气举技术

气举技术（精选7篇）

气举技术篇1

分层压裂技术在油水井增产、增注中应用越来越多, 压裂排液后分层压裂管柱解封时经常出现解封困难或无法解封的情况。一般处理这类事故的常用方法有大力上提活动解卡、震击解卡, 在解卡无效后多采用倒扣或磨套铣解卡。气举排液降压解封技术就是将封隔器上部的压井液气举排到地面, 减少封隔器上部的液柱压力, 通过上提活动管柱实现解封的目的。新工艺的试验和应用成功, 实现了分层压裂管柱的安全、快捷、低成本解封。

1 解封经过

为了落实柯柯亚构造气井含油气范围, 增加天然气产能, 一般多采用压裂技术进行增产, 柯21-2井是吐哈油田柯柯亚区块的一口气井。该井目前塞面为:3698.00m, 套管结构为Φ177.8×10.36×157.08mm。2011年10月D10763队上修该井, 进行分层压裂, 气举完井。三层分层压裂施工完成后, 排液24h, 用1.10g/cm3的压井液120m3反循环压井, 缓慢上提管柱悬重增加至850kN, 不能解封, 后反循环活动解封未成功, 在700kN范围内悬吊24h后在900kN范围内解封5h未成功。

2 柯21-2井分层 (三层) 压裂管柱示意图 (图1)

3 气举排液降压解封原理

3.1 作用力计算

现场对分层压裂管柱第一级封隔器在井内所受作用力进行了分析计算, 可以算出第一级封隔器上部作用力及气举排液后所需解封的作用力 (不考虑井内液体浮力) 。

1.1g/cm3盐水在Y34 1-14 6封隔器上部的液柱作用力:

F1=P S=1.1×3 4 2 3×9.8 1×1 8.2 8=675219.2N约等于675.22kN。

Y341-146封隔器上部管柱的自身重量作用力:

F2=14.109×3423×9.81=473774.99N约等于473.78kN。

Y341-146封隔器在井内承受的作用力

F=F1+F2-坐封负荷=675.22+473.78-110=1039kN

由此可以推算出, 气举排液后可以减轻675.22kN的作用力, 根据Y341封隔器解封负荷可以推算出排液后增加200kN左右负荷就可以完成分层压裂管柱解封。

3.2 气举排液降压解封原理

利用制氮拖车从套管气举排液, 将井筒内压井液排到地面, 减轻作用在第一级封隔器上部的压力, 通过上提活动管柱实现封隔器解封的目的。

4 处理方案与实施

分层压裂管柱结构:Φ94mm滑套1根×0.400m+Φ73mm (加) 短节1根×2.00m+Y221-146封隔器1具×0.765/0.810m+Φ146mm水力锚1个×0.430m+Φ89mm (加) 油管2根×19.130m+Φ89mm (加) 短节5根×7.700m+Φ120mm补偿器1具×0.965m+Y241-146封隔器1具×0.530/0.870m+Φ146mm水力锚1个×0.430m+Φ89mm (加) 油管2根×19.120m+Φ120mm补偿器1具×0.965m+Y341-146封隔器1具×0.3 1/0.5 5 m+Φ1 4 6 mm水力锚1个×0.43m+Φ118mm反洗阀1个×0.315m+Φ117mm安全丢手接头1个×0.345m+Φ89mm (加) 油管4根×38.275m+Φ8 9 m m (加) 油管短节1根×1.8 4 m+Φ89mm (加) 油管35 1根×335 6.64 0m+Φ8 9 m m (加) 油管短节4根×6.0 2 0 m+Φ89 mm (加) 油管1根×9.560m+Φ89mm (加) 油管短节1根×2.020m+Φ89mm (加) 锥体1个×0.370m+油补距7.520m。Y341-146封隔器坐封位置:3423.645m;油管强度为Φ89mm加厚油管, 材质为N80, 抗拉强度为93t, 油层套管为7〞套管 (Φ177.8×10.36×157.08mm) , 无破损但井眼轨迹较差, 磨阻在100kN~150kN范围内。根据上提活动管柱解封、反循环蹩压活动管柱解封、悬吊解封未成功的实际情况, 决定采用气举排液降压技术完成分层压裂管柱解封。

4.1 坐液压防喷器、装油管旋塞阀

将Φ89mm锥体坐在压裂井口四通内安装70MPa液压封井器 (Φ89mm芯子) , 在Φ89mm提升短节×1.5m上安装油管旋塞阀, 将油管用硬管线连接到工程罐进口处套管用硬管线连接到制氮拖车出口处。

4.2 气举排液

气举管线试压合格后, 用制氮拖车反举排出井筒内1.1g/cm3盐水62.57m3。套管装Φ6-10mm油嘴控制放压落零。

4.3 解封起管

缓慢上提管柱, 悬重增加至780kN后下降至650kN, 缓慢起出Φ89mm (加) 油管30根压裂管柱, 用1.1g/cm3盐水压井后顺利起出了分层压裂管柱和封隔器。

5 结语与认识

今后分层压裂管柱压裂后, 在上提活动管柱解封未果的情况下, 尽量要采用气举排液降压解封技术进行解封。气举排液时要做好井控工作, 解封后将压裂封隔器起出射孔段后要尽快进行压井, 确保井控安全。上提管柱解封时要充分考虑压裂封隔器及油管的抗拉强度, 严禁超过抗拉强度进行解封。

参考文献

[1]吴奇.井下作业工程师手册[M].石油工业出版社.

