采气工艺

采气工艺（共9篇）

采气工艺 篇1

1 积液井现状分析

苏里格气田具有低渗、低压、低产的显著特点, 气田各区块都有不同程度的产水, 而气井井筒长时间积液是制约气井产能的一个重要因素。随着苏48井区的不断开发, 地层压力持续下降, 气井产量呈阶梯状逐渐递减, 井筒携液能力变差, 容易造成井筒严重积液, 进而影响气井产能的发挥。如何及时有效地对井筒排液是保障气井正常生产提高气井产能, 指导气田持续有效开发的关键因素。

通过对苏48井区生产过程分析可以知道, 导致苏48区块气井井筒积液的原因主要分为三类:

1.1 单井储层物性显示较好

沙体厚度连续超过8米, 气井投产时间短, 单井累计产量不高, 判断是由于外围高渗砂体规模小, 导致其套压变化较快, 即升的快降的也快。如果此类井位于富水区, 又没有足够的持续的能量携液, 即造成井筒积液。

1.2 静态显示较好, 投产时间较长, 累计产气量较高, 判断由于地质储层能量因气井生产时间较长损失较大

单井日产呈下降趋势, 井底凝析液积液逐渐增多, 导致井筒携液能力降低, 无法及时将井筒积液带出, 造成气井产能无法正常发挥。此类井属自然衰竭, 压力恢复慢, 高套压属假象, 是由于油管液柱造成的回压所致。

1.3 静态显示较差, 生产动态也较差

判断由于气井产量较低, 携液能力差, 加之地层能量下降快, 凝析液增多, 造成井筒积液严重, 气井产能下降。

针对苏里格气田以上三类气井积液成因不同, 而且与苏48井区目前正在开展的气井间歇生产试验过程也有一定区别。结合苏48井区单井间开试验可以对积液气井做如下分类处理:第一类井因气井外围沙体高渗透率沙体规模小导致单井套压受气井开关影响较大, 故单井套压因间歇开关可迅速恢复至较高水平, 因此一类井适用“短关短开”的间开生产制度利用气井套压对井筒积液进行生产, 可以避免井底水淹。第二类井因为气井底层能量损失较快, 气井自然产能递减严重, 气井压力恢复较慢, 井底压力很难在短时间内恢复, 因产气量少无法及时将井底积液大量带出, 但在较长时间关井过程中不会造成井底水淹, 所以适用“长关短开”的间开生产制度进行生产。第三类井因为气井地质储层物性较差, 气井单井产量比较低, 井底压力比较小, 凝析液比较多;因外围储层渗透率低, 井底压力波动传递很慢, 关井时短期内压降漏斗非常不容易发生变化, 地层流体会继续向井筒方向运移并积在井的底部, 容易出现井底水淹, 所以这种井适用“短关长开”间开生产。

2 气井积液对产能的影响

研究表明, 低渗透气藏渗流具有反渗吸启动压力特征, 即气井井筒积液在毛细管力作用下反向渗吸进人地层近井地带后, 气井再次开井生产需要一个启动压差, 该压差值随反渗吸水侵人深度的梯度称为反渗吸水锁启动压力梯度。气井近井地带r W~r L半径内形成反渗吸水锁堵塞后, 其启动压力梯度在整个半径内按线性分布, 大小由最大反渗吸启动压力梯度 (λig-max) 逐渐过度到常规启动压力梯度 (λ-sg) 。

对于不同的反渗吸水锁程度对气井产能进行分析结果 (见图3) 。随着反渗吸水锁程度的加大, 气井无阻流量及产能逐渐减小, 且在形成了反渗吸水锁后气井开井不再是一有压差就有产量, 而是表现为具有一定的启动压力现象。因此应尽量避免产水气井长时间关井, 且气井一旦积液停产, 应及时采取相应复产措施进行复产, 防止气井反渗吸水锁程度加剧, 影响气井产能。

3 积液井排水采气试验效果分析

目前, 该区块针对积液井开展的排水采气试验主要有泡沫排水采气、连续油管排水采气及柱塞气举排水采气三种。

3.1 UT-6型泡排棒排水采气试验

泡排棒排水采气工艺就是向油管内投入泡排棒或注入混合泡排剂的生产模式, 向积液气井井筒内加入发泡剂使之与气井井筒内积液混合, 在井筒内产生大量低密度含水泡沫, 可以有效降低气井井筒的能量损失, 减少液体的“滑脱”效应, 提高气井的携液能力。该工艺适用于日产液量小于等于100方, 井深小于等于3500m, 井底温度小于等于120℃;气流速度大于等于0.1m/s的气井。

通过对比分析苏48井区老井的生产情况, 选定了24口积液气井井进行UT-6型泡排棒排水采气试验。共开展单井泡排86井次/24口, 其中5口泡排效果显著, 累增气量82.9131万方, 其余19口气井泡排无明显效果。

泡沫排水采气主要是充分利用地层自身能量实现泡沫举升, 因其成本低、投资小、见效快;配套设备简单, 实施操作简便, 实施过程中不需特殊的修井作业及关井。

3.2 连续油管排水采气试验

苏里格气田生产气井油管尺寸和压力下的临界携液流量计算方法 (见表1) , 相对于常规的φ73.0mm、φ60.3 mm生产油管, φ38.1mm小直径油管的最小携液流量较低, 对于低产积液气井可有效提高气井井筒携液能力和产量。

连续油管作为生产管柱进行排水采气, 要选择适合气井实际状况的连续油管、连续油管作业车、悬挂作业操作窗、连续油管井口悬挂器、连续油管堵塞器及其他配套工具。成功的关键在于连续油管下入井筒内以后, 能否将连续油管悬挂在井口采气树装置上, 并将连续油管与原有油管的环形空间密封。连续油管作业车作为连续油管的运输工具和下入装置, 悬挂作业操作窗用于连续油管悬挂操作, 井口悬挂器用于连续油管的悬挂。

与泡沫排水采气措施相比, 苏48-X-X井安装连续油管以来, 油套压差由7.6MPa降至0.67MPa, 平均增产气量6200方/天, 试验取得了较好的成果。

4 总结

(1) 泡沫棒排水采气, 操作简便, 成本较低, 部分气井试验见效较快, 初步摸索按照2根∕周的周期进行试验, 在试验中也暴露出了由于受油管中井下节流器坐封于气层之上, 无法使泡排棒到达气层中深与积液充分反应的缺陷, 建议打捞井下节流器后再进行泡沫棒排水采气, 以便泡排棒到达气层中深与积液充分反应, 以气井带水生产连续且稳定均匀为宜, 继续加强后续试验周期和加注量的摸索;

(2) 4口井进行连续油管排水采气试验, 平均增产气量5000方/天, 试验效果较好, 但连续油管下入井内操作复杂, 要求能实现不压井作业, 气井具有一定自喷能力, 不适宜水淹井, 且成本较高;

(3) 2口井进行柱塞排水采气试验, 为使工作最佳, 每口井都需制订特定工作制度, 气井管理相对复杂, 目前还未摸索出相对成熟的柱塞排水采气试验经验, 后期试验建议先进行氮气气举排液, 再进行柱塞排水采气试验, 进一步加强柱塞排水采气试验规律摸索;

