排水采气工艺

排水采气工艺（精选8篇）

排水采气工艺 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

排水采气工艺 篇2

工艺，是指加工制造产品或零件所使用的路线、设备及加工方法的总称。工艺可以是多样化的，它对成本和效率都会产生影响。

采气，是将地下含气层中的天然气采集到地面的工艺方法。须根据气藏情况布置钻孔，让气流顺利地从气井流到地面，并经处理后进入集气管网。

采气流程：把从气井采出的含有液固体杂质的高压天然气变成适合矿场输送的合格天然气的各种设备组合。

单井常温采气流程：在单井上安装一套包括调压、分离、计量和保温设备的流程，称为单井采气流程。油管出来的天然气经井口针型阀减压后进入保温套（水套炉）加热升温，再经节流阀减压到略高于输气压力后进入分离器，在分离器中除去液固体杂质后，天然气从分离器顶部出来经节流装置计量后从集气支线输出。分离出的液、固体从分离器下部放到计量罐计量后分别放入油罐和水池中。如果只产水不产油，则液体直接从分离器放到水池中计量后回注废井中，以免污染环境。为了安全采气，流程上装有安全阀和放空阀，一旦设备超压，安全阀便自动开启泄压，也可打开放空阀紧急放空泄压。对产水量大的气井，如果开井采气困难，可以先用放空阀排水，待水减少、压力回升后再关放空阀，把气输入集气支线。缓蚀剂罐中储存有缓蚀剂，以便向含硫气井定期注入缓蚀剂。

一般来说采气流程可以分为以下几大区域：井口区、保温节流区、分离区、计量区。

单井站采气工艺流程图

控制节流部分：其作用是开关井，控制气流，调节气量，提高天然气的温度，降低气流压力，防止水合物生成等。

分离净化部分：起作用是通过分离器等设备，将天然气中的油、气、水、砂等杂质分离出来，使气质较为纯净。

计量部分：其作用是测算天然气的流量，以及油、水量。单井采气流程的适用条件：

1）用于边远气井采气。气田边远部位一般井数少，如果要集中起来建集气站，则集气支线很长，浪费管材。

2）用于产水量大的气水同产井。产水量大的气井必须就地把水分离后输气，如果气水两相混输，输气阻力很大，导致气井井口压力上升，产气量减小，甚至把井“憋死”，出现水淹停产。

3）用于低压气井采气。由于低压气井井口压力低，集气干线的压力波动影响很大，单井采气可避免这种影响，保持产气稳定。

思考题：

1、单井流程由哪几部分组成？各部分的作用是什么？

2、画出一个单井流程的方框图。

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.

苏里格气田排水采气工艺技术分析 篇4

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5

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.

水平井排水采气工艺技术新进展 篇6

关键词：水平井,排水采气,井筒积液,工艺技术

水平井一般都存在垂直段、弯曲段和水平段, 但是它们不同的曲率半径和造斜率都直接影响到举升工艺的选择。由此将水平井按轨迹分为短半径水平井、中半径水平井和长半径水平井。对于短半径水平井, 曲率半径为30~100 ft (1 ft=30.48 cm) , 造斜率为60°~200°/100 ft, 在机械采气过程中, 只能把举升设备下在垂直段。因为短半径水平井的造斜率太大, 各种举升设备都无法顺利地通过弯曲段, 更不可能下在水平段。对于中半径水平井, 曲率半径为300~600 ft, 造斜率为10°~20°/100 ft, 可以把举升设备下在垂直段、弯曲段和水平段。对于长半径水平井, 曲率半径为800~3 000 ft, 造斜率为2°~7°/100 ft, 既可以把举升设备下在直井段, 又可以下在弯曲段和水平段。

1 电潜泵排水采气

1.1 工艺描述

电潜泵排水采气工艺[1]是采用随油管一起下入井底的多级离心泵装置, 将水淹气井中的积液从油管中迅速排出, 降低对井底的回压, 重新获得一定的生产压差, 使水淹气井重新复产的一种机械排水采气生产工艺。其工艺流程是在地面变频控制器的自动控制下, 电力经过变压器、接线盒、电力电缆, 使井下电动机带动多级离心泵作高速旋转。井液通过旋转式气体分离器、多级离心泵、单流阀、油管、特种采气井口装置被举升到地面排水管线, 进行计量并处理。井复产后, 气水混合物经油套环型空间、井口装置、高压输气管线进入地面分离器, 分离后的天然气进入输气管线集输。