有关气举采油技术的优化研究篇2

1 气举采油技术的原理及特点

气举采油技术主要是基于U形管原理, 通过油管和套管所存在的环形空间, 借助于油管上所装的气举阀将天然气连续向油管中注入, 以确保油管中的液体同所注入的高压天然气进行混合, 以便使液柱密度降低, 从而减少其对井底所产生的回压, 使油层同井底间产生足够大的压差, 实现油层中源源不断的原油流入井底, 并受到压力被举升至地面上, 完成采油过程。

气举采油技术具有如下方面的特点:一是可以确保不停产条件下, 通过气举程度的不断加深而维持油井产量处于一个较高的水平;二是可通过气举管柱将小直径工具及仪器下入井中, 以便对油层进行补孔, 生产测井以及底水的封堵等作业;三是可以显著降低井下作业的次数, 因而大幅度降低了生产的成本;四是气举采油时必须采用单独气层作为气源, 或者通过天然气供气管网进行供气:五是在油田开发的初期需进行高压压缩机站及其供气管线的建设, 因此一次性投资相对较大。

2 气举采油技术的优化研究

2.1 连续气举采油技术的优化

对于气举管柱采油技术而言, 其最早是从美国CAMCO公司以所谓的图集法引入我国的。气举管柱采油技术在我国许多油田中均得到了较为良好的效果。但是, 应当注意的是, 由于此技术所设计的流压较高, 工作阀门靠上, 因此容易导致气举井在生产的过程中出现不正常或者出现间歇性出油的情况。因此, 进行现场的试验过程中, 应采用等压原理优化气举采油机理, 同时结合油田生产的实际情况进行建模, 采用流压梯度、地面打开压力逐降以及关闭压力相等等方法来对气举井产液量、注气量以及注气点的深度等最佳参数值进行计算, 并对其注入同流出的特征曲线、以及各注入气液比情况下垂直管流等曲线进行绘制, 以便对凡尔孔径、安装压力、空间位置的分布等相关参数的最佳参数值进行确定, 以便实现气举采油效率的大幅度提高。通过对气举井进行连续气举采油等压优化后发现, 进行等压优化后的油井不仅生产压差有了大幅提高, 而且还对油井生产潜力进行了进一步挖掘, 同时节约了气源并实现了检阀周期的大幅延长。

2.2 气举阀技术的优化

气举阀技术主要采用的是套压固定式操作阀, 此技术在近些年的气举采用中发挥了巨大的作用, 但是, 应注意的是此技术也存在着不少问题, 为了对此技术进行优化, 使其更好地应用于生产过程中, 必须不断从国外的先进技术中进行分析和借鉴, 同时结合我国油田的具体生产情况, 进行优化。例如, 近些年来平衡式油压气举阀、BAK阀以及投捞阀的问世, 使得气举阀采油技术收获了良好的增产节气的效果。例如, 采用平衡式油压阀之后, 油井的平均注气压力从原来的提高后, 可大幅减少所需注入的气体量, 且增液量及增油量均十分可观, 由此可见, 此技术优化后增产节气的效果十分显著。

2.3 气举管柱技术的优化

传统采油过程中所使用的气举管柱均为63.5m m的油管, 实践表明此尺寸下的管柱通常仅仅适用于供液能力较强的油井中, 而低产油井因油管的尺寸相对较大, 因此耗气量也相对较大, 滑脱的损失相当严重, 气举采油的效果也很差。除此以外, 随着含水量的提高, 吨油耗气量也在随之增加, 因而油井的产能也随之降低了。因此表明, 以油井供液能力的大小为依据进行气举管柱的合理匹配是确保油田增产节气的重要条件之一。近些年来, 油管气举管柱技术方面主要应用了三项优化工艺:一是以油井供液能力为依据进行油管尺寸的选择, 对于供液能力相对较差的油井可使用50.8mm的油管。50.8mm较63.5mm的油管而言内径更小, 因此能够显著降低滑脱的损失, 从而实现增产与节气的目的。二是应用半闭式气举管柱, 以便有效降低注入气对井底所带来的回压, 从而使得环空液面的波动得以消除, 并防止注气油井重排液对气举阀所带来的冲蚀及伤害, 以延长气举阀寿命, 并提高其产量。三是以部分低产高气液比的油井为依据进行气举阀深度加深的相关试验。统计发现平均举深增加807m后可使流压降低6.4Mpa, 单井日均增液21.7t, 日均增油约5.7t。

2.4 气举井工况诊断技术的优化

气举井工况诊断技术能够对井下的工作情况进行监测, 以实现气举采用的高效性。此技术主要包括了实验、计算以及动态等分析方法。近些年来, 双笔压力记录仪诊断技术得到了广泛的应用和推广, 此技术主要是通过对气举井的油压变化、套压变化进行连续记录, 直观而快速地了解油井的工作情况。试验发现此法直观性强、可靠性高。

2.5 气举井工况参数技术的优化

气举井工况参数技术主要是借助于数学模式及现场试验等, 来对产量最高情况下的最佳注气量进行确定。而数学模式可通过进行油井相关参数的输入即可算出, 但是建模过程较为复杂, 对于所输参数的精度方面要求也较高, 因而限制了其应用。现场试验主要是通过对注气量进行不断改变, 来进行产液量的测量, 并进行注气量同产液量关系曲线的绘制, 以便对两者的最佳匹配状态进行科学选择。