(4) 目前采取的泡沫排水采气、连续油管排水采气及柱塞气举排水采气等试验不同程度的取得了一定的效果, 有时候单一常规的排水采气工艺会受到很多条件的限制, 实施难度很大。可以综合考虑各工艺技术的适用条件和优缺点, 研究和应用在同一口产水气井采用两种或两种以上的排水措施维持气井生产, 采取复合气举排水采气工艺技术。对于低产低效井来说, 采用井口增压+泡排、气举+增压、气举+泡排、气举+增压+泡排等复合工艺排水采气技术, 以便更好的提高排水采气的效果。

参考文献

[1]川张春涛, 等.气田积液停产井复产工艺现状及后续工艺探讨团.石油化工应用, 2009, 28 (9) :54-69

[2]李怀庆, 等.积液停产气井排液复产的新方法田.天然气工业, 2001, 21 (1) :88-90

[3]张剑君, 等.长庆气田小直径管排水采气工艺技术田.断块油气田, 2000, 7 (3) :62-64

[4]黄艳, 等.气举_泡排组合排水采气工艺技术的研究与应用切.钻来工艺, 2001, 24 (5) :49-63

[5]赵粉霞, 等.长庆气田小直径管排水采气工艺技术田.石油钻探技术, 2003, 31 (6) :59-60

[6]李海波, 等.非常规排液技术在长庆气田的应用叨.石油钻采工艺, 201认32 (1) :112-11

采气工艺 篇2

前言

天然气在集输过程中，面对环境中地层压力、温度管线弯曲度等的变化，压力会忽高忽低。在以前的生产中，固定管线压力主要利用水套炉后节流调压阀，这种方法调压不稳定，当遇见产水井、产气不稳定井时，节流调压阀稳定压力作用较差，而且存在很大安全隐患。最近我站在采气工艺中充分发挥其创新思想，在原来的工艺基础上大胆改造，引进国外先进的完全自力式高压调节器，取得了良好效果。

KIMRAY完全自力式高压调节器

当压力调节器所要求满足的关闭压力超过300psi时，需要选择一套由高压马达阀和指挥器组合而成的高压调节器组合。供气压力调节器的装臵被加入以减小上游压力，直至到操作控制阀致动器的额定压力上。

组成：气动薄膜阀；指挥器；供气压力调节器；凝结水罐；仪表风管及接头。实图见图一

性能： 进口压力：Max.400PSI 出口压力：5-300PSI可调

图一KIMRAY完全自力式高压调节器

在一个减压调节的配臵里控制线路连接下游的，而阀则在压力开的模式操作。减压调节器是一个整装的装臵。当控制线路连接下游时，供应压力来源于上游。供气系统或配气系统

工作原理：在调节器内，只有指挥器和气动阀部分零件（剖面线部分）是活动部件。指挥器阀芯由两个紧紧连在一起的不锈钢小球组成。上游压力（红色）是指挥器的供气压力，同时，它也是气动薄膜上面的作用力。气动薄膜阀的面积是其阀座面积的2倍，这保证其正确的关闭。

指挥器的下阀口是气动阀薄膜下部作用力的入口（红色到黄色），指挥器的上阀口是气体排放口（黄色到蓝色）。指挥器弹簧作用在其活动部分的上部，同时，它与下游压力（蓝色）相平衡。

图二 内部结构

假设旋紧指挥器调整螺钉，压缩其弹簧，达到一个顶定压力。当下游压力（蓝色）太低时，指挥器弹簧压迫其活动部分向下移动，首先，关闭指挥器上部阀口（黄色到蓝色），接着打开其下部阀口（红色到黄色）。这允许上游压力（红色）进入气动阀薄膜下部（黄色）与上部压力平衡。此时，作用在其底部的上游压力的推动下，气动阀的阀座打开，下游压力逐渐升高。当达到设定值时，指挥气阀芯会同时关闭上，下两个阀口。

当下游压力超过其弹簧设定值时，指挥器活动部分会往上移动，打开其阀芯的上阀口，这允许从气动阀薄膜底部排放气体（黄色到蓝色）。当其薄膜底部压力减小后，气动阀口会向下移动，关小阀口，以保持下游压力与设定值相等。

这个无外排的，三通的指挥器阀芯，调整了气动阀膜底部的压力

（黄色）重新定位了气动阀的阀座位臵，以适应流量的变化。这种快速但稳定的反应，产生了真正的节流式调节作用。

供气压力调节器 为需要持续低压起源的气动元件和指挥器提供所需压力，其特点容易调整，內部泄放；其工作温度-18到93摄氏度

可移动式薄膜依靠对所需流量快速的反应提供恒定的下游压力。薄膜阀座组件可以上下移动以回应出口微小的所需流量的变化，薄膜阀座的移动改变喷嘴和尼龙阀座组件的间隙，从而补偿所需流量的变化。

结论

采气站在原来水套炉出口的针型调压阀之后，高低压紧急切断阀之前安装了完全自立式调压阀，同时也在进站总机关撬的放空管线上安装了该阀。这样连同各设备上的安全阀、井口人员的定时查巡就形成了在生产运行中的五大安全保障。生产工艺中管线压力稳定，即便是面对突然断电等突发事故，自立式调压阀也能自动泄压，安全放空节约繁重的人工调压成本，加强了安全保障，初步实现远程控制压力，为将来实现全面的远程控制，自动化采气工艺积累经验。

涡流排水采气工艺理论研究 篇3

涡流排水采气技术既可应用于气井井下作业, 也可应用于地面输气, 是一项非常有发展前途的排水采气新技术。井下涡流排水采气的工艺原理是基于改变流体介质流体的运动方式, 使原有的垂直向上紊流流态变为使流体流动截面积减小的螺旋状向上涡旋层流, 这有效降低油管的流动摩阻与滑脱损失, 充分依靠气体自身膨胀能量提高流体的携液举升能力。

涡流排水采气工艺在长庆气田和大庆气田庆深气田已经有应用。“长庆石油报9月1日讯:8月27日, 2具DXR (可打捞式) 井下涡流工具在苏14-×-×井的投放完成。苏14-×-×井在投放涡流工具前已表现出明显的积液特征, 平均日产气量0.72万立方米, 投放涡流工具后, 套压开始下降, 有明显出液现象, 产量增至1.2万立方米”。“庆深气田采气分公司首次采用“涡流排水”新技术, 对升1-1井进行作业, 取得了良好效果”。长庆气田陈勇、张书平、吴革生等已于2010年申请了实用新型专利《气井井下涡流排水采气工具》 (申请号201020605046.3)

1. 涡流排水采气实验情况

典型井, 如苏14-11-38井

试验前0.7×104m3/d;试验初期产气量4.9×104m3/d;10月2日产气量降至0.7×104m3/d, 增产效果持续了36天, 累计增产70.8431×104m3;

试验前油套压2.87/8.75MPa, 压差5.88MPa;试验初期油套压为3.60/4.10MPa, 压差减小至0.5MPa, 9月4日后套压上涨, 至11月17日油套压2.82/8.67MPa, 压差5.85MPa;10月23、27日, 11月10日实施3次泡排作业 (1:3、300L) , 套压下降0.53MPa, 气量变化较小。

二、涡流排水采气工艺设计参数的优化

1. 涡流排水采气工艺设计中所需要的基本参数

涡流工具的几何参数包括:规格 (mm) 、最大外径 (mm) 、螺旋 (mm) 、导流槽宽 (mm) 、螺旋角 (°) ;工艺参数:涡流流态维持率 (%) 、涡旋环膜流膜厚 (mm) 。