1.2 工艺特点及应用情况

电潜泵排水采气时具有以下优点:排量范围大;扬程范围大;效率高;能最大限度地降低井底压力, 把气采尽。但天然气对泵的干扰严重, 容易造成欠载停机。

美国的OVYX能源公司在西得克萨斯钻了一口平均造斜率为12°/30.5 m的中曲率半径水平井, 使用的是5.12 in (1 in=25.4 mm) 套管。完井测试后选择了80.94 m3/d的电潜泵, 装在造斜点1 269 m深的垂直井段。因气锁改在水平段, 为使之安全通过12°/30.5 m的弯曲段, 采用了专用电泵。并辅以串联密封室及专用气体分离器、变频驱动电动机, 并下压力传感器测泵吸入压力。泵挂位置恰好在弯曲段尾部的水平部分, 比原挂位置深23.5 m, 采液量增加了50%。根据此口井经验, 该公司在另一口水平井中设计了一台水平安装的电潜泵。泵挂垂直深度2 147.2 m, 比上一台泵深152.5 m, 为减少泵的偏斜, 采用7 in套管。采用这种设计使气锁问题明显减少, 产液量上升20%。

2 有杆泵排水采气

2.1 工艺描述

有杆泵排水采气工艺[2]是针对有一定产能、动液面较高、邻近无高压气源或采取气举法已不经济的水淹井, 采用井下分离器、深井泵、抽油杆、脱节器、抽油机等配套机械设备, 进行排液采气的生产工艺。其工艺流程是将深井泵下入井筒动液面以下的适当深度, 柱塞在抽油机带动下, 在泵筒内作上下往复抽汲运动, 从而达到油管抽汲排液, 套管产出天然气的目的。杆式泵是最常见的人工举升方法, 也是斜井、水平井中最常使用的开采技术。为了顺利地把泵下入或通过长曲率半径井的弯曲段, 必须解决抽油杆和油管的摩擦问题。目前采用模压抽油杆导向器, 可降低磨损量。

如果杆式泵所在井段是弯曲的, 那么最好采用带挠性泵筒的泵, 如插入泵。弯曲的井筒剖面可能使抽油泵装置的组件变形, 因而使泵的工作复杂化。通过台架试验井的试验证明, 随着井斜角的增大, 泵阀的漏失量增加, 阀座过早磨损。当倾斜角为15°、45°和60°时, 泵排量将相应地减少10%、25%和40%。但是, 巴什基里亚许多油田的斜井开采试验证明, 将泵安装在井筒倾角40°以下的井段, 泵排量的变化非常小。抽油杆的免修期随着井筒倾斜的增大而增加, 但必须同时减小泵挂深度。

2.2 工艺特点及应用情况

有杆泵排水采气具有以下优点:安装和操作比较简单;生产连续稳定;排量范围大。其缺点为:排量受油管尺寸和泵挂深度的限制;对气液比高、出砂或含有硫化物或其他腐蚀性物质的井, 容积效率降低;抽油杆柱在油管中的磨损将损坏油管, 增加维修作业费用。

前苏联阿尔兰油气开采管理局曾选择150口井采用杆式泵进行开采, 井的最大倾角为0°~50°, 泵径为32~43 mm, 含水0~25%。为减小井下设备的摩擦力采取了两种技术措施:①在抽油装置上安装气动补偿器, 安装气动补偿器可减少水动力摩擦力, 由此可减少整个有杆泵的摩擦力;②采用带差动柱塞的杆式泵, 这种方法是当抽油杆柱上行时, 将井口和井筒倾斜组合段之间的液体段截断, 并分段上举到井口。

3 橇装小直径连续油管排水采气

3.1 工艺描述

橇装小直径连续油管排水采气[3]是先关闭采气井口主阀, 依次在采气井口顶部安装防喷器组 (1个单闸板或1个双闸板) 和防喷管柱, 并将确定长度的加重管柱与小直径连续管连接并装入防喷管柱内, 然后连接防喷器组、防喷管柱、密封管和注入头, 密封管加压密封。此时, 打开采气井口主阀, 检查井口密封状态, 当密封无泄漏时, 开始向井内下入管柱。下入过程中注意控制下入速度和管柱重力指示, 确保管柱重力指示线性增加, 直至管柱下入预定深度。然后, 根据工艺要求注入发泡剂开始排水采气。注剂完成后, 按工艺要求提升管柱, 同样注意观察管柱重力指示, 确保管柱重力指示线性减少。当工具起出至采气井口主阀后, 关闭主阀, 依次拆卸注入头、密封管, 起出加重管柱和注剂头, 然后拆卸防喷管柱和防喷器组, 恢复井口工作状态。