3 结语

气举采油技术对高温、高盐、结垢及出砂等类型的采油过程中所存在的难题进行了有效解决, 因此大幅提高了油井的开井时率, 并缩短了作业时间, 应用前景十分乐观, 为了更好解决逐步提高的采油需求, 还应注意对气举采油技术进行不断优化, 以提高采油效率。

参考文献

[1]陈琳.气举采油工艺现状及进展[J].内蒙古石油化工, 2010 (14) :36-37[1]陈琳.气举采油工艺现状及进展[J].内蒙古石油化工, 2010 (14) :36-37

气举技术篇3

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。

塔河油田气举阀诱喷技术应用研究篇4

目前,塔河油田完井试油过程中常用的几种诱喷方式是抽汲、连续油管气举及气举阀气举,抽汲最大动力深度2000m,抽汲诱喷方式主要应用在非自喷井,且液面在1500m以上的井;连续油管气举已最大下深过3500m,其费用相对较高,上述两种方式均需要吊装设备,且需要相应的防喷装置,存在一定的井控风险。而气举阀气举在完井工艺中已作考虑,采用一级气举阀,下深1500±m,对于地层供液充足的井,采用制氮拖车可实现连续气举,一次气举排出液量大,速度快,效率高,效果好[2];对于地层供液不足的井,气举后,通过压力计探得液面恢复情况,对其产液性质和产液能力进行快速评价,为下一步措施提供参考依据。但在实际试油过程中发现,由于油套压差的存在,往往使得环空流体流入油管,造成液性变化,这就需要现场工程技术人员有较高的业务素质,能够做好计量,分析判断地层出液情况。

1 气举阀工作原理

制氮拖车与环空注气管线连接并试压合格,制氮车制氮,并将氮气从油套环空通过井下的气举阀连续注入产液中。从而降低油管内流体的密度,降低整个液柱对井底造成的回压[1],高压氮气变成低压气时所产生的膨胀能来增加举升油管内液流的流动速度。气举阀结构图见图1。

2 现场应用

应用案例1:××18井采用套管封隔器带气举阀工艺,试油期间环空油田水流入油管,在重力分异作用下,油田水下沉,而轻质油产出,表现为地层供液不足。

2.1 试油简况

××18井常规完井,管串中带套管封隔器及气举阀,气举阀下深1504.16m,该井在密度1.15g/cm3的油田水中组下完井管柱,正替一个油管容积密度0.86g/cm3的轻质油23m3后坐封封隔器,环空反验15MPa合格,大排量正挤轻质油2m3,环空不返液,封隔器坐封成功,共计替入轻质油24.6m3,详细见图2。

2.2 异常分析

⑴试油期间,自喷+气举共计产液21.93m3,密度0.86g/cm3,该井管柱带封隔器,按照理论在累产液6.8m3后应见油田水,但实际排液过程中未见油田水,表明环空内油田水进入油管后在重力分异的作用下下沉。

⑵塔河油田常将气举阀位置设计在1500±m,由于充气室充氮气8MPa,此位置气举阀单流阀已打开,环空为密度1.15g/cm3的油田水,油管为密度0.86g/cm3的轻质油,计算油套压差4.27MPa,可知环空液面下降。

⑶再次气举阀气举,计量罐口有氮气无液,表明地层供液能力不足,连续油管下深1500m同样无液产出,进一步证明油管液面在1500±m。

⑷结合诱喷情况分析,地层供液能力很差,本井7″套管回接,采用壁厚为6.45mm的3-1/2″TP-JC油管,1500m环空容积18.45m3,1500m油管容积6.81m3,自喷+气举阀气举+连续油管气举累计排液25.84m3,计算得地层供液0.58m3。

应用案例2:××7井采用裸眼封隔器带气举阀工艺,封隔器上下均有产层,试油期间环空诱喷清水与封隔器之上产层混合,通过气举阀优先产出,气举掏空环空后,液性变化,是封隔器之下产层地层水,地层供液充足。

2.3 试油简况

××7井常规完井,管柱带裸眼封隔器及气举阀,气举阀下深1491.46m,封隔器封位6279.92m,坐封层位奥陶系下统蓬莱坝组,封隔器上部裸露有三个I类储层(两个为鹰山组,一个为蓬莱坝组)。本井在密度1.08g/cm3的泥浆中组下完井管柱,后用密度1.01g/cm3的清水正替出井内泥浆,替液过程中无漏失。坐封裸眼封隔器后正注清水1.5m3验封,环空不返液,验封合格,关井观察,油压5MPa,套压0～5MPa。

试油期间自喷共计排液113.9m3,密度1.01～1.03g/cm3,CL-:19995 mg/l～34492mg/l,PH:7～6;气举阀气举排液,气举出液75.24m3、累计出液189.14m3后液性突变,密度1.09g/cm3,氯根73000mg/l～80000mg/l。之后自喷30.74m3停喷,继续气举,气举出液平均13m3/h,密度1.09g/cm3,氯根78000mg/l,液性稳定。液性变化情况见图3。

2.4 异常分析

⑴测试层段奥陶系下统蓬莱坝组前期漏失密度1.08g/cm3的泥浆22m3,漏失泥浆氯根6000mg/l。全井筒替为密度1.01g/cm3的清水,替清水过程中无漏失,清水氯根2000mg/l。