涡流排水采气工艺设计参数:下入级数、涡流流态维持率 (%) 和投放深度 (m) 。

2. 涡流排水采气工艺设计流程

(1) 确定DXR井下涡流工具规格、参数

DXR-打捞式井下涡流工具, 设置在专用油管短节或油管节箍内, 通过钢丝投放作业。可用于直井和定向井。根据井基本数据及生产情况, 选用涡流工具型号, 并安装。

(2) DXR涡流工具投放深度设计

根据井下涡流工具平均有效作用深度2280m, 为提供涡流流态接续, 确定工具套数。

涡流流态维持率δm=δd/δ0, δ0:涡流工具出口涡旋环膜流膜厚;δd:井深d处涡旋环膜流膜厚。

一级下入深度靠近气层, 根据井筒情况取;二级下深根据环膜流流态发展规律, 当涡旋环膜流膜厚δd衰减到初始膜厚δ0的5%设定为涡流有效距离。根据井筒流体流速变化, 考虑摩阻损失和持液率间优化, 取δm=20%为第二级涡流接续点。

3. 涡流排水采气工艺设计参数的优化

对涡流排水采气工艺设计参数的优化, 重点在于工具下放位置、两级螺旋角的选取和涡流工具的外径三个参数上。

工具下放位置涡流工具应放在井下气相流速最高的位置。而气井气相流速沿井深的分布并不是单调的, 并与产气量、水气比有很大的关系。从临界流速分析图来看, 可见低水气比时气相最高流速位置在井底以上百米左右的位置, 而高水气比时气相最高流速位置却在井口, 但放在井口是无意义的, 这也就说明涡流工具的向放位置需要具体分析, 也说明涡流工具适用于低水气比的井。

据气田实际, 一级涡流工具的下深在靠近气藏位置, 后续计算用井深以上100m处。

(1) 两级螺旋角的选取

为了平衡涡流和垂向流速和径向流速, 一般涡流工具螺旋角都会采用45°左右的设计, 当然流速高的井角度可以大些, 反之小些。可见涡流工具螺旋角度甚至有调节气井压力和流速的作用。

如果采用两级涡流工具, 一般来说一级工具的下放处的气相流速会高一些, 如要与二级工具产生相同的涡流强度, 则其螺旋角可调大一些 (>45°) , 实际工程中也是这样, 14-11-38井就采用得1级55°, 2级47°的设计。

(2) 涡流工具的外径

涡流工具下放后, 气体沿环空流动, 流动横截面积变小, 流速增加, 紊流趋势加重, 摩阻加大, 所以也有一个类似于优选管柱排水采气那样的最径外径问题, 或者某类产量的气适合哪种尺寸的工具的问题。

小结

(1) 调研气田涡流排水采气工艺的应用情况, 调研了涡流相关文献

(2) 对涡流排水采气工艺设计参数的优化, 提出了重点在于工具下放位置、两级螺旋角的选取和涡流工具的外径三个参数上, 具体为:

涡流工具应放在井下气相流速最高的位置, 低水气比时气相最高流速位置在井底以上百米左右, 而高水气比时气相最高流速位置却在井口。

为了平衡涡流和垂向流速和径向流速, 一般涡流工具螺旋角都会采用45°左右的设计, 流速高的井角度可以大些, 反之小些。如果采用两级涡流工具, 一般来说一级工具的下放处的气相流速会高一些, 如要与二级工具产生相同的涡流强度, 则其螺旋角可相对调大一些。

涡流工具下放后, 气体沿环空流动, 流动横截面积变小, 流速增加, 紊流趋势加重, 摩阻加大, 所以也有一个类似于优选管柱排水采气那样的最径外径问题。

摘要：本文通过对涡流排水采气工艺理论的研究, 进一步分析研究了其工艺设计参数的优化。对寻找适宜该类型气井排水采气改良工艺有一定的借鉴意义。

关键词：涡流,排水采气

参考文献

[1]申芳.苏6井区气藏开发动态分析与产能评价[D].西安:西安石油大学, 2011.

采气工初级试卷 篇4

采气工初级操作技能考核试卷

线

此

过

超

准

不

题

答

生

考

考件编号:注意事项

一、本试卷依据2001年颁布的《采气工》国家职业标准命制。

二、请根据试题考核要求，完成考试内容。

三、请服从考评人员指挥，保证考核安全顺利进行。试题

1、手动注油枪加润滑脂操作（1）考核时限 a)准备时间：1min（不计入考核时间）

。b)正式操作时间：5min

。c)提前完成操作不加分，每超时1min从总分中扣5分，超时2min停止操作。（2）操作程序 a)拉出活塞拉杆旋转90°并固定好。b)拆下注油枪泵头。c)润滑脂添加至加料筒内,将注油枪泵头装到注油枪加料筒上，放下活塞拉杆。d)将注油枪泵头处油嘴对正阀门注脂器（黄油嘴），并适当用力将注脂器（黄油嘴）钢珠推入。e)上下均匀用力压动手柄，给阀门注入润滑脂。f)加足润滑脂后，转动阀门手轮。g)润滑脂注入完毕后，清洁归位。h)填写相关记录。（3）考核规定及说明 a)活塞拉杆未固定好之前，不能拆下泵头。b)润滑脂加入筒体体积的1/3，即可使用。c)对阀门加注润滑脂时，润滑脂的加入量以旧的润滑脂全部被替换出为合格。（4）考核方式说明 a)本项目为室外实际操作，考核过程按评分标准及操作过程进行评分。（5）考核技能说明 a)本项目主要测试考生对注油枪添加润滑脂及阀门加注润滑脂操作技能。试题

2、绘制采气曲线（1）考核时限 a)准备时间：考生提前15min进入考场（不计入考核时间）。b)正式操作时间：90min。c)提前完成绘制不加分，到时交卷。（2）操作程序 a)预先绘制好纵坐标、横坐标，并写好图名及相关图例。b)定好相应的曲线单位和在坐标上的规格。

c)绘制井口套压曲线。

d)绘制井口油压曲线。

e)绘制日产气量及累计产气量曲线。

13TS80523001-60106030150002

考件编号:

f)绘制日产水量、累计产水量曲线。

g)绘制日产油量、累计产油量曲线。

h)绘制氯离子含量曲线。

i)绘制工艺措施曲线。

j)绘制其他（天然气气温度、输压、生产时间等）曲线。

（3）考核规定及说明

a)绘制1个月的采气曲线，统一用27.5cm×40cm的标准计算纸，时间坐统一定

为每天1cm。

b)井口套压、油压以及真重测压值（关井或开井情况下测取）均需要在图上标出，真油用△，真套用○表示，数据点在三角形和圆形的中点上。在同一天内既有生产压力又有关井压力的情况下，应在图上标识出所有压力，但连线时仅连接生产压力。

c)工艺措施曲线包括气举压力、气举注入气量、气举返出气量、泡沫剂注入量等。d)图名必须有气田、井号、年、月。

e)生产数据为纵坐标，时间为横坐标。

f)各条曲线的坐标系应标明项目和计量单位，曲线应标明表示的内容，如套压、油压、日产气量等，取好单位比例。

g)各条曲线要求比例适中，曲线分布均匀，尽量避免曲线相交，保持曲线准确、清洁美观。

h)曲线的布局原则是压力曲线分布在最上部，产量曲线分布在底部，气水比、氯

离子含量曲线等分布居中。

i)各数据点在图上的误差不得超过0.5mm。

j)根据各井的具体情况确定曲线的条数与其他内容。

k)采气曲线颜色及线形表示：

1.套压—绿色；油压—红色；日产气量—蓝色；累计采气量—紫色；日产水量—黄色；生产时间—橙色；氯离子含量—青色；其他曲线可自行定义，要求在图例上标注清楚。

2.可根据实际情况，用不同的线形来区分各条曲线代表的项目。总的原则是日产量（气或水）用柱状线表示，累计产气量、压力、气水比等曲线用折线表示。l)图例要求：图例位于图纸的右上角，图例内容包括曲线名称、对应的线形、颜