3.2 现场应用

纳59井井深3 096 m, 人工井底3 086 m, 1982年12月投产, 为低压高产井。该井分别在1985年和1990年进行了2次气举, 1997年第1次修井, 下入变频机组电潜泵排水, 至2006年先后4次修井。由于产水量小, 机组不能有效冷却, 采用间歇工作制。最近1次修井于2006年8月21日完成并投产, 至11月3日, 70 d分3次采气, 累计产气13 300 m3, 产水5 629 m3。纳59井油管规格64 mm, 套压5.6 MPa, 油压1.8~2 MPa。小直径管下入深度2 560 m, 注剂时间5 d, 累计注剂2 880 L, 累计排水600 m3, 累计产气34.5×104 m3, 平均产气6.9×104 m3/d。

4 气举排水采气

4.1 工艺描述

气举排水采气技术[4]是通过气举阀, 从地面将高压天然气注入停喷的井中, 利用气体的能量举升井筒中的液体, 使井恢复生产能力。该工艺适用于弱喷、间歇自喷和水淹气井。排量大, 日排液量高达300 m3, 适宜于气藏强排液;适应性广, 不受井深、井斜及地层水化学成分的限制, 可应用于斜井及水平井开采;适用于中、低含硫气井。该工艺设计、安装较简单, 易于管理, 是一种少投入、多产出的先进工艺技术。

多年来水平井的气举设计一直是采用与直井一样的设计方法, 在油管或油套环形空间内的压力损失计算也是用垂直管流的方法。由于在气举设计中设定了某些原有的安全系数, 所以该设计有时也可以成功地举升这些定向井的液体。有些安全系数忽略了气柱的质量, 而使用一个0.5 psi/ft (1 psi/ft=22.621 kPa/m) 的中和液体来代替像原油那样小于0.4 psi/ft梯度的中和液体。一般斜井气举施工的设计步骤为:①按井斜角确定垂直深度和测量油管长度;②计算所钻斜井的压力分布, 并将其转换成直井深度的当量压力;③采用常规方法计算压力分布来设计气举装置;④用常规方法确定间隙。随着井斜角的不同, 气举注气点将会发生变化。对相同的气举工作压力, 这些注气点将随井斜角的增加而提高。

4.2 应用情况

ExxonMobil公司在大斜度井中安装了气举阀, 目的是进行排水卸载, 由于采用单点注气的方式, 因此是一种高压气举。措施虽然实现了工艺目标, 但最大难题是在更换气举阀时不能准确定位与投捞, 无论是采用钢丝作业还是连续油管作业进行投捞, 都没有可借鉴的经验和标准的操作规程, 因此, 投捞失败是不可避免的。

5 泡沫排水采气

5.1 工艺描述

泡沫排水采气技术[5]是通过地面设备向井内注入泡沫助采剂, 降低井内积液的表面张力和界面张力, 使其呈低表面张力和高表面黏度的状态, 利用井内自生气体或注入外部气源 (天然气或液氮) 产生泡沫。泡沫是气体分散于液体中的分散体系:气体是分散相 (不连续相) , 液体是分散介质 (连续相) 。由于气体与液体的密度相差很大, 故在液体中的气泡总是很快上升至液面, 使液体以泡沫的方式被带出, 达到排出井内积液的目的。

5.2 优缺点及应用情况

该技术适用于低压、水产量不大的气井, 尤其适用于弱喷或间歇自喷气水井, 日排液量在120 m3/d以下, 井深一般不受限制。该工艺管理、操作极为方便, 且投资少, 效益高, 易推广, 是一种非常经济、有效的排液采气技术。

前苏联在克拉斯诺达尔、谢别林卡等气田大量地进行泡沫排液, 具有很高的成功率。如克拉斯诺达尔地区, 几年间处理井次达3 500次以上, 多采出天然气4×108 m3。美国在堪萨斯州和俄克拉荷马州气田用起泡剂施工了200口井, 成功率也高达90%以上。目前在我国四川新场气田已累计指导施工200多口井以上, 施工成功率高达95%以上, 增产天然气约41.1×106 m3。

