井下工具及地面设备异常的风险 (图1) 。

第二次投取泵芯6.30-7.5, 从压力曲线分析 (图2) , 流压基本达到设计要求流压0.65M P a, 产量也基本稳定, 但由于地面泵组维修导致压力曲线不平滑, 原因是该套设备大保养周期是8-10天, 长时间高负荷运转对设备损伤也较大。

第三次投取泵芯7.5-7.8, 从压力曲线 (图3) 分析, 流压0.1 MPa达到设计要求, 产量稳定。从施工过程和压力曲线看, 第一次如果不起泵芯, 不改变工况, 在设计时间内就能达到甲方要求, 为甲方节省勘探时间也能节省施工成本。

2 地面设备故障

到乾215-5井2+1层井段:1382.0-1377.4施工时间9.12—9.19第一次投取泵芯 (9.12-9.1 7) , 从压力曲线看, 前期曲线形态良好, 中期由于下雨无法及时倒液停工, 后期由于地面泵供水泵供水不足导致工作压力不稳造成曲线异常 (图4) 。

第二次投取泵芯 (9.17—9.19) 从压力曲线看由于地面泵工况不稳定造成压力曲线异常。地面泵工况不稳定原因是供水泵堵塞导致供水不足 (图5) 。

此外, 工艺流程缺陷也会影响施工质量。查29井层2+3井段:1528.2-1524.4, 水力泵施工时间10.17-10.22, 从压力曲线分析, 施工工况良好, 最低流压2.16MPa, 泵效不高, 检查井下工具发现喷嘴上方有管壁铁削所致。由此看出洗井、起下作业等环节对施工质量的不利影响。

3 井下工具故障

查14井2号层井段:1765.2-1760.2施工时间10.31—11.21历时22天, 第一次投取泵芯 (11.2—11.7) 从压力曲线 (图6) 看, 前期压力曲线形态良好, 后期异常, 地面泵工作压力稳不住造成的, 现场检查地面泵工况正常, 封隔器试压正常, 判断井下工具密封失效或萝卜头胶圈失封, 起出工具检查, 井下工具滑套内径被压裂砂磨损变大, 由58m m变大到59.1m m, 致泵芯与滑套密封不严, 地面泵稳不住工作压力。

第二次更换泵芯, 录取得到了合格的压力曲线 (图7) 。

4 结论与建议

(1) 严密制定施工设计, 严格执行施工设计, 有效避免甲方监督指令的盲目性, 避免现场操作人员操作随意性。

(2) 加强水力泵排液施工前后工序的质量控制, 因为洗井不彻底、起下作业不规范、放喷出砂、倒液不及时都会给水力泵排液施工带来隐患, 导致施工作业失败。

(3) 加强水力泵地面设备的维修保养, 合理安排作业流程, 严格执行操作规程。

(4) 加强水力泵井下工具的维修保养, 注重每个细节, 对易损部位每次测量, 及时更换, 井下工具质量问题是一次性错误, 一个细节的纰漏都会导致整个施工失败, 井下工具的质量是水力泵排液施工质量控制的重中之重。

摘要：通过典型实例分析归纳影响水力泵排液施工的质量因素, 对施工过程中存在几类问题及其对施工质量的影响进行了剖析, 提出了水力泵排液施工质量控制的措施建议, 对今后水力泵排液工艺施工具有一定的指导意义。

关键词：水力泵,排液施工,质量

参考文献

气井排液采气技术研究与应用 篇6

关键词：气井,排液采气,技术,应用

1 前言

当气井开发到中期和后期的时候, 气井就会因为气压过低、含水量过多的现象, 对气井开采造成很大的难度, 同时对气井开采产量造成很大的影响。排液采气作为气井开发的重要组成分, 也是气井开发的重要支柱, 有利于气井开采的顺利进行以及气井开采产量的提高[1]。因此, 必须加强对气井的排液采气工作。由于气井的不同, 其排液采气也是有所不同, 开采人员要根据气井的实际情况, 选择适宜的排液采气方法, 以延长气井的有效开采周期, 增加气井的开采产量。