色、单位。例如，套压——MPa。

m)曲线的数量和数据完整、准确。

n)按照考核要求绘制采气曲线。

（4）考核方式说明

a)本项目为室内实际操作，将所给定的生产数据进行曲线的绘制。

（5）考核技能说明

a)本项目主要测试考生对气井生产曲线的绘制能力。

试题

3、更换阀门密封填料操作

（1）考核时限

考件编号:

a)准备时间：5min（不计入考核时间）。

b)正式操作时间： 20min。

c)提前完成操作不加分，每超时1min从总分中扣5分，超时5min停止操作。

（2）操作程序

a)准备用具、材料。

b)关闭上、下游控制阀切断气源，全开闸阀，开放空阀泄压为零。

c)缓慢松填料压盖螺栓，注意观察填料及压盖是否向上移动，取出填料。d)测量填料规格尺寸，将填料端部剪成30°～45°斜口，抹上黄油。

e)第一圈填料压入后再加第二圈，圈与圈之间的接口应错开90°～120°（注意

端部斜口必须搭接平整），加足为止。

f)紧固填料压盖螺栓，同时活动手轮，调节丝杆松紧适度。

g)关闭放空阀，开下流阀试压、验漏，合格后全开上、下游控制阀恢复流程。h)收拾工具，清洁场地，做好记录。

（3）考核规定及说明

a)根据阀门大小、工作条件、安装位置等选用规格、性能合适的填料，填料宽度

应与填料函一致或稍大1～2mm。

b)装压填料的工具不能有锋利的口子，以免割坏填料，划伤阀杆，影响密封。c)切割填料尺寸要准，断口整齐、交接面成30°～45°斜角。不允许切口有松散的线头和齐口、张口等缺陷，圈与圈之间的接口应错开90°～120°，填料要抹上黄油。

d)紧固填料压盖螺栓，同时活动手轮，调节丝杆松紧适度，并保持阀门开关灵活。e)对称上紧压盖螺栓，不要使压盖倾斜，以免填料受力不匀与阀杆产生摩擦；压

盖不应全部压入填料函，须留一定间隙；压盖压入填料函深度一般不得小于5mm。

（4）考核方式说明

a)本项目为现场实际操作，考核过程按评分标准及操作过程进行评分。

（5）考核技能说明

a)本项目主要测试考生对阀门石棉填料更换操作技能。

试题

4、CW-430双波纹管差压计记录笔不画线的处理

（1）考核时限

a)准备时间：1min（不计入考核时间）。

b)一人正式操作时间：12min。

c)提前完成操作不加分，每超时1min从总分中扣4分，超时3min停止操作考核。

（2）操作程序

a)准备工作。

b)停表。

c)用表门钥匙打开仪表门，将抬笔架抬起，取出记录图纸，换上卡片。d)故障原因分析。

1.墨水瓶无墨水。故障处理方法：加足墨水（墨水应在瓶的1/3～2/3内）。

考件编号:

2.墨水毛细管中有气泡，墨水虹吸现象受阻。故障处理方法：用一只手握住橡皮球泵，并用大拇指堵住橡皮球泵上通大气的孔，然后轻压橡皮球泵，向墨水瓶加压，以排尽气泡为止。

3.墨水内有杂质或墨水干稠不易流动，墨水蒸发变浓堵塞笔尖或微小脏物堵塞了笔尖或毛细管。故障处理方法：挤压墨水瓶，加压排堵；更换或过滤墨水后，清洗笔尖或毛细管。或给干稠的墨水加少量的蒸溜水。

4.墨水瓶上通大气孔被堵，虹吸现象消失。故障处理方法：疏通小孔。

5.毛细管有裂纹或挤压弯折；墨水瓶或瓶盖有裂纹。故障处理方法：更换毛细管。更换墨水瓶或盖。

6.笔尖与卡片接触不好，或记录笔与记录纸不垂直。故障处理方法：并调整笔尖与纸的距离和垂直度，使其良好的接触。

7.墨水瓶位置太低。故障处理方法：调整墨水瓶位置。

8.墨水瓶吸墨水金属管堵。故障处理方法：取出金属管清洗、并疏通。

9.记录笔堵塞、笔尖不平。故障处理方法：疏通或更换笔尖。

e)故障处理完后，然后轻压橡皮球泵，向墨水瓶加压，将墨水由笔尖滴出时，停

止加压。将卡片取下，换上所用的卡片。

f)恢复正常运行（启表操作、按开启CW-430双波纹管压差计操作步骤进行）,关

闭仪表门。

（3）考核规定及说明

a)抬起笔杆应使用抬笔架。

b)不能损坏记录纸的中心孔，否则记录的曲线不准确。

c)停表操作，按关闭CW-430双波纹管压差计操作步骤进行。

d)记录笔笔尖贴在卡片上不能太紧，否则影响计量。在笔尖处轻压表板，检查记

录笔与记录卡片的贴紧程度（以轻压时笔尖能离开记录卡片，松开时笔尖能接触记录卡片为合格）；若笔尖记录卡片接触不好，可轻轻上抬或下压弓形架，使之满足要求。

e)更换笔尖后要调时间弧线。（笔尖与时间弧线偏差不大于0.5mm）f)启表前要检查、调整仪表零位。

（4）考核方式说明

a)本项目为实际操作，考核结果按考核内容及评分标准进行评分。

（5）考核技能说明

低渗透气田采气工艺理论研究 篇5

1 常用的低渗透气田采气工艺技术

1.1 排水采气技术

1.1.1 泡沫排水采气技术

泡沫排水采气技术一般比较适用于那些日产气量超过3000立方米、日产水量不足1立方米的低渗透气田, 其技术特点是利用气井自身能量作为排水耗能, 使气井自身通过降低液柱比重而将水携出。该技术具有操作简单、成本较低的优点, 而缺点则在于需要周期性加药及随时关注生产过程动态变化, 以便随时根据实际情况调整生产制度。

1.1.2 抽油机排水采气技术

抽油机排水采气技术一般比较适用于那些日产气量超过2000立方米、日产水量超过4立方米的低渗透气田, 其技术特点是通过外界能量而举升出水, 整个排水过程无须消耗气井自身能量。该技术具有排水量无限制、管理方便的优点, 而缺点则在于一次性投资大和检泵周期短。

1.1.3 柱塞排水采气技术

柱塞排水采气技术一般比较适用于那些日产气量超过5000立方米、日产水量不足2立方米的低渗透气田, 其技术特点是消耗较大量的气井自身能量, 通过气井自身能量而举升出水。该技术具有排水彻底、成本较低的优点, 而缺点则在于对周边环境和管柱要求较为严格。

