对于低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的研究与应用.

1、对于低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的研究与应用 低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的研究与应用 摘 要靖边气田经过十多年的不断开发生产，地层压力逐渐降低，部分气井生产过程中进站压力已与集气系统压力持平，连续生产不能够进入集气系统，而不得不采用间歇开井生产。由于靖边气田储层物性差、非均质性强，且经过十余年滚动开发，造成整个气田压力下降不均衡，气田高低压气井相间分布，部分集气站高低压气井共存。正是这一开发现状为天然气喷射引流技术提供了应用条件，该技术主要是利用高压天然气经喷嘴后形成高速气流，在混合腔形成低压区，低压天燃气在压差作用下被吸入混合腔，与高速天然气混合，形成具有一定速

2、度的混合气流，在扩压段内完成升压的一种节能升压技术，其本质是利用高压天然气的所具有的机械能来提高低压天然气的压力，混合气的压力高于低压天然气的压力，但低于高压天然气的压力。该技术的应用可以延迟压缩机整体增压时间，具有良好的经济效益。关键词：低压天然气井；开采技术；研究目 录第一章 概述11.1气田现状11.2喷射技术国内外发展现状2第二章 天然气喷射引流技术理论研究52.1喷射器工艺原理及内部结构52.2喷射开采装置结构参数的确定5第三章 天然气喷射引流技术现场试验及效果分析133.1试验目的133.2试验条件133.3试验方案143.4试验结果分析153.5试验小结30第四章 喷射开采装置工

3、艺流程优化314.1第一阶段（从北9站到北12站）314.2第二阶段（从北12站到南24站）33第五章 结论及认识35低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的与应用论文导读：本论文是一篇关于低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的与应用的优秀论文范文,对正在写有关于压力论文的写有一定的参考和指导作用,：将音速的表达式带入上式，可得：用马赫数M（即气流速度与声速的比值）来表示，上式变为：（2-4）由式（2-4）可知，和符号始终相反，即当气体流速增加时，压力必然下降；压力升高时，则流速必然下降。2）几何条件：由不计位能和绝能条件下（无热交换本，延迟增压开采时间，具有良好的经济效益，为长庆气

4、田低压气井增压开采提供了一种新途径。第二章 天然气喷射引流技术理论研究2.1喷射器工艺原理及内部结构喷射器的工作原理：利用高压天然气经喷嘴后形成高速气流，在混合腔形成低压区，低压天燃气在压差作用下被吸入混合腔，与高速天然气混合，形成具有一定速度的混合气流，在扩压段内完成升压的一种节能升压技术，其本质是利用高压天然气的所具有的机械能来提高低压天然气的压力，混合气的压力高于低压天然气的压力，但低于高压天然气的压力。内部结构：天然气喷射装置的结构示意图如图2-1所示，其主要结构包括高压气喷嘴、低压气喷嘴、混合段及扩压段。2.2喷射开采装置结构参数的确定如图2-2所示喷射开采装置结构设计过程中需要确定

5、的主要参数包括一次流体喷嘴出口面积A1、二次流体喷嘴出口面积A2、混合段内壁面斜度d1、混合段入口至平直段长度L1、平直段长度L2、扩压段斜度d2及扩压段长度L3。图2-2 天然气喷射开采装置结构草图在给定的条件下进行喷嘴的设计，首先需要选择喷嘴的外形，即究竟取渐缩形还是取缩放形。在选定外形之后，还要按照给定的流量，计算其截面尺寸。全部设计的总原则是尽量使它满足气流膨胀所需要的条件，能保证气流得到充分的膨胀而产生尽可能多的动能。从力学的观点来看，要使气体按一定方向流动且流动可逆则需满足：压差；截面必须符合压力和比容的变化规律的特殊形状的通道。通过对嘴流能量方程式、连续方程式及热力学第一定律解析