6 分体式柱塞

6.1 工艺描述

分体式柱塞[6] (图2) 由两部分组成:一个空心圆柱体和一个圆球。生产时让两部分在不同时间下落, 使气体先后从球的两侧和圆柱体的内部通过。一旦圆柱体到达井筒底部, 它就会与小球发生撞击, 球就会进入圆柱的内腔。这时, 气体就只能在圆柱体的底部运动, 而不能穿过圆柱体, 运动的气流产生了推动力, 就会推动这个带有小球的圆柱体向上运动, 从而把液体举升到地面。到达地面时, 防喷管内带有一个铜棒, 铜棒撞击小球, 使小球与圆柱体分离, 小球就会下落, 然后再打开柱塞接收器释放空心圆柱, 这样就完成了一次循环。这样的一次循环需要5~10 s的关井时间, 这样短时间的生产间歇, 比较同等压力下常规柱塞气举, 产量有了很大的提高。由于减少了关井时间, 产量损失降至最小, 并且井底的积液不会回灌到储层中。这种连续排液的方法使井底不再存留液体, 从而减小了积液对气体渗流的影响。

6.2 应用情况

美国南得克萨斯州油田最初使用毛细管管柱进行排液, 取得了很好的效果, 但是随着井中凝析油的产生, 使毛细管管柱举升很难达到预期效果, 并且使用的化学剂 (起泡剂) 的费用也很高。2002年10月, 油田安装了分体式柱塞举升系统, 产量增加并一直持续稳产, 每天大约新增产量30 000~50 000 ft3 (1 ft3=28.317 dm3) 。早期使用毛细管管柱排液时, 需要注入化学剂, 每月要花费1 740美元, 现在使用分体式柱塞气举, 这项花费可以全部节省。

7 认识及结论

(1) 不同水平井排水采气工艺技术均有各自的技术特点、适用范围和经济优势。在油气田生产和排水采气作业过程中, 根据水平井井眼轨迹的特点, 对工艺的可行性进行综合评价和优选。

(2) 井眼轨迹对排液工艺影响分析表明:对于短半径水平井, 其造斜率过大, 举升设备只能下在直井段;而对于中、长半径水平井, 可优选排液工艺, 将举升设备下至斜井段。

(3) 分体式柱塞是一种新型的排水采气工艺, 具有比较广阔的应用前景。与常规柱塞气举相比, 它可以实现自动关井, 缩短了关井时间, 从而提高了气井产量。

参考文献

[1]ESPs provide practical lift for horizontal wells.The American Oil and Gas Reporter, 1990 (6) .

[2]朱其秀.国外大斜度井和水平井的采气 (油) 工艺技术[J].钻采工艺, 1998.

[3]张书平, 吴革生, 等.橇装小直径连续油管排水采气[J].天然气工业, 2008.

[4]Gas lift usage can horizontal well produc-tion.The American Oil and Gas Reporter, 1990 (6) .

[5]李士伦, 等.天然气工程[M].北京:石油工业出版社, 2008.

排水采气工艺 篇7

1.1 泡沫排水采气

泡沫排水采气的工艺原理是注入井筒内部起泡剂,待其被井筒内部产生的气流进行充分搅动后,积液密度便会大大降低,水气表面的张力会大大减小,最终基底井液自动转化成了泡沫状态的流动性液体,大大降低了举升的难度。

该技术要求气流速度必须达到0.1~0.2m/s才能将水举升至地面,与其余的采气工艺相比这个速度是很低的。由于气井协液量受到压力和温度的影响,而井口压力和温度一般较低,所以气井协液所需流量较大,并且会加大气体的密度。

1.2 速度管柱排水采气

为了达到预定的采气效率,完井速度管柱的设计必须要合理,以实现采气过程中对气井原始气体流量与压力的控制。随着气井井深的增大,气井产量在递减且地层压力不断下降,为了保证气井能够维持正常的生产,首先必须做好一系列基础性工作,包括气井内气体流动规律的把握、管柱尺寸的合理变更调整、恰当增产措施的运用等,以保证短期内采气效率的速度提升。此方法成本较高、返排效率低、井底易产生积液、安全性难以保证、管柱改造难度大。