⑵裸眼封隔器封位6279.92m,坐封层位蓬莱坝组,气举阀下深1491.46m,前期大排量正验封,环空不返液,验封合格,油压5MPa,套压0～5MPa。裸眼封隔器之上裸露有三个I类储层(两个为鹰山组,一个为蓬莱坝组),封隔器上下储层压力系数一致。

⑶油管及口袋容积30m3,环空容积154m3,排完油管及口袋容积后应见地层液,但排完油管及口袋容积30m3后,仍然产密度1.01/cm3～1.03g/cm3的水159.14m3,且液性较为稳定;之后液性突变,密度由1.03g/cm3变为1.09g/cm3,氯根由35491.90变为78982.19mg/l,液性较为稳定。

⑷为了进一步了解封隔器的完好性,验封封隔器:泄套压,气举阀以上环空容积48m3,仅补4.45m3就灌满,说明泄套压期间环空供液43.55m3,之后正注大排量验封,排量0.54m3/min,环空无返液,封隔器坐封正常。

⑸为了进一步验证地层出水情况,解封封隔器、提管柱到7″套管内,正循环洗井,取样分析液性为密度1.09g/cm3,PH值6,CL-:76000mg/l,之后气举阀气举配合产液剖面测井,结果证明了裸眼封隔器上下产层均有产出,封隔器之上为次产层,封隔器之下为主产层,详细见图4。

3 结语

1)、通过现场施工案例分析,由于气举阀充气室充氮气8MPa,气举阀在深度1500±m,气举阀已处于开启状态,只要油套存在压差且套压大于油压,环空流体就会流入到油管内。

2)、为了避免在气举前环空流体流入到油管内,可将气举阀下入深度上提至1000±m。

3)、针对常规完井且管柱中需要带气举阀的井,为了更精细化的试油,若裸眼段有多层I、II类储层,建议采用双封(套管封隔器、裸眼封隔器)的完井工艺,避免出现裸眼封隔器上下同产出的情况。

参考文献

[1]李颖川.采油工程[M].北京:石油工业出版社,2009

气举技术篇5

引滦暗渠节制闸是引滦渠首枢纽的重要组成部分, 全高27.10m, 设计洪水位时流量500m3/s。防渗墙总长201.87m, 墙厚0.4m, 墙底标高为-12m、-10m、-6m, 顶标高为+9.2m、+3.2m、+1.2m, 防渗墙为塑性砼防渗墙, 砼抗压强度C15, 渗透系数为10-6cm/s。采用气举反循环法成槽施工。

2 施工区域地层条件

施工区域地层均为第4系全新统松散地层。根据地质勘测资料揭示, 分为6个工程地质层:黑灰色砂质粉土层, 含砂砾较高, 厚0.60~2.20m;褐灰色细砂层, 厚0.90~1.80m;褐灰色砾石层, 厚1.50~2.60m;黄褐色粉质粘土, 可塑, 厚0.30~0.80m;褐黄色砾石层, 厚3.5~5.5m;褐黄色粉质粘土层, 厚0.7~0.9m;褐黄色砾石层, 厚6.2~6.9m。

3 塑性混凝土防渗墙施工

3.1 施工机械

单套成槽设备组成:2台QS900型气举反循环机、2台QZ-80潜水钻机 (功率22KW/台) 、2副成槽架 (2台卷扬机总功率24KW) 、1台50t履带吊机、1台16t汽车吊机、2台空气压缩机 (功率45KW/台) 、4台交流电焊机、2台3PN泥浆泵 (功率22KW/台) 、2根喷导管 (直径273mm) 、1台液压拔管机、2个钻头、1个泥浆渣斗 (5m3/个) 。

3.2 工艺流程和施工

(1) 施工工艺流程为:施工准备→测量放线→导墙施工铺设轨道→划分槽段→设备就位→先导孔施工→成槽、清槽、换浆→下接头管→水下砼灌注拔接头管。

(2) 成槽原理。根据工程地层特点及工期要求, 防渗墙成槽工艺采用气举反循环成槽施工法, 双钻报管 (喷导管) 钻孔成槽, 冲击钻修槽。具有成槽速度快、泥浆与沉渣置换彻底、喷导管导向垂直度高、槽面平整、土体扰动小等优点。该工艺所用设备的主要部分由喷导管及以该管为导向滑道的潜水钻组成。喷导管用直径273mm的无缝圆管制成, 其长度大于槽深2m。该导管下端插入先导孔内, 下端为泥浆及渣土的入口, 上端为露出地面的喷出口。利用空气压缩机通过喷导管内的风道向管底输送高压空气, 在风管形成真空负压, 抽吸泥浆并携带渣土颗粒沿喷导管向上喷出管口, 流入钻架前的渣斗口, 泥浆从渣斗口过流回导槽中, 渣土颗粒存留在渣斗中。

(3) 划分槽段。根据施工图在导槽上划分槽段, 每个槽段划分为8m;相邻槽段之间钉上钢筋头或用红油漆作好记号, 并编写出槽段号。

(4) 导墙施工。导墙起着控制防渗墙轴线和标高的作用, 同时还具有挡土、支撑施工机械设备、稳定泥浆液面的作用。导墙施工采用现浇钢筋混凝土结构, 混凝土标号C20。导墙结构如图1所示。