6、式进行推导，可以建立嘴流流速变化和压力变化之间、流速变化与气流截面变化之间的单值关系，从而得到促进流速变化的力学条件和几何条件。1）力学条件：由不计位能和绝能条件下（无热交换和无机械功）的气体动力学热焓形式能量方程式 （2-1）式中 - 单位气体从外界吸收的热量；-喷嘴入口处单位气体的焓值；-喷嘴出口处单位气体的焓值；-喷嘴入口处气体流速；-喷嘴出口处气体流速。由热力学第一定律的解析式 （2-2）以上两式联立可得 （2-3a）或 （2-3b）或 （2-3c）式（2-3c）两端各乘以，右端分子分母均乘以，则：将音速的表达式带入上式，可得：用马赫数M（即气流速度与声速的比值）来表示，上式变为： （

7、2-4）由式（2-4）可知，和符号始终相反，即当气体流速增加时，压力必然下降；压力升高时，则流速必然下降。2）几何条件：由不计位能和绝能条件下（无热交换和无机械功）的气体动力学机械功形式下的能量方程式故 （2-5a）或 （2-5b）由微分形式的连续方程式 （2-6）将式（2-5b）代入上式简化后得因 故 （2-7）从上式可知，当流速变化时，气流截面积究竟是扩大还是缩小，不仅要看的正负，即还是，而且要看的正负，即流速是增加还是减小，或者说气流通过渐缩管还是扩压管。若气流通过喷嘴，此时气流因绝热膨胀、压力降低、流速增加，而气流截面变化的规律是：，亚音速流动，气流截面收缩；，音速流动，气流截面缩至最

8、小；，超音速流动，气流截面扩张。相应地对喷嘴的要求是：对亚音速气流要作成渐缩喷嘴，对超音速气流要作成渐扩喷嘴，对气流由亚音速连续增至超音速的要作成缩放喷嘴，即拉伐尔喷嘴。根据上面的理论，为了获得较低混合点压力，设计中，高压气进气通道采用超音速缩放喷嘴设计，低压气进气通道采用渐缩喷嘴设计。设计超音速喷嘴的目的是获得超音速气流，并且气流要均匀一致紊流度小。超音速喷管的设计可分为三部分：收缩段、喉部、扩张段。1）高压气喷嘴设计参数对于缩放喷嘴，需计算喉部面积、出口面积及渐扩段长度高压气喷嘴喉部面积 （2-8）式中 - 高压气体质量流量；-高压气喷嘴喉部气流密度；-高压气喷嘴喉部气体流速。已知高压气喷

9、嘴入口处压力、气流密度情况下，可根据式（2-9）确定 （2-9）式中 -气体的绝热指数。高压气喷嘴喉部气体流速，可由式（2-10）求取 （2-10）式中 -高压气喷嘴喉部气流焓值，可通过查取天然气物性获得； -喷嘴系数，取0.95。高压气喷嘴喉部的状态可通过数值逼近的方法确定，先根据其临界压比确定一个初始的临界压力，通过计算其速度，并与当地音速进行比较，如速度高于当地音速，则降低临界压力，如低于当地音速，则升高临界压力，如此反复直至最终获得其临界状态。高压气喷嘴出口面积 （2-11）式中 -高压气喷嘴出口处气流密度；-高压气喷嘴出口处气体流速。设高压气喷嘴出口处压力为，取略低于低压气的进口压力

10、以确保低压气能顺利进入。设低压气压力为，则有：，系数取值越小，进入混合段的高压气和低压气的流速越大，但其压力也相应减小；系数取值越大，进入混合段的高压气和低压气的流速也越小，但其压力也相应增大。考虑到高、低压气混合过程的需要及扩压段效率，该系数存在一个最佳值，可通过参数优化进行确定。已知高压气喷嘴的进出口压力情况下，即可确定其出口速度为： （2-12）式中及分别为高压气喷嘴入口端高压气体焓值及高压气喷嘴出口端高压气体等熵焓，可通过查取天然气的物性来获得，而为喷嘴系数，取为0.95。2）低压气喷嘴设计低压气的流动规律与高压气流动规律相比，情况更为复杂，主要表现在两个方面：一方面低压气喷嘴的流动截