2 常见的气井排液采气技术

2.1 排液采气—泡沫

泡沫式的排液采气技术应用原理主要是把适量的活性剂注射到气井里, 使其与气井内的气水产生反应, 并形成泡沫, 降低气井气水两边垂管产生的流动滑脱损耗率, 提高其带水的能力, 并利用天然的气流把气井里的水排出。泡沫式排液采气技术优点:操作简单、成本较低、效果高、不用进行修井或者关井的工作, 是气井排液采气的很好的选择[2]。缺点:仅适用于自喷式的气井中, 要求气井要具备自喷的能力, 管道通畅性好, 气井油管必须深入到气井顶端位置才能, 而且不相符的泡沫剂会对气井地层造成一定程度的污染。

2.2 排液采气—气举

气举式排液采气技术应用原理主要是将地面的高压气体放入气井内部, 同时利用注气口进入气井的油管中, 使得油管内部气体的密度有所降低, 防止其出现滑脱现象, 减少气井内气水双相压力的损失, 扩大气井的生产压力差, 保证气井的正常生产。气举式排液采气技术优点:适用范围广、排液量大, 能够对气井地层中的气能量进行充分的运用, 不会受到气井结构和气井内流体的影响, 且设备较为简单, 管理较为方便。缺点:当气井地层中的压力降低时, 不能满足气举式排液采气技术的压力要求, 导致气举排液采气效果不佳。

2.3 排液采气—柱塞气举

柱塞气举式排液采气技术应用原理主要是在柱塞基础上把举升的气体和液体进行隔离, 以避免气井内气体回落或者窜流, 然后在利用气体来推动气井的柱塞, 把气井内的积液从气井里排出。柱塞气举式排液采气技术优点:可能清洁气井内的油管、成本较低、设备简单、投资少。缺点:仅适用于自喷式的气井, 排液能力较弱, 排出量少。

2.4 排液采气—机抽

机抽式排液采气技术应用原理主要是在抽油机的基础上, 把电动机运转能量变换成为抽油机上下重复运作的能量, 然后在利用抽油杆让泵柱塞能够上下摆动, 最后通过油管将泵出液体排出, 通过套管将气体采出[3]。机抽式排液采气技术优点:设备较为简单、可靠性高、易于操作、投资费用较低、采气效果好。缺点:气井下方的泵和气体并不融合, 导致其排液量较少, 对气井下方的流体介质有特殊的要求, 设备过于庞大, 需要充足的电源支持。

2.5 排液采气—液氮

液氮式排液采气技术应用原理主要是将液氮放入气井油套管的环形空间里, 并形成高压氮气, 然后通过气井内的筛管一直进入到油管中, 并起到举升排液的效果。液氮式排液采气技术优点:利用液氮车来进行排液, 泵注的压力较高, 注入液氮量较多, 排液量较大, 机动性能较高。缺点:举升排液连续时间有所限制, 仅适用于举升时间较短的气井, 在举升时间的有限时间里便能完全排除气井里的积液。

2.6 排液采气—喷射气举

喷射气举式的排液采气技术应用原理主要是把地面的高压气体放入气井内部, 然后利用喷射设备的喷嘴进行射流, 形成低压, 吸入气井内部的积液, 再放入气体, 使得其与气井内的积液融合, 最后进入气井油管内, 并产生气举举升排液的效果。喷射气举式的排液采气技术的优点:把气体射流和气举技术相结合, 使得气举排液采气的回压更低, 同时具备了气举排液采气技术的所有优点。缺点:必须在地面高压气体基础上才能进行, 排出量较小。

3 排液采气技术在气井开发过程中的应用

某油田共有六个天然的气井、四个气顶气井及零散的气井区域, 这些气井的地质状况均不同, 有的气井处于断块中, 地质构成较为复杂、砂体变化较大、单层厚度比较小, 而有的气井属于干气气井, 单层厚度也比较大。这些气井的相同点在于气井内的流体大多数是相互共存的。该油田在开采的过程中, 出现不同程度的积液停产现象, 严重影响了油田开发的产量。针对气井积液停产现象, 实行了以下几个措施:

(1) 气举式排液采油技术的应用。针对于没有地面高压气体辅助下的低压气井和干气地层水积液的气井, 可以在气井气举排液采气技术基础上, 采用气井原有的管柱来实现连续性的气举排液采气或者间歇性的气举排液采气, 并通过有关实验检测, 最终形成柱塞气举、液氮气举、喷射气举等技术相结合的综合型气举式排液采油技术, 有效排除了气井内的积液, 保证了气井采气的产量。

(2) 泡沫式的排液采气技术的应用。该油田地层水的矿化程度较高, 因此, 研究人员根据油田地层水的实际情况制作了相应的泡沫剂, 通过在多个气井中使用, 取得了良好的效果。该油田单井的采气产量提升了1至2倍, 持续时间为15至30天。由于积液停产的气井也恢复了生产。

(3) 机抽式排液采气技术的应用。研究人员对气井的机械、螺杆、泵、气锚等进行深入的分析和研究, 并形成的机抽式排液采气设备。该油田部分气井的气水环境较为复杂, 气井压力较低, 积液非常严重。在实行机抽式排液采气之后, 这些气井积液得到了有效的排除, 单井的采气产量有了明显的增加, 增加采气量0.6×102m3, 因积液停产的气井均得到恢复[5]。

(4) 喷射气举式的排液采气技术的应用。随着喷射气举式的排液采气技术的推广和应用, 在该油田的多个气井中进行了试验。首先, 在气井中喷射地面高压气体, 在停止喷射的时候, 进行气井气举式的排液采气, 有效的排除气井内的积液, 提高了气井采气的产量, 同时减少了排液采气导致的污染现象。

4 结语

针对我国气井开发过程中出现的积液停产问题, 并根据气井的实际情况, 采取适宜的排液采气技术, 不仅可以有效排出气井内部的积液, 使得气井采气生产得到恢复, 同时可以优化气井的采气技术及其采气效果, 提高气井的采气产量, 减少了气井开发带来的污染, 促进了我国气井开发业的发展。

参考文献

[1]董国强, 杨红霞.泡沫排液采气技术在文23气田某气井的应用[J].内江科技, 2011, 12 (01) :123-124

[2]袁玲.徐深气田排水采气工艺技术探讨[J].黑龙江科技信息, 2011, 23 (16) :34-35

[3]赵煊.排水采气工艺技术研究现状及趋势[J].中国石油和化工标准与质量, 2011, 34 (04) :56-57.

[4]于超.气井深度排水采气工艺技术研究与应用[J].中国高新技术企业, 2011, 9 (21) :78-79

松南地区水平井排液工艺研究 篇7

水平井压后的排液工序是水力压裂的重要环节, 尤其是对于低渗油气藏来说, 油井压后的排液时机直接影响着油井的产量。松南地区的岩性以细砂岩、中性岩和砂砾岩为主, 储层空间的空隙主要为溶解性空隙。由于中部地层压力、孔隙度和渗透率较低, 所以, 油田产品以气体形式为主。在生产的过程中, 油气不能够及时的将井内的液体排出, 液体大量流入地层当中, 并与地层中的矿物质发生反应, 此外, 由于细砂岩、中性岩和砂砾岩成分较多, 液体在大量流入地层后很容易打破这些岩体原有的平衡, 造成地质结构的变化, 导致溶解流质阻塞排气通道, 减少油气的产量。所以, 研究优化水平井排液的技术工艺对于增加松南地区的产气量来说十分重要。

二、松南地区水平井排液工艺的技术现状

水平井排液技术是由直井排液技术发展而来, 与直井排液不同的是, 水平井排液需要经过水平段、斜井段和直井段, 其排液与直井相比较为复杂。在松南地区的石油储藏当中, 低渗油藏占89.63%, 由于地层的储藏能力较差, 直井排液不可能实现油气田的开发, 所以, 水平井排液技术是不可避免的选择。从现今的情况来看, 松南地区油气田开发中, 自喷排液的情况较少出现, 在油井停喷后选择合适的排液方式就尤为重要。目前, 应用最多的排液方法为先放喷后抽汲, 但是在抽汲过程当中, 钢丝绳结构不能将井口完全密封, 部分液体会溢流到地表, 造成资源的浪费和环境污染。抽汲过程中用到的密封胶皮使用寿命低, 需要经常更换, 导致施工时间长, 减少了油气的产量。