(5) 先导孔施工。在单元槽段接头处, 根据防渗墙宽度, 用正循环方法单钻钻出一个导孔, 作为插喷导管的先导孔。当钻机启动后, 启动泥浆泵, 使泥浆通过泥浆管, 压入孔底钻头处, 携带泥渣, 再从孔底经钻杆与孔壁之间的环行空间上流至孔口。

(6) 成槽、清槽与换浆。先导孔完成后, 将成槽机就位, 并将喷导管插入先导孔中, 采用双钻抱管反循环法钻孔成槽。钻孔成槽时, 在成槽架头放置一个泥渣斗, 启动反循环系统和钻机, 让钻机沿喷导管向下钻, 钻进过程中钻头切削的泥块掉到槽底, 利用气举反循环气柱, 将渣土随泥浆排到渣斗里。渣土沉淀后, 分流的泥浆可流回槽内, 泥浆重复利用, 但应随时检测重复泥浆的性能, 保证满足质量标准。当成槽架在施工过程中移动后, 喷导管距离渣斗太远时, 在喷导管与渣斗之间搭流槽, 使喷出的泥浆和渣土流入斗内。当用钻机抱管成槽完成一钻时, 将钻机提升, 使钻头高过未钻的土面。同时将喷导管提升至离槽底面50~100cm, 而后移动成槽架, 钻另一钻。前后2钻位置一般应重迭1/3钻头直径, 根据地层特点, 每钻水平进尺控制在10~50cm内, 从单元槽段的一头往另一头移动着钻进, 直至整个单元槽段钻孔完毕。单元槽段成槽完毕后利用切削捣子进行修槽, 槽段修理完毕后, 启动反循环系统, 用喷导管对槽底沉渣进行清理, 让槽底的沉渣从喷导管排出。在对槽底清理的同时, 根据槽里的泥浆情况, 进行泥浆置换, 置换后的泥浆比重控制在1.3g/cm3以下, 粘度不大于30s, 含砂量不大于10%。

(7) 安放接头管。当清槽结束后, 成槽质量符合要求, 安放接头管。接头管安放时, 两翼各靠一面导墙, 保持垂直状态。当接头管需要接长时, 接头牢靠。接头管底部必须插入槽底, 必要时在接头管内灌入一定高度的碎石, 以防止灌灰时砼从底部绕进管内。接头管安放结束后, 安放拔管架。

(8) 水下混凝土灌注。该工程水下混凝土单个槽段采用3根导管灌注砼, 导管间距不大于3.5m, 导管距离槽段端部位置1.0~1.5m。导管内径为250mm, 采用螺纹扣连接, 导管连接处加橡胶垫, 以保证导管连接严密、不漏水。导管的分节长度应视现场情况而定。但其底管长度不宜小于4m, 首节长度和次节长度不宜大于1.5m, 导管底端距离槽底控制在15~25cm。灌注砼时, 先在导管里放一个直径小于导管内径1cm的球胆, 然后在导管口放入一个不小于60cm×60cm的方形漏斗。首批砼灌注量以埋管埋深1m以上为准。灌注砼埋管后, 2根导管同时灌注砼, 灌注过程中, 砼面高差不大于30cm。灌注砼连续进行, 槽内砼面上升速度不小于2m/h, 埋管深度不应小于1m, 不得大于6m;不可将灌灰导管底提出砼面。砼灌注过程中, 导管应上下抖落, 抖落高度应控制在30cm内。砼灌注结束后, 将灌灰导管缓缓拔出。

(9) 拔接头管。根据砼的初凝时间、首次掐管时间和灌注完毕时间确定接头管的动管和拔出时间, 首次动管时间一般在首次掐导管开始到砼初凝时间时进行, 首次动管的高度不宜超过20cm, 其后, 每隔10~20min动管1次, 上拔高度一般10~30cm, 其上拔应以接头管底部砼已经初凝为准, 防止拔管时接头管底部砼终凝, 杜绝捍管发生。接头管最后一节拔出的时间一般在砼浇注结束后6~8h之间。

4 施工注意事项

(1) 导墙施工前, 保证导墙下原土质密实, 若已扰动, 应反复碾压密实, 进行人工开挖。导墙两轨道标高相差应小于3mm, 铺设完的轨道中心线与地下连续墙中心线距离偏差不大于5mm, 以免影响地下连续墙的垂直度和方向。

(2) 成孔过程中, 随时用线锤对吊钻机的钢丝绳和喷导管进行测试检查, 垂直度应符合规范和有关文件要求, 如不能保证时, 应调整喷导管的垂直度, 因为喷导管起着垂直导向作用, 直接控制着防渗墙的垂直度。先导孔钻进过程中发生倾斜、塌孔时, 应停钻并采取相应措施后方能开钻, 必要时回填粘土再钻。当单孔成孔达到设计深度后, 关掉钻机和泥浆泵, 提升钻机。

(3) 成槽过程中, 为确保槽壁稳定, 槽内泥浆面不得低于导墙顶面30cm。泥浆比重控制在1.05~1.25g/cm3左右。在新回填区及易塌方地段, 泥浆比重适当增大。修槽时, 每个槽段宜重复捣2次, 捣的过程中, 泥浆比重控制在1.20g/cm3以下, 在修槽过程中同时要进行泥浆置换。