11、面为环形，其截面积在流动方向的变化很大，由于存在内、外两个边界层，粘性效应的影响更加显著；另一方面在低压气喷嘴出口处，当混合点压力较低导致其压比小于临界压比时，气体在出口截面会产生转向膨胀，使得流动方向发生变化。对这种复杂的流动过程，目前尚未有人对其进行深入的研究。因此，对低压气喷嘴可先采用简单的无粘气体流动公式进行初步设计，然后 5 6 7 低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的与应用论文导读：本论文是一篇关于低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的与应用的优秀论文范文,对正在写有关于压力论文的写有一定的参考和指导作用,是在动量方程中没有壁面切应力的影响：(2-22)(2-23)(

12、2-24)上述方程组可通过数值模拟的方法求解，但其计算过程比较复杂。在本项目研究中采用与混合腔喉部相同的方法，在初步设计后，采用数值模再利用数值模拟结果对其进行修正。低压气进入混合区的通道内为亚音速流动，采用渐缩喷嘴，其关键参数为低压气通道出口面积低压气喷嘴出口面积设低压气喷嘴入口段、出口段压力分别为、，由质量守恒方程式中 - 低压气体质量流量； -高压气喷嘴喉部气流密度； -高压气喷嘴喉部气体流速。 -高压气喷嘴喉部气流密度； -高压气喷嘴喉部气体流速。可知其出口截面积为 （2-13）对于低压气喷嘴而言，其出口处气体速度和密度需要进一步确定。假定低压气与外界不存在热交换，即；则其能量守恒方程

13、为 （2-14）上式整理后得低压气出口速度为： （2-15）由上面公式可知，要确定低压气喷嘴的出口速度还需要计算出低压气出口的速度和密度，当低压气入口参数一定时，出口速度取决于低压气出口压力的变化，同时，低压气出口密度也取决于低压气出口的压力。因此在低压气入口参数和流量一定的情况下，低压气出口面积主要取决于低压气出口压力。而该压力的确定，在目前尚缺乏成熟的理论，也没有充分的实验数据，需要通过数值模拟和优化得到。混合腔包括渐缩段、喉部平直段及渐扩段，其主要作用是实现高、低压气体的充分混合及压缩，使混合气达到一定的出口压力。混合腔是天然气喷射装置的关键部件，其设计是否成功决定着装置的性能。高压气和

14、低压气的混合过程是在混合腔渐缩段和喉部的平直段实现。由于高、低压气体速度相差很大，且高压气体为超音速流，因此，最大程度的减少混合过程的不可逆损失，使高压气体的机械能尽可能多地转化为混合气体的机械能是该过程设计的主要目标。高压气和低压气喷嘴出口到混合腔喉部之间的部分采用渐缩形通道，这段距离的选取对于整个混合腔的设计至关重要。根据相关资料，渐缩段距离不宜过大。在该区域，高压气和低压气尚未充分混合，计算时可以假定高低气体在混合腔喉部开始混合，即在渐缩段存在高低压气的界面。对高、低压气分别给出其质量守恒方程：及，其中为高压气的面积份额。在渐缩段共存在两种作用力，它们分别是高低压气之间的作用力及低压气与

15、壁面的剪切力。由高压气和低压气的动量微分方程式（2-16）和（2-17）： （2-16） （2-17）其中、分别为高低压气界面剪切应力和壁面剪切应力，、分别为某位置处界面周长和通道周长。由于该过程气体流速较大，故气体与壁面之间的热交换可以忽略不计，仅考虑两股流体之间的热量交换，因而其能量守恒微分方程为： （2-18）该渐缩段的长度对天然气引射有重要影响，影响到高低压气的能量交换及其混合过程，且该部分可能出现激波等现象，目前由于缺乏成熟理论，且无缩段长度最佳值的充分的实验数据，因此，在初步设计后可通过数值模拟进行优化。高低压气经过混合腔渐缩段后进入喉部，并逐渐混合，至混合腔出口端充分混合。则其相