1.1.4 提捞排水采气技术

提捞排水采气技术一般比较适用于关井后再恢复生产前或是因种种原因而导致水柱将井压死的情况下, 其是通过周期性大排量排水来达到采气目的, 可有效解决井筒积液等问题, 具有操作方便、使用灵活、见效快等优点, 不过对管柱要求较严格。

1.2 气层改造技术

1.2.1 单压下层管柱

通过单压下层管柱的方式一者可以大砂量压裂, 工艺操作简单、安全可靠;其次可以通过Φ25-30毫米的喷嘴来进行高砂比压裂;再者还能够在压裂过程中验证上下层有无发生窜槽现象。

1.2.2 双封隔器选压

通过双封隔器选择性压裂任意一层的方式一者具有较高的耐温性和耐压性, 可以实现大砂量压裂;其次反冲砂能力强, 可防止砂卡;再者无复杂的管柱结构, 可以一趟选压多层。

1.2.3 预置式工作筒分层压裂

预置式工作筒分层压裂的方式采用了多道密封圈, 可以有效解决胶筒在高温、高压下易发生损坏的缺点, 提高了压裂的安全性和可靠性, 且预置式工作筒可以与对应的Φ114毫米作业管柱相配套。

1.3 气层堵水技术

在大部分已经开发的低渗透气田中, 大多数气井都产有一定量的层间水及同层水, 而根据这些水层的实际分布情况, 通过机械堵水和化学堵水等工艺进行采气的技术即为气层堵水技术。以可钻式封隔器对某低渗透气井底部水层的五口井进行封堵, 发现其中有四口井恢复了正常作业。另外专门针对低渗透气井上部产水层的封堵问题, 又研究出了一项上部分层堵水技术。一般情况下, 若出水层位明确, 则选择永久式封堵管柱;而若出水层位不够明确, 则选择可取式整体封堵管柱。

2 低渗透气田采气工艺的现状问题及研究方向

2.1 排水采气

在排水采气方面, 一者目前其的低压低产气井携水能力较差, 易在井底形成积液, 仅通过现阶段的泡沫排水技术无法彻底解决这一问题;其次亟需研究针对低产能较高气井和高产水量气井的有效技术, 以满足这两类气井的开采要求。

2.2 气层改造

在气层改造方面, 一者目前亟需研究耐高温、破胶彻底、易返排、伤害小的压裂工作液, 以满足深层气层、致密气层以及特殊岩性气层的压裂需要;其次亟需研究耐高温、高压且一次性能够压至少两层的压裂管柱;三者需要优化压裂方法, 以满足深层火山岩等的压裂需求;再者还需进一步研究二氧化碳及氮气泡沫压裂技术。

2.3 气层堵水

在气层堵水方面, 一者需要研究耐高温及抗15MPa以上压差的化学堵剂, 以适应深层气井堵水的需要;其次需要研究耐高温及耐35 MPa以上压力的工艺管柱。

3 结语

综上所述, 天然气是一种自然能源, 其在未来的能源战略中具有重要的地位和作用。为了满足实际需要, 必须要加强对低渗透气田的开采, 而为了提高低渗透气田的采气效率, 则必须要加强对低渗透气田采气工艺理论的研究, 并通过实践验证, 找出关键问题, 提出解决措施。

摘要：近年来, 随着能源事业的发展, 天然气开采工程愈发扩大, 同时低渗透气田的开采也愈发受到重视。我国有很多气田都属于低渗透及低产砂岩气藏, 对于这类气田的开采具有一定的难度, 为了更好地开采这类气田, 我国近十几年来不断研究和完善相关采气工艺, 目前已经研发出了排水采气、气层改造以及气层堵水等一系列低渗透气田采气工艺, 它们给我国低渗透气田的开采提供了很大的助力。本文主要针对低渗透气田采气工艺理论进行了研究。

关键词：低渗透气田,采气工艺,工艺理论,天然气

参考文献

[1]郭平, 景莎莎, 彭彩珍.气藏提高采收率技术及其对策[J].天然气工业, 2014, 02:48-55.

[2]张明禄, 樊友宏, 何光怀, 张宗林, 田建峰.长庆气区低渗透气藏开发技术新进展及攻关方向[J].天然气工业, 2013, 08:1-7.

采气工艺 篇6

关键词：增压,气举,排水

随着气田开发进入中、后期,地层压力不断降低,产水日益增多,排液成为维持气井后期生产的重要手段之一。现介绍一种BASI工艺(Backside AutoInjection technology)。它联合增压和气举2大工艺优势作业,在增压开采的同时自动地进行气举生产,排液效果极佳;该工艺不需要提供气举源,施工不受地理、地貌的影响,克服了施工中气举源受限的问题,大大地节约了生产成本;并且BASI工艺完全适合水平井的排液,是解决当前水平井排液难题的一种有效方式。该工艺已在加拿大、美国气田得到了成功试验及推广应用,取得了较好的经济效益。现场证明BASI适用于直井、水平井的排液。

1 BASI工艺原理

BASI工艺应用于无封隔器的气井中,不需要起出油管、安装气举阀及提供气举源。在无封隔器的气井中,连续注气排液会阻碍地层气体流入井中。而该工艺是在必要的情况下才间歇地进行注气,排出液体后则停止注气,因此地层气体能更自由地进入井筒。

油管的产出气被吸入一个单级往复式井口压缩机内,通过减小开井压力,降低井底流压,增大生产压差,提高气体流速使之高于临界携液流速,把积液携带出井口。压缩机的吸气口前有一个压气罐,用来收集产出液,然后将其输送至储罐或销售管线的下游。

压缩机排出的高压气体被输送入油套环空或销售管线,这由2个对油压敏感的导阀控制的进气阀来控制。其中一个常关,它是控制油套环空进气,而另一个常开,它是控制销售管线进气。

在该工艺中,油管压力被用来调控注气过程。其关键在于设定开始油压,即压缩机的吸入压力,大约在0.07～0.34MPa之间。设定的开始油压决定了压缩机对销售管线及油套环空的排气量,它低于销售管线的压力。在生产期间,当油压低于设定的开始油压时,该井进行气举排液:关闭销售管线进气阀,打开油套环空进气阀。高压气体被注入井中,混合液密度降低,积液被排出井口,产气量增加,油压回升至设定的开始油压。此时,气井停止排液:关闭油套环空进气阀,打开销售管线进气阀。当油压传感器再次监测到油压低于设定的开始油压,气井又开始下一轮循环排液,该过程完全自动化。

2 现场实例及应用效果

BASI工艺已在美国、加拿大等多口气井中得到应用,其中包括直井和水平井。这些井的产量都低于临界携液产量,井口压力与管网压力持平。采用BAIS工艺后,它们都成功地排出井筒积液,提高了气井产量。在现场大多情况下,50Hp橇装压缩机被安放在拖车上,可灵活的移动。压气箱的储液容量±157.39t/d(±100桶/d)。相比销售管线,压气箱将产出液输送至储罐会更为高效。以下是其中的几个实例。