(4) 根据地层特点, 穿越砂层施工时, 为防止砂子沉淀过快, 甚至有可能塌方, 砼浇注前的泥浆比重可以适当增大。

(5) 对槽底沉渣清理至少来回2遍, 直到沉渣厚度符合规范或设计要求。

(6) 在砼灌注过程中, 应常测砼顶面高度, 并计算出导管埋入砼深度, 其埋管深度超过6m时必须掐管。当砼灌注接近墙顶标高时, 应控制最后1次砼灌注量, 使砼顶标高比设计标高高出0.5m, 以保证凿除防渗墙顶浮浆层后, 墙顶砼质量能达到设计要求。

(7) 为防止拔管过程中出现机械故障影响拔管, 在拔管架安放前应对其机械性能进行检查。在拔管过程中, 如上拔力量突然超过正常时, 应把拔管时间间隔缩短。

5 结语

气举反循环工艺成槽快, 费用较低, 经开挖检查墙体混凝土质量密实, 槽段接头无夹泥现象, 尤其适用于砂性土层和砾石土层的成槽施工。

摘要：气举反循环成槽工艺是一项新技术, 其设备简单, 成槽高质高效, 且又经济合理。介绍了气举反循环工艺在暗渠节制闸防渗墙中的成功应用, 以期促进气举反循环技术的推广应用。

气举技术篇6

多年来, 气举在前苏联和委内瑞拉的稠油开采中广泛应用。在委内瑞拉, 密度为0.934~0.965 9 g/cm3、黏度小于50 cP (1 cP=1 mPa5s) 的原油开采通常采用气举方式。

实验研究表明, 在气举中注入3%的烃剂, 油井日产油将会增加。前苏联油田的历史数据显示, 含水小于40%时, 加入烃剂发挥作用, 含水大于50%时, 烃剂作用很小, 当含水高于70%时烃剂根本不起作用。

一般情况下, 杆式泵是开采稠油最好的人工举升工艺, 特别是密度在0.96~1.0 g/cm3的稠油。

一些研究人员认为, 气举不适合开采低API原油;另外一些研究人员认为, 油藏气体流速太低, 不能支持气举操作, 所以不适合低气液比油井。但是, 在委内瑞拉气举的此类油藏上应用效果很好。从经济的角度来说, 气举如果应用正确, 高含水稠油气举是最好的人工举升工艺。

文献资料表明气举中的流态与直井或近似直井中的自然流态相似。但是实际上气举中的相态改变比实际情况要复杂得多, 因为气体流速高, 当气体通过气举阀门进入油管, 与油藏中的油气水流体混合, 不仅带入外部的气体, 也带入了外部能量。高流速产生新的多相流体, 从液相变成连续气相。气泡连接在一起, 液体被吸入气泡。尽管液相的影响是显著的, 但气相的影响还是主要的。接下来环流、雾流或两种流都存在时, 气相变成连续相, 液体以液滴的形式进入气相。气相控制着压力梯度, 形成从井底到井口以泡、段塞、雾组成的多相流。影响流态的因素有井眼偏差、相组成比例、相间相对密度差、表面张力、相黏度、平均流速、油管粗糙度以及油嘴大小等。启动压力和套管头压力与这些影响因素有关。

当气举在高含水、低API原油开采中应用时, 以前的预测流体参数的关系式已经不适用了。这些关系式适于高API (大于17) 、低含水 (小于60%) 的黑油。根据文献资料, 在含水为50%时会发生严重的乳化。黑油关系参数用于含水小于或等于50%的情况, 因此, 标准关系式不适用高含水流体, 也不适用通过气举阀门注入大量气体的油管流体。需要确定一个新的关系式因数, 用来计算这种情况下的压力降, 以及计算地面设备的设计功率。

本文提供了高含水、低API稠油气举模型。另外, 研究也提供了气举启动压力和套管头压力 (可用通用商业软件计算) 的关系式因数, 并开发了高含水、低API稠油的回归公式, 可根据现场数据预测启动压力。

2 油藏描述

BASUP-53油藏位于Maracaico湖的东北部, 湖水深7~26 m, 总面积39.56 km2, 是Intercampo合同区的一部分。地层原油平均API重度14.3, 平均黏度40~763 cP (图1) 。API重度范围一般在11~17, 而该油田所产原油API值最小为10, 最大为23, 原油物性较差。该油田为稠油油藏, 极难开采。该油田基础数据见表1。

3 低API原油举升新理论

一般来说, 当采用人工举升工艺而不是气举工艺时井筒中稠油的相组成和流态不变。气泡和液体在油管的底部出现。当气体体积是液体体积的3~4倍时, 流体变为段塞流。当举升低气液比稠油时采出液是气泡和液体的混合物。

但在气举过程中不存在单相流态。一些研究人员认为, 气举过程中流体流态与自然开采过程流态相似, 但这一观点与实际观测到的不相符。实际上气举中液体流态既不同于自然开采过程, 也不同与其他举升工艺。

在气举过程中, 气体通过气阀门进入油管与油藏流体相混合。当气体流速高时, 气体会打破液体初始流态, 使油形成小液滴或使液体起泡, 形成环流流态。另外, 如果气体流速足够高, 气泡和流体之间的剪切力将会增加, 使气泡和流体形成油雾, 即在气举中有可能产生泡沫流。这会大大减少混合液体的密度, 混合液黏度也显著降低, 井眼中的流动条件大大改善。实际上气举过程中泡沫流态也会发生变化。随着气举的高度增加压力会下降, 由于更多的气体释放出来, 流速会逐渐增加, 最终形成雾流。