16、应的质量、动量和能量守恒方程分别为： (2-19) (2-20) (2-21)其中分别为混合后的天然气平均密度和平均速度，为壁面剪切应力，e为天然气内能。喉部区域的入口条件可以通过渐缩段模型的求解获取，结合壁面剪切应力等参数的计算公式或者实验关联式，喉部区域的数学模型也可以进行求解，但在实际计算时往往难以实现，因此在装置设计后期，需通过对初步设计进行数值模拟和优化，以得到相应的最优混合腔喉部直径和长度。高低压气经过混合腔喉部后已经充分混合，在扩散段中的流动为亚音速，流速逐渐下降，压力逐渐升高。该部分的控制方程与喉部相同，只是在动量方程中没有壁面切应力的影响： (2-22) (2-23) (2-

17、24)上述方程组可通过数值模拟的方法求解，但其计算过程比较复杂。在本项目研究中采用与混合腔喉部相同的方法，在初步设计后，采用数值模拟的方法，对混合腔的倾角和出口直径进行优化，得到其最佳设计参数。第三章 天然气喷射引流技术现场试验及效果分析3.1试验目的在喷射引流技术理论研究基础上，进行喷射装置变工况性能测试及给定配产情况下，被引射井喷射生产能力试验，旨在掌握喷射装置的变工况性能，用于指导实际生产，并验证间歇气井可通过喷射装置长期、连续、稳定生产。3.2试验条件喷射引流试验共涉及集气站2座，单井6口，试验前期各单井运行参数及生产现状详见表3-1。表3-1 喷射引流试验井运行参数及生产现状统计表站

18、名类别井号生产时间h油压MPa套压MPa进站压力MPa日产气量104m3/d产水量t/d备注北9引射井G4-102417.217.416.88.060.75被引射井G2-7246.68.26.01.000.50定期关井恢复压力G2-867.19.86.30.500.10北12引射井G05-1524 15.4 16.1 14.0 8.04 0.60 被引射井陕1498 6.0 11.6 5.6 1.02 0.20 间开陕1786 5.8 7.45.6 0.52 0.10 间开图3-1喷射引流试验工艺流程示意图喷射工艺流程操作步骤：第一步：系统充压-打开闸阀7，对喷射装置充压至系统压力；第二步：低

19、压井投产-打开闸阀5或闸阀6；关闭低压气井进总机关闸阀；第三步：高压井投产-打开闸阀4；关闭闸阀1；第四步：系统调节-通过节流针阀1调节高压气井配产；通过节流针阀2或节流针阀3（若两口低压气井同时投产，则调节节流针阀2、节流针阀3，注意两个节流针阀的配合调节），调节低压气井配产。图3-2 喷射引流试验工艺流程现场实物图3.3试验方案33.1变工况性能测试所谓变工况性能测试就是在试验过程中，通过改变高压气、低压气进入喷射装置的压力，掌握高压气流量、低压气流量、引射率及其装置内混合点压力等参数的变化规律，以便于指导后期试验及生产，使喷射装置处于最佳工作状态。2007年至2008年末，相关工艺技术人

20、员分别在5座集气站开展了变工况性能测试，各试验方案具体如下：试验一（北9站）：通过控制加热炉后节流针阀，分别使高压井G4-10进入喷射装置的压力8、10、12、14、15MPa，低压气井G2-7进入喷射装置压力2.5、3、4、5MPa，开展变工况现场试验，并记录流量、压力等参数 5 6 7 低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的与应用论文导读：本论文是一篇关于低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的与应用的优秀论文范文,对正在写有关于压力论文的写有一定的参考和指导作用,值。试验二（北12站）：通过控制加热炉后节流针阀，分别使高压井G05-15进入喷射装置的压力8、9、10、11、12