2.1 直井应用典型

1井是加拿大Gething Pool的一口直井,射孔段在2 230～2 237m之间,油管尺寸60.33mm(2讙變″)。该井初始产气量高于28.32×104m3/d。2007年6月,该井产气量降至0.28×104m3/d以下,采用柱塞气举生产,直至2008年5月,安装BAIS系统。

实施BASI工艺后,油压从1.38MPa降低至压缩机的吸入压力,即设定的开始油压0.28MPa,管网压力仍为1.38MPa,套管压力从2.59MPa下降到1.03MPa。气产量从0.39×104m3/d上升到1.13×104m3/d,临界携液产量仅为0.61×104m3/d该井目前气产量高于临界产量,气井连续排液生产(见表1)。

2.2 水平井应用典型

(1)2-H井是美国Woodford Shale的一口水平井。在直井段内,60.33mm(2讙變″)的生产油管末端开口,下至井深2 944m处。射孔段在测量深度2 946～3 456m之间。初始气产量超过3.68×104m3/d。2008年8月,该井产气量降至0.27×104m3/d,产液量2.046t/d(13桶/d),开井油压1.03MPa,套管压力2.41MPa,管网压力0.97MPa,临界携液产量1.22×104m3/d。

此时,采用了BAIS工艺。安装BAIS后,压缩机将油压从1.03MPa降低至设定的开始油压0.12MPa,管网压力仍稳定在0.97 MPa。套管压力从2.41MPa降至1.72MPa,产气量从0.27×104m3/d上升到0.79×104m3/d,产液量3.935t/d(25桶/d),临界携液产量仅为0.45×104m3/d。该井目前实际产气量高于临界产量,气井连续携液生产(见表2)。

(2)3-H井是美国Woodford Shale的一口水平井。在直井段,60.33mm(2讙變″)的生产油管末端开口,下至井深2 626m处。射孔段在测量深度2 717～3 037m之间。2007年,初始产气量为1.59×104m3/d,开井油压1.20MPa。2008年8月,该井产气量0.45×104m3/d,产液量3.935t/d(25桶/d),开井油压1.00MPa,套压2.41MPa,管网压力0.97MPa,此时,安装BAIS系统。

实施BAIS工艺后,开井油压从1.00MPa降低至的设定的开始油压0.12MPa,产气量上升至0.71×104m3/d,产液量5.666t/d(36桶/d),临界携液产量0.48×104m3/d。该井目前气产量比临界携液产量高出0.23×104m3/d,气井连续携液生产(见表3)。

3 BASI工艺在国内气田应用前景初探

随着开发进入中、后期,地层压力降低,出水量逐渐增多,井筒积液严重,影响气井稳定生产,是大多数气田普遍面对的一大难题。例如,在川西气田,这类井所占比例高达80%。因此排液成为维持气井后期生产的重要手段之一。常规的排水采气工艺有泡排、优选管柱、柱塞气举等,但它们已不能满足维持气井正常生产的需求:随着气井能量下降、泡沫剂使用次数增加,泡沫排水采气效果越来越差;优选管柱排水工艺需更换采气管柱,作业过程中需要压井,因此存在一定的风险;柱塞气举对气井管柱结构、采气量、产水量及气井的能量均有一定的要求,使用范围极为有限。BASI工艺结合了增压和气举2大工艺优势同时作业,能高效地排出井底积液,实现气井连续携液生产,大大提高了采收率。该工艺不需要提供气举源,不受地理、地貌的影响,大大节约了施工成本。并且,现场多次应用证明,BASI工艺完全适用于水平井的排液,是克服水平井排液难题的一种可行方式。因此,该工艺具有较强的技术优势,在国内气田应用前景良好。

4 结论及认识

(1)BASI工艺联合增压和气举2大工艺的优势作业,在增压开采的同时自动地进行气举生产,排液效果极佳。

(2)BASI工艺不需要提供气举源,施工不受地理、地貌的影响,克服了施工中气举源受限的问题;并且,BASI工艺完全适合水平井的排液,是解决当前水平井排液难题的一种有效方式。

(3)BASI能高效地排出井底积液,实现气井连续携液生产,具有较强的技术优势,在国内气田应用前景良好。

参考文献

[1]Ted D.Garner.Backside Auto-Injection System[M].Oklahoma:Pro-duction and Operations Symposium,2009.

[2]William G.Elmer.New Single-Well Standalone Gas Lift Process Fa-cilitates Barnett Shale Fracture-Treatment Flowback[C].Oklahoma:Production and Operations Symposium,2009.

[3]Steven A.Pohler,William D.Holmes.Annular Velocity Enhancementwith Gas Lift as a Deliquification Method forTight Gas Wells withLong Completion Intervals[D].Pennsylvania:Unconventional GasConference,2010.

[4]John Yilin Wang.Novel Completion for Effective Deliquification ofNatural Gas Wells[C].Ooklahoma:Production and Operations Sym-posium,2009.

[5]Y.Li,J.Liu.Simulation and Optimization of Continuous Pig Lift Sys-tems[C].Ooklahoma:Journal of Canadian Petroleum Technology,2008.

[6]钱伯章,朱建芳.煤层气开发与利用新进展[J].天然气与石油,2010(4):1-6.

苏里格气田排水采气工艺技术分析 篇7

苏里格气田是中国石油2001年在鄂尔多斯盆地苏里格地区获得的天然气勘测的重大突破。苏里格气田是"中国之最", 其天然气地质储量规模达到5000亿立方米以上, 其中2000年达到探明程度的为2204亿立方米 (可采储量1632亿立方米) , 而预测最终可累计探明储量在7000亿立方米以上, 比此前我国最大的整装优质天然气田---作为西气东输主要源头气田的克拉2气田 (探明储量为2506.10亿立方米) 多出一倍以上, 将跻身世界知名大气田之列。综合资料表明, 苏里格气田具有含气面积大、储量高、气层物性好、单井产量高等主要特点, 最高日产气量达到120万立方米, 平均近60万立方米。是中国现已开采和已探明中最大储量的气田。

中国石油近年多次提高了苏里格气田的产量, 其中最大的一次是在2009年, 这家中石油旗下最大的气田年产量被提高了百分之50以上, 日产量则达到了1500万立方米, 为开采初期120万立方米开采量的10余倍。这充分说明这么多年的开采以后, 苏里格气田在其开采的效率境况上还是存在了问题的, 而其中最大的问题之一就是苏里格气田气井的低压低产。

对于勘测储量如此之巨大的天然气气田, 如何使其最大限度的发挥效率是摆在我们面前的最大话题。如果以现有的技术造成了气井的低压低产, 其中的部分气田就会由于产量很低不能满足气井完全携液生产的要求, 井底及井筒产生的积液造成地层回压择责增大, 并加重了液面下油, 套管的电化学腐蚀, 同时由于水侵, 水锁和水敏粘土矿物的膨胀, 使气象渗透率大大降低, 就会严重影响了气井的正常生产, 使得气田的最大效率得不到体现。所以针对苏格拉气田以及国内目前气田共同存在的气井低压地产的问题, 有必要认真探讨和研究现有的田排水采气工艺技术。

二、气田积液排水采气工艺技术

(一) 国内气田积液排水采气工艺技术现状

国外相对较早的开展了排水采气工艺技术的研究。为解决气井携液的问题, 前苏联, 美国的数十位学者就如何确定气井连续排液临界流速的问题展开研究, 从而使这一理论有了长足的发展, 使气井的开发效果得到了有效的提高。