根据当前流行的理论, 当举升含水为60%~85%的低API稠油时原油会严重乳化。当气举中井眼流体发生乳化时, 需要更大的压力把流体从井眼举升到井口, 因此气举启动压力增加。但是在高含水情况下, 在该油田没观察到乳化情况, 这是因为油和水在井中可能轻度乳化, 但在高流速举升气体冲刷下初始相态被破坏, 形成了新的相态。另外, 井眼和多孔介质中的流体流态都是不稳定的, 而且也很不一样, 这意味着沿井眼每一点的流体流态都是独立的。在气举情况下, 井眼中压降梯度的预测和基于整体乳化曲线多相流相间的摩擦情况, 与现场观测到的不一样。

当开采高含水原油时, 其他举升工艺的乳化问题比气举更严重。无论是杆式泵 (有杆泵、螺杆泵) 或无杆泵 (电潜泵、水力泵) 都是一样的。传统的观点认为气举不能用于稠油或特稠原油开采。实际上在气举过程中流态的急剧变化不可能形成稳定的乳化。因为气连续地注入, 油管压力增加, 这增加了油藏气溶入原油的量。气溶解进原油后一部分原油变成泡沫, 混合液密度减少, 并改变压力降。混合液流动性和举升条件改善, 因此高含水特稠原油可用气举工艺成功开采。

4 现场应用实例

委内瑞拉油田有110口油井采用气举工艺, 平均日产液约4 760.8 m3, 平均日产油2 456.35 m3, 含水为48.2%。单井产液速度10~320 m3/d。在研究期间, 耗气104.7×104m3/d, 单井耗气约0.952×104m3/d, 气油体积比为219。表2为一些高含水稠油/特稠原油油井数据。应用设计软件分析了套管头压力随含水的变化情况, 图2为结果。BA2387井和BA2321井的计算套管压头力分别为11.3 MPa和12.1 MPa, 含水在80%~90%。现场数据显示, BA2387井产液156 m3/d, 含水为79%, 举升气速率为147.84 m3/d, 套管头压力6.8 MPa。BA2321井产液133 m3/d, 含水89.5%, 举升气注入速度227.72 m3/d, 套管头压力6.5 MPa。这两口井与计算相比, 井口举升压力相差约5~6 MPa。因此, 从商业软件衍生的关系式不适合高含水、低API原油。

5 关系式

许多在用关系式适合的黑油API至少小于17, 含水至少小于60%, 此关系式不适用于含水在50%~95%的低API稠油。即使采用黏度式, 也不能表现出实际的情况。实际上, 乳化后井眼的压力损失计算值不符合公式。Orkiszewski方法已用于气举中的流态预测和压力梯度计算, 但此方法只考虑了混合流的变化, 没考虑气体注入和能量补充。当外部气体注入后, 在阀门处形成油气水多相流, 需要新的能量平衡公式, 因此必须研发新的多相流预测公式。

分析30口高含水、低API油井的数据后, 认为含水在70%~80%时套管头压力需要用正确的修正因数。经研究确定修正因数值在0.5~0.6之间。根据此公式计算BA2387井的套管头压力为5.65~6.78 MPa, BA2321井的套管头压力为6.05~7.26 MPa。

API约为11, 含水在50%~95%的油井套管头压力用以下回归公式计算:

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这些例子证明, 高含水、低API稠油采用气举工艺开采不会产生乳化, 而且会增加套管头压力。即使发生乳化情况, 相对高的气体注入速度也会破坏乳化环境。另外, 随着含水的增加, 由于混合液的密度随着含水的增加而增加, 耗气量和套管头压力改变不大。

这一发现表明, 在开采高含水、低API稠油油藏时不需要破乳剂。在开采稠油或特稠原油时, 实际上气举是最好的举升工艺。

6 结论

(1) 气举流态不同于自然流态, 也不同于其他举升工艺产出液的流态。稠油在举升过程中在井眼内改变流态, 最有可能变成泡沫流。结果是混合液密度减小, 使气举工艺开采稠油成为可能。因此, 气举工艺是开采稠油或特稠原油的最佳选择。

(2) 已证实, 在委内瑞拉Intercampo油田, 在开采高含水、低API油藏中成功应用了气举工艺。并且, 没有观察到乳化现象, 而这在其他举升工艺中是不可避免的。

(3) 在用的多相流关系式不适用于气举工艺压力梯度和气举的摩擦损失计算, 也不能预测出正确的现场生产数据。本文推导出了正确的修正因数和回归方程, 其计算结果近似于现场实际数据, 但只是初步的接近, 需要根据进一步的研究和现场观察, 研发出更有意义的关系式。

气举井井筒温度场分布研究篇7

1 模型建立

模型建立的条件是:油井为垂直井;井筒中混合物为气液两相;气举阀前后的压差处于最优状况, 即压差等于阀阻压力。该模型同时考虑了注气温度、注气量、气举阀前后温度的降低等因素对井筒温度场的影响, 通过对温度、压力的循环迭代, 对气举井井筒温度场进行求解[2]。

确定传热系数, 包括气举阀下部从油管流体到地层的传热系数, 油管流体到环空井液的传热系数, 气举阀上部油管内外流体间的传热系数, 环形空间流体与地层间的传热系数[3]。