三、松南地区水平井排液难的原因

经过专业的调查和研究, 我们将松南地区水平油气井排液难的原因作出了分析和总结。

1. 油气藏的自身特点加大了排液的难度。

松南地区属于低压气田和低丰度油气藏, 自身的地层结构不稳定, 抗压能力差, 低渗油气藏的性质也使得油气流无法快速排出, 造成地层压力迅速增大, 加速产层和地层的破坏。随着地层压力系数的增大, 自喷返排率并没有大幅增长, 并且, 油井的性质较为复杂, 油井的开采情况并不稳定, 极易出现排液后出现砂堵塞管柱和油气通道的现象。

2. 油井入井液量和分段级数过多。

经过调查发现, 油井的入井液量一般都在2000立方米以上, 施工段数都在十段以上, 入井液量越多, 返排率就越低, 再加之该地区的砂砾含量过大, 使得液体中的含沙量增大, 这也是减少返排率的原因之一。

3. 施工周期过长, 破坏地层能量。

该地区的地质条件较为复杂, 土地类别为三级, 土壤的结构很不稳定, 这就导致了水平井在开挖过程当中很容易造成坍塌现象, 需要经常停止井的钻探, 延长了施工周期, 这就直接造成产层能量的吸收和浪费, 导致气体量的减少。经过统计调查发现, 钻井的施工时间最少也要一个星期, 极大地减少了自喷返排率, 导致出液量的大大减少。

4. 水平井管柱结构简单, 增加了排液的难度。

水平井排液分为水平段、直井段和斜井段, 其中直井段的管柱套管内径过大, 并且缺少封隔器的使用。而水平阶段井深较深, 积液量达, 油气将静液排出所需要的压力远远不够。

四、解决松南地区水平井弊端的方案

1. 连续油管气举排液技术。

其工作原理是将一组装有单向阀的连续油管深入到管柱当中, 并且在排液前就向井筒中冲入氮气, 加大井筒中的气体压力, 利于油气将静液排出。当冲入的氮气能够使得油气排出井筒后, 油气井就可以不依靠氮气的冲入排液, 这时候就可以将连续油管撤出, 依靠油气自身产生的压力进行产出。连续油管气举排液技术分为环空注氮气和连续油管主氮气两种, 其中, 环空注氮气中, 随着氮气量的不断增加, 气体膨胀受到连续油管筒井的限制, 当注气量达到一定值后, 排出的液体的体积就会减少。液体的排出使得井筒的排液通道直径增大, 随着液体的不断减少和氮气的不断注入, 井筒内的气压越来越大, 就会使得气体的膨胀速度越来越大, 液体会以加速的形式从井筒中排出, 当氮气到达地面后, 排液就完成了, 这时候就可以停止冲入氮气。

2. 压裂气举管柱一体化排液技术。

这种技术是压裂工艺和气举技术的结合, 是气举采油技术的扩展。这项技术充分利用了气体膨胀所带来的压力, 将气体冲入要排出的液体当中, 这样就可以减少液体在油井中的流苏, 进而减小其流体产生的压力, 这样, 油气就可以通过自身的膨胀压力将液体排出井筒。这项技术的优点在于直接将气体冲入废液, 避免了无用气体和油气的接触, 充分保证了采气的质量, 并且, 这项技术从根本上解决了排液难的问题大大缩短了液体在地层中的滞留时间, 降低了液体对于地层的破坏, 减少了液体对于产层的破坏, 提高了油田的产量。

3. 水平井有杆泵排液技术。

有杆泵采油技术是油田开采中应用最广的一种采油方式。这种方法结构单一, 原理简单, 操作方便, 使用时间较长, 应用范围较广, 是最基础和最成熟的一项采油技术。为了实现这项技术的更新优化, 我们对其建立了模型, 假设储层是封闭的匀质地层, 渗流系数稳定, 裂缝与井筒横向裂缝垂直。分解为非达西椭圆流动区、达西线性流动区和径向流动区, 然后将有杆泵的排液抽汲参数简化, , 进而确定下泵深度, 确定理论排液量, 最后决定泵的尺寸、冲程和冲次。

结语