(二) 国内排水采气工艺技术现状

相比与国外, 国内开展排水采气工艺技术的研究相对比较晚, 国内的排水采气研究以四川气田起步最早。90年代初国内气田才借鉴国外的成功范例, 针对气田的实际情况, 开展了各种排水采气的研究。目前, 国内的抽油机排水采气工艺技术对于低含硫, 栗挂深度小于1500m, 日排水量小于100立方米的气井抽油复产技术已基本过关。但因为起步较晚, 对于高含硫, 积液深度大于1500m的大型气田的气井抽油复产技术还是存在缺陷的, 还无法达到技术要求。

(三) 、排水采气工艺新技术

1、新型柱塞气举排液采气工艺。

柱塞气举是间歇气举的一种特殊形式, 柱塞气举管柱结构一般有两种:不加封隔器的开式结构和加封隔器的闭式结构.其井下部件主要有气举阀、卡定器、缓冲器、活塞等.地面有控制器、节流阀、捕捉器、防喷盒等.柱塞作为一种固体的密封界面, 将举升气体和被举升液体分开, 减少气体窜流和液体回落, 提高液体的举升效率.柱塞气举的能量主要来源于地层, 但当地层能量不足且有高压气来源时, 也可以通过向井内注入一定的高压气体将柱塞及其上部的液体从井底推向井口, 排除井底积液, 增大生产压差, 延长气井带液生产自喷期。新型柱塞气举排液采气工艺鉴于气田的开采过程中, 普通单管线柱塞排液工艺采液和排气用同一管线, 气井控制较差的情况, 从而创新出的一种新式柱塞气举排液采气工艺。这种工艺完全使排液和采气各行其路、自动控制。采用这种工艺, 一般的气井柱塞上下3-5次, 井底积液基本就可以排完, 完全不会产生老式柱塞气举技术所产生的问题。

2、连续油在排水采气中的应用。

在气井的开采中, 后期, 由于产层压力的下降, 水量增加, 原有生产管柱结构不合理, 产出水不能及时的排除, 从而出现气井停喷的状况。与常压并更换管柱相比, 下入连续油管为产生管柱, 可避免压井造成的气层伤害和油管断的风险, 作业简单易行, 气井恢复生产快。随着连续管技术的发展进步, 该项技术在排水采气中的应用日益广泛。用连续油管进行排水采气的主要优势在于:安装简单, 迅速, 安全可靠, 可不压井, 尽可能地减低对地层的损害并提高产量。3、同心毛细管工艺技术同心毛细管工艺技术是针对低压气井积液, 油气井防腐, 清楚盐柜等实际生产问题而研究出来的一种新型工具, 能够经济有效地解决上述油气井产生的问题, 降低生产作业费用, 提高作业并高产量生产。

4、井下气液分离同并回注技术。

自90年代以来, 国外注意到传统工艺在开采气田所存在的问题, 研究采用低污染, 低投入, 高产出的采气新工艺, 在改进分离设备上取得了长足的进步, 成功研究出了井下气液分离同并回注技术。国外现场试验结果表明, 采用气液分离器在井下进行企业分离, 使采到地面的水降低了一个数量级, 而对采气量基本无影响。井下气液分离同并回注技术可以大幅降低举升成本操作成本, 节约用水处理费用, 可长期延长开采期, 提高来收率, 减少环境污染, 提高投资效益, 具有简单经济的特点。

总结。对于中国国内最大日产量的天然气气田, 在开发的过程中, 合理的利用资源, 改进气田排水采气工艺技术, 严格气田的管理制度, 对最大限度的实现苏里格气田的生产效率, 降低环境污染, 提高生产水平都有着长足的影响。早日让苏里格天然气气田成为世界上技术最先进, 产量最高, 污染最少的现代化气田。

摘要：随着苏里格气田气井开采时间的不断延长, 气井低压、低产的特征表现越来越突出, 部分气田由于产量很低不能完全满足气井完全携液生产的要求, 井底及井筒产生的积液造成地层回压则增大, 并加重了液面下油, 套管的电化学腐蚀, 同时由于水侵, 水锁和水敏粘土矿物的膨胀, 使气象渗透率大大降低, 这严重影响了气井的正常生产。因此, 急需开展排水采气工艺技术研究。

关键词：苏里格气田,气田,排水采气,石油

参考文献

[1]邱晓威.苏里格气田[J].中国石油档案, 2003年05期.

徐深气田排水采气工艺技术探讨 篇8

1 气田概况

1.1 气井产水情况

统计20口短期试采井, 6口井见水, 占试采井数的30%, 出水量在7.68~98.28m3/d之间, 平均单井为32.3m3/d, 地层水矿化度较高 (总矿化度3240mg/l~16500mg/l) 。这部分气井投入开发后, 随着气层压力、产量下降, 气井携水能力降低, 必将面临排水采气的问题。

1.2 气井出水的危害

有水气藏出水后, 会对气井的生产造成严重的危害, 主要表现为:

1.2.1 边、底水快速锥进, 在气藏形成死气区, 导致采收率下降。

1.2.2 气井产水后, 降低了气相的渗透率, 在渗流过程中压力损失增大, 气井产量迅速下降, 提前进入递减期。

1.2.3 气井产水后, 油管柱内形成气水两相流动, 管柱内的阻力损失显著增大, 不仅气井过早停喷, 自喷期缩短, 而且由于气层中和管柱中压力损失增大, 将造成气藏废弃压力增高, 使采收率下降。

1.2.4 地层水中含有CO2等腐蚀介质, 易造成井下工具、设备管道腐蚀、磨损及穿孔等, 严重威胁气井的正常生产和寿命, 同时带来地层水处理问题, 这些都将增加技术难度, 降低经济效益。

2 徐深气田工艺适应性研究

2.1 国内外排水采气技术现状

国内外近三十年的研究探索, 排水采气技术逐步形成了优选管柱、泡沫、气举、机抽、电潜泵、射流泵、柱塞气举等[1,2]排水采气工艺系列技术。20世纪90年代以来国内外开发出了一系列新的排水采气工艺[3], 从单井排水采气工艺技术发展到单井排水与气藏工程相结合的多学科气藏整体治水技术, 同时进行了排水采气工艺技术与装备的系列配套研究[4,5]。

2.2 目前成果和认识

不同的气藏有着不同的地质特征和生产情况, 不同的工艺技术也都有其优点和局限性。立足徐深气田实际, 根据火山岩气藏特点确定适合自身的气藏排水工艺技术。

近年来, 针对深层气井产水问题, 通过开展多项室内研究和现场试验, 在排水采气技术上, 提高了泡排剂的耐温性能, 完善了泡排剂室内评价方法及现场加注工艺;研制了找、堵、调气举工艺管柱, 引进了配套工具;进行了一口井的电泵排水现场试验。同时还在中浅层气井上实验了机械和化学堵水的可行性。通过上述研究探索, 对各种工艺在徐深气田的适应性有了初步认识, 为气田的深入开发积累了宝贵的经验。

2.3 排水采气工艺适应性分析

实践证明排水采气工艺是治理水侵气藏最主要的措施。但不同的工艺具有不同的适用范围。因此, 选择理想的工艺实施成为有水气藏气井增产的关键问题。合理排水采气工艺的选择应从以下几个方面考虑:

2.3.1 排水采气工艺选型的地质基础

必须建立在气田地质和气藏工程研究工作的基础上, 特别是对储层、气水关系、气水开发动态特征、水侵特征和残余气分布等的认识, 才能避免盲目性, 取得好的治理效果。

2.3.2 排水采气工艺选型的动态因素

排水采气工艺选型主要考虑的动态因素是气井的地层压力和气水产量。依据现有排水采气工艺的适应条件及范围选择出较为适合的工艺类型。

2.3.3 工艺选型的其它因素

一是采气工艺的直接成本。二是酸性气体对工艺实施的影响。三是井况对工艺实施的影响。四是运转效率。五是工艺配套的繁简。

目前机械排水在防腐工艺、成本、运转效率、工艺配套、管理难度上还难以满足需要, 而泡排与气举两项排水采气工艺基本涵盖了不同产水量、不同深度的排水要求, 具有适应性强、受腐蚀因素影响小、投资成本低等优点, 具有较好的适应性和广泛的应用前景。因此确定将这两项技术作为徐深气田开发初期排水采气工艺的主要攻关方向。同时, 随着气田开发的逐步深入和对气藏地质特征、气水关系认识的进一步加深, 还应开展其它排水采气工艺配套技术的研究, 解决不同类型气井的排液问题。徐深气田排水采气工艺技术研究技术路线图, 如图1。

3 结论

徐深气田的排水采气技术处于起步阶段, 面临的问题较多, 结合气田实际情况, 下步还应该在以下几个方面开展研究:

3.1 进行小产水量深层气井的排水采气试验, 为深层的大规模开发做好准备。

3.2 完成现有几种工艺 (自喷、机抽、电潜泵、优选管柱、泡排) 的应用

机理研究、优化设计、优选最佳工艺措施和各种工艺各种工艺技术的技术经济界限。研制现有工艺优化设计及诊断软件。

3.3 进行气举组合排水采气工艺研究, 发展组合类型, 扩大适用范围。

参考文献

[1]刘琦, 蒋建勋, 石庆等.国内外排液采气方法应用效果分析[J].天然气勘探与开发, 20062, 9 (3) :44-45.

[2]Min Li.New view on continuous removal liquids from gas wells[J].SPE 70016, 2001.

[3]周际永, 伊向艺, 卢源.国内外排水采气工艺综述[J].太原理工大学学报, 20056, (36) 4:4-46.

[4]Min Li, Leisun Lei, Shilum Li.New View on Continuous RemovalLiquids from Gas Wells.SPE 70016, 2001.

采气工艺 篇9

1 气举—泡排复合排液采气

气举—泡排复合排水采气工艺采集成了气举与泡排二者单项工艺技术的优点, 起泡剂在井底与积液反应后生成密度低含水泡沫, 进而减小管柱内液体的表面张力、降低摩阻损失以及重力梯度, 对地层压力低、产水量大、无自喷能力井有很好的效果。该工艺带水能力较强, 带水的连续性、气井生产的稳定性好, 能够改善气液两相在井筒内的流动状况, 降低了井底回压, 增大了生产压差。但是, 对于边远井管理难度大, 必须具备高压气、水、电、卤水处理及注起泡剂、消泡剂等配套设备;对井身结构要求高, 只适用于同时满足气举和泡排两种工艺的气井。

2 电潜泵—气举组合排液采气

电潜泵—气举组合排液采气工艺是将气体由油套环空注入电潜泵上部油管, 地层水经电潜泵加压进入油管, 并在油管内地层气和注入气与地层水混合形成气水两相管流, 最终将地层水举升至地面。该工艺适用于大水量高气水比深气井, 而且该工艺启动压力、运行功率明显比单一举升系统低, 井下设备的选择范围较广;两个子系统互相独立, 一个系统失效时, 另一个系统能够以比较小的产量维持生产, 直到整个系统恢复正常;二者组合比较灵活, 可通过调整子系统的运行功率使整个系统达到最佳运行状态, 并防止系统超载。

3 电潜泵—毛细管泡沫排液采气

电潜泵—毛细管泡沫排液采气工艺是利用电潜泵抽汲井底积液, 在电潜泵欠载停机前半小时左右, 分别通过毛细管和油套环空注入起泡剂, 停机后关井恢复压力后放喷生产, 此时停止环空注入, 而毛细管连续注入。该工艺技术适用于产水量较大, 气井井筒通畅, 无堵塞的低产气井;大大提升了泡沫排水采气工艺的运行效率, 而且能够解决油、套管不畅通的井开展泡排工艺所遇到的问题;该技术加注工艺简单、方便, 并容易使井复活。

4 喷射泵—电潜泵组合排液采气

喷射泵—电潜泵组合排液采气工艺是将反循环喷射泵用油管连接在电潜泵下端, 喷射泵下端再接上封隔器, 目的是将油层和油套环形空间封隔, 生产时环形空间充满一定的液体, 喷射泵就是利用环形空间液柱压力作为动力, 然后将油层产出液吸入, 并举升一定高度, 再由电潜泵接替举升到地面。该工艺技术适合深井, 循环动力液不断地经过油井井底和口袋井中的电潜泵机组, 获得较高热量, 使循环动力液温度提高, 从而降低了原油粘度, 防止采油管柱结蜡, 油井免修期延长, 故有很好的热力开采特性。但该工艺也存在一些问题, 如电缆的高压密封问题、护罩的连接强度问题、喷嘴的寿命、气体影响、封隔器的可靠性等。

5 喷射泵—有杆泵接替排液采气

喷射泵—有杆泵接替排液采气工艺是由喷射泵系统举升和有杆泵系统举升组成, 进而实现两级接替举升。整个举升系统主要包括有杆泵系统、喷射泵系统和封隔器。首先由喷射泵将地层产出液举升到有杆泵能够正常抽汲的深度, 并确保有杆泵有一定的沉没度, 实现一级举升。然后由有杆泵系统再将地层产出液举升到地面, 进而实现二级举升。该工艺适应性较强, 对于高凝高粘油井, 易实现加温稀释。但该技术运行效率变低, 不适合深井举升, 免修期短。

6 电潜泵—有杆泵接替排液采气

电潜泵—有杆泵接替排液采气工艺技术先由电潜泵将地层产出液举升到一定的高度 (确保有杆泵有一定的沉没度) , 使得有杆泵能够正常抽汲, 然后再由有杆泵系统将地层产出液举升到地面。该技术成熟, 地面设备简单;排量范围广;可随时测试井底压力、液面等参数。但是该工艺也存在一些缺陷, 未能解决电潜泵的连续出油和有杆泵的半程出油之间的矛盾, 深抽后原油脱气对电潜泵和有杆泵的影响。

7 结语

一般情况, 有水气田采用单项的排水采气技术也能够有效的进行开采, 但是随着气田不断开采, 地层压力下降, 井筒积液严重。此时, 单一的排液采气技术无法满足气田开采, 必须选择排液采气复合工艺技术, 复合技术集中二者各种的优点, 具有更好的适应性, 能很好地有效地经济地开采气田。总之, 根据有水气田的实际情况选择合适排水采气工艺技术。

参考文献

[1]杨川东.采气工程[M].北京:石油工业出版社, 1997.

[2]黄艳, 谢南星, 谈锦锋.产水气井有效开采的工艺技术[J].钻采工艺, 2002, 25 (2) :24-27.