模型计算框图[4,5]见图1。

2 软件研制

综合一整套气举井井筒温度场分布计算模型和方法, 采用Visual Basic语言编制了气举井井筒温度场分布计算程序。整个软件采用人机对话方式, 界面友好, 操作方便[5]。

该软件主要分为数据录入模块、数值计算模块、数值结果输出模块及曲线输出模块四大部分。

1) 数据录入模块:载入已存在的基础数据或手工输入计算所需的数据。

2) 数值计算模块:这是整个程序的核心, 该模块按照录入的数据完成温度场分布计算, 并可以对注气压力、注气量等参数进行敏感性分析。

3) 数值结果输出模块:完成录入数据计算结果的屏幕输出或文件输出。

4) 曲线输出模块:绘制文件输出结果曲线。

该软件主要包括软件载入窗体、最优状况下数据计算窗体、产油量敏感性分析窗体、注气温度敏感性分析窗体、注气量敏感性分析窗体、注气压力敏感性窗体、注气时间敏感性分析窗体, 每个窗体又附带有曲线输出窗体, 见图2～图5。

3 功能介绍

通过研制开发的计算软件可以对气举井井筒温度场数据进一步分析, 研究其随产油量、注气量及注气压力等参数的变化趋势, 进而求得最优注气量、注气压力及气举阀直径。

3.1 最优状况下的井筒温度场分布

气举阀上部, 井筒温度大于环空温度;气举阀下部, 井筒温度与环空温度相一致。气举阀上下, 井筒温度、环空温度都有一定的温度突变, 井筒中变化较小, 环空变化较大。井筒中温度场曲线具有一定的直线性。

3.2 最优状况下的井筒压力场分布

气举阀上部, 压力梯度较小, 曲线近乎于呈直线变化;气举阀下部, 压力梯度较大, 曲线也近乎于呈直线变化。

3.3 井筒温度场随产油量的变化

在一定产量范围内, 随着产油量的增加, 井筒温度逐渐增加, 在图上显示为曲线逐渐向上偏移。井筒深度越小, 增加幅度越大, 但是同一深度下的增加幅度逐渐减小。到一定产量, 沿气举阀向上, 会出现曲线先向下偏移, 后向上偏移的现象。这是由于:产量较低时, 随着产量的增加, 注气量近乎于线性增长, 注气温度对井筒温度影响几乎保持一致, 而产油量越高, 经过一定井筒长度, 温度降低幅度越小;产量较高时, 注气量开始呈指数增长, 注入气体温度对井筒温度影响越来越大, 导致沿气举阀向上的一段距离内, 井筒温度曲线向下偏移;由于产油量越高, 经过一定井筒长度所产生的温降越小, 使得井筒温度曲线又向上偏移。

3.4 井筒温度场随注气量的变化

随着注气量的增加, 气举阀上部井段, 温度逐渐下降。在气举阀处下降幅度最大, 随着井筒深度的减小, 下降幅度逐渐减小, 直到下降幅度趋于0。这是由于注入气体温度较低, 注气量越大, 使得井筒温度降低幅度越大。井筒温度越低, 油管向环空中散热量越少, 使得越靠近井口的井段井筒温度下降幅度越小。

3.5 井筒温度场随注气压力的变化

随着注气压力的增加, 气举阀上部井段井筒温度逐渐降低, 温度曲线向下偏移。气举阀处降低幅度最大;随着井筒深度不断的减小, 降低幅度逐渐减小, 直至趋近于0。这是由于注气压力越大, 气举阀前后压差越大, 致使气体通过气举阀温降越大, 井筒中温度越低。井筒中温度越低, 向环空中散热越少, 随着井筒深度的减小, 井筒温度降低幅度也逐渐减小。

3.6 井筒温度场随注气温度的变化

注气温度对气举井井筒温度场分布影响不大, 主要集中在靠近井口井段, 注气温度越高, 该井段井筒温度越高。

3.7 井筒温度场随注气时间的变化

随着注气时间的增加, 气举井井筒温度逐渐增加, 这是因为地层热阻受注气时间影响, 注气时间越长, 地层热阻越大, 环空向地层散热量越少, 井筒温度越高, 但增加幅度逐渐减小。

4 结论

1) 注气点以上和注气点以下气举管柱传热系数相差很大, 所以在实际工程计算时必须分别予以考虑, 并且可以忽略油管和套管传热的影响。

2) 气举阀上下两井段, 温度梯度和压力梯度相差较大。气举阀上部, 温度梯度较大, 压力梯度较小;气举阀下部, 温度梯度较小, 压力梯度较大。

3) 通过对产油量的敏感性分析, 可以发现:在一定的产油量区间内, 随着产油量的增加, 注气量成线性增加。这段区间内, 井筒温度随着产油量呈线性增加, 这段区间可以认为是产油量最合理区间。

4) 随着注气量增加, 井筒温度不断下降, 对生产产生不利影响, 所以建议采用较小的井口压力, 以此来满足较小的注气量。

5) 通过对注气压力的敏感性分析, 可以看出, 在最优注气压力的基础上, 随着注气压力的增加, 气举阀前后温降呈直线增加, 导致井筒温度不断下降, 所以建议采用大孔径的气举阀, 以此来满足最优注气压力。

6) 注气温度对井筒温度场的影响主要集中在井口附近, 影响较小, 在实际生产中可以忽略不计。

7) 地层传热为非稳态传热, 随着注气时间的增加, 地层热阻逐渐增大, 使得井筒温度逐渐增大。