速度管柱排水采气技术可以有效弥补上述传统技术的弊端,即通过采用小直径管柱,可以大大增加井下气液的流动速度,在管柱内悬挂井筒悬挂装置或地面悬挂器,当地层流体流入管柱内时,会出现油管超过过流面积的情况,这将大大增加过流截面上的流体速度,从而提升采气效率。

1.3 柱塞气举

柱塞气举技术的工艺原理是将柱塞放置于气液之间,作为其间的机械界面,气井的自身能量足以影响并推动柱塞,使其在油管内做规律性的“举液”运动,柱塞的存在可以阻止气体的上升与回落,降低气液“滑脱”的概率。此技术适用于低压低产井,通过运用自动化的柱塞气举技术,实现间歇开井,可以大大提升气井生产效率。

低压低产自喷井日产气量<50m3/d,井深在4000m以内,介质低腐蚀性采气环境,油气管管路畅通且自洁能力好。

2 适应性评价

2.1 泡沫排水采气工艺

榆林气田一般要求三甘醇循环液必须保持99.9%以上的纯度,在采用该工艺技术进行排水过程中,如果消泡不彻底则会大大降低分离器对气体与泡沫的分离效果,容易引起地层水进入脱水撬,污染循环液进而堵塞脱水撬。残留的消泡剂还会引起循环液的发泡反映,降低其纯度,降低脱水撬工作效率。

榆林气田气井具有瞬时产水量不稳定、不连续,气井与气井之间往往会产生很大的管线气水两相流态差异。为了缓解上述瞬时气水量不稳定、不连续的现象,需要按照日产水量均值计算瞬时气水量并以此作为消泡剂加注量的参考值,避免操作过程中连续、定量加注消泡剂反而会增大消泡难度。所以,榆林气田当前所采用的泡沫排水采气工艺中的泡沫排水仍需进一步改进,但是泡沫排水工艺在产水气井井口复产中的应用已经较为成熟,可以以此类推运用于其他环节。

2.2 速度管柱排水采气技术

在榆林气田采用F73mm油管的气井基本都能进行正常的协液生产,随着新气田的不断开发,那些位于气藏边缘的气井产能一般是较差的。故而需在新气井投产之前,进行管柱的优化,对于那些已经采用F73mm油管的新气井,可以考虑将其更换为小油管以保证连续且较高的协液性能。

2.3 柱塞气举技术

此技术具有无需消耗动力、井口控制自动化、无需使用消泡剂等特点且适用于气井产水量小的情况。结合榆林气田气井特点及工艺流程实际情况,该项技术较为适用,当前国内对于该项技术的理论基础、工艺设计优选、设备优化等方面研究成果颇为丰富,所以榆林气田适合进行柱塞气举技术的应用实验。

3 优选结果

根据上述对不同排水采气技术工艺原理的分析及每种技术适应性的评价可以看出,榆林气田属于积液不很严重的气井,较为适用的排水采气工艺为柱塞气举和合理协液生产技术,二泡沫排水采气技术亟待进一步改进与优化。而对于其中少数积液较为严重的气井而言,可以考虑邻井高压气举、“泡排加邻井高压气举”的复合复产技术、油套环空降压激动等技术。

摘要：在榆林气田开发过程中,部分气井先后出现了低压低产不良表现,主要原因在于气井产量较低无法满足协液生产的要求,很容易引发井底与井筒积液,降低采气效率。基于此笔者分析了常用的采气技术工艺原理,并对各类技术的适应性进行了评价。

关键词：排水采气技术,工艺原理,适应性

参考文献

[1]裘湘澜.气井排水采气工艺原理及应用[J].油气田地面工程.2010(5).

排水采气旋流器的固定装置设计 篇8

随着油气井的不断开发以及开采程度的不断深化, 含水气井的储气量不断减少, 气井所具有的能量也不断减小, 从而使得气体不能将井中的液体携带出来, 造成井中的积液问题。目前解决积液问题的方法很多, 涡流排水采气技术是一项由中国石油天然气集团公司于2011年引进的创新技术, 目前该技术已在国内一些气田应用, 如长庆、大庆以及苏里格气田等, 并且都取得了很好的效果, 具有广阔的发展前景。

1 目前涡流排水采气旋流器的结构

涡流排水采气技术主要由旋流器改变流体的运动方式, 促使积液获得更大的动能, 同时, 处于管壁的液体在流体卷吸力的作用下, 会上升更高[1]。

旋流器的结构简单, 制造成本低, 并且使用维护方便, 图1是旋流工具的结构简图。旋流器下放到井下, 依靠震击力, 使得旋流器的弹簧打开, 固定于油管的接箍处。通过实际应用, 此方法并不能使旋流器稳固地坐放到指定位置, 极易滑落和倾斜。

1.旋流体2.进液管3.锥体4.剪销5.弹性体6.弹簧销7.弹簧

2 涡流工具的安装程序及坐放原理

1) 设计、核实井下涡流排水采气工具的坐放位置。

2) 为了确保油管柱清洁, 并核实座节深度, 运行井下涡流工具前, 应使用通井规和刮管器通井。

3) 钢丝或测井电缆投放工具串连接在打捞头上部, 井下旋流排水工具通过钢丝或测井电缆缓慢、平稳下入油管柱。

4) 安装接箍挡环, 施工前, 用卡簧将接箍挡环下部的弹簧板卡住, 使弹簧板下端部保持收紧状态。

5) 当井下涡流排水采气工具下放到设计位置时, 上提钢丝, 卡簧弹开。下放钢丝, 旋流工具沿油管下滑, 接箍挡环在油管接箍处自动卡住[2]。

3 旋流器固定装置的设计

3.1 目前旋流器坐放时存在的问题

目前, 旋流器已经在一些油气田应用, 然而在投放工具中存在一些问题:在投放过程中, 旋流工具应沿油管下滑, 接箍挡环在油管处自动卡住, 然而, 由于弹簧销与油管接触面积小, 弹簧的弹力也不够, 使得旋流器不能稳稳地卡在油管的指定位置, 这将使得旋流器的作用大大减小, 甚至由于放不到指定位置而起不到任何作用。图2为目前旋流器的设计三维图。

3.2 重新设计的旋流器坐放装置

为使旋流器能够稳稳地投放到指定位置, 并且取出时也很方便, 对旋流器尾部的固定装置进行了改进设计:1) 在打捞头的顶部安装一个固定块, 它是与整个旋流体分开的, 它将通过钢丝与旋流器尾部的薄板连接;2) 在旋流器的尾部处, 首先需要将原来的旋流体自打捞头处到旋流器锥体底部开一个通孔 (见图3) , 打捞头上的固定块通过钢丝经过通孔与旋流器底部带有两个弹簧的薄板连接, 同时, 底部的卡槽是活动的, 在不受任何外力的作用下, 由于弹簧具有一定的预紧力, 且活动卡槽是活动的, 由于弹簧预紧力的作用, 使其保持打开状态, 见图4。

投放旋流器工具时, 打捞头顶部的固定块是活动的, 通过提起固定块, 拉伸底部的薄板, 从而使弹簧收缩, 带动下部的活动卡槽, 使其保持收缩状态, 从而能顺利地投放到井底, 见图5。

4 新装置的安装

以上是笔者基于现场应用, 对排水采气旋流器坐放装置的改进设计。在现场应用此设计时, 需要两根钢丝或测井电缆, 一根连接在打捞头上部的固定块, 一根连接在打捞头上。投放工具时, 两根钢丝或测井电缆一起下入井中, 到达指定安装位置时, 上提打捞头上的钢丝, 保持在指定高度, 松开连接在固定块外部上的钢丝, 使弹簧装置处于打开状态 (可参见图4) , 紧紧地卡在指定位置。如果想要取出旋流装置, 只需上提打捞头上的固定块, 由于其用钢丝连接尾部的薄板, 从而使弹簧装置收缩 (可参见图6) , 这样就可方便地将旋流器取出。

1.固定块2.弹簧装置3.连接薄板

1.固定块2.弹簧装置3.连接薄板

5 结语

本设计相比于现有旋流器尾部固定装置的设计, 有两大优点, 第一, 它更容易坐放到井底的指定位置, 并且稳固不易倾斜;第二, 它的提取更加方便和容易。

因此, 相信本设计在以后的应用中会有很大的发展。

参考文献

[1]魏航信, 职黎光, 吴伟, 等.基于旋流机理的排水采气技术研究进展[J].内蒙古石油化工, 2014 (7) :71-73.