21、、13MPa，低压气井陕178进入喷射装置压力2、2.5、3、3.5、4、4.5、5MPa，开展变工况现场试验，并记录流量、压力等参数值。33.2连续生产能力试验观察、记录引射井、被引射井进站压力、进站温度、一次节流后压力、一次节流后温度、一次节流后流量以及日产气量等工艺参数，及时调整相关工艺参数，确保喷射装置长期处于最佳工作状态。并通过试验前后生产数据对比，进行低压间歇气井连续、稳定喷射生产能力评价。3.4试验结果分析北9等5座集气站喷射装置变工况性能测试结果详见表3-23-6表表3-2 北9站喷射引流装置工况性能表G4-10压力MPaG2-7压力MPa混和压力MPaG4-10气量104m3

22、/dG2-7气量104m3/d引射比%845.23.00.93055.23.21.337102.55.24.00.72035.24.01.23045.24.01.64055.24.02.255122.55.24.70.81835.24.71.22645.24.61.53355.24.81.735142.55.25.70.81435.25.71.11945.25.81.62755.25.92.034152.55.26.10.81435.26.21.01745.26.61.52355.26.71.828表3-3 北12喷射引流装置工况性能表G05-15压力（MPa）陕178压力（Mpa)G05-1

23、5流量（104m3/d）陕178流量（104m3/d）引射比（%）844.751.50324.54.752.665654.754.5095935.320.4893.55.321.412645.322.64504.55.323.787155.324.6788102.55.950.46835.951.67283.55.952.494245.953.35564.55.953.976755.954.44751126.560.66102.56.561.442236.562.19333.56.562.714146.563.48534.56.564.076256.564.60701227.181.07152

24、.57.181.782537.182.25313.57.182.773947.183.44484.57.183.965557.184.61641317.850.23327.851.04132.57.851.672137.852.26293.57.852.823647.853.39434.57.853.945057.854.46571）高压气流量变化规律分析试验结果表明，各工况下高压气流量基本上只与高压气压力有关，低压气压力对其影响很小。图3-3图3-7分别给出了北9等5座集气站喷射试验中高压气流量随高低压气压力的变化曲线。由a图可以看出，高压气流量随高压压力的增加近似呈线性增大，且在整个试验范

25、围内，二者保持良好的线性关系。从b图可以看出，高压气压力不变时，高压气流量始终近似为一条水平直线，不随低压气压力的变化而变化。 (a) （b）图3-3 高压气流量随高、低压气压力变化曲线(北9站)(a) （b）图3-4 高压气流量随高、低压气压力变化曲线（北12站）本试验中所采用的高压喷嘴为缩放喷嘴，对于尺寸确定的缩放喷嘴，当其进出口压小于临界压比时，高压气流量计算公式如下：由公式可知，由于绝热指数k、喷嘴的喉部截面积均为常数，因此，通过该喷嘴的流量只与入口高压气参数、有关，而与低压气参数无关。2）低压气流量的变化规律分析图3-8图3-12分别为北9等5座集气站喷射试验中高低压气压力变化对低压

26、气流量(即引射流量) 的影响曲线。从图（a）可以看出，低压气流量随高压气压力的递增先增大后减小。以北12站为例，当高压气压力PH约为1112MPa时，低压气流量变化趋势由递增转为递减。一般情况下，随着高压气压力的增加，高压气流量增大，相应的引射量（低压气流量）也增大。但当高压气压力高于某特定值时，随着高压气进口压力的进一步增大，喷嘴出口的压力升高，此处的低压流体与喷嘴出口流体的压差降低，低压流体进入喷射装置的驱动力变小，最终导致引射量减少。鉴于该变化规律，在天然气喷射装置实际运行时，不能盲目提高高压气的压力。从图（b）中可以看出，随着低压气压力的增大，低压气流量近似呈线性增加。这是因为随着低压

27、气压力的增加，低压流体与高压气喷嘴出口流体的压差增加，低压流体流入喷射装置的驱动力变大，从而低压流体的引射量增大。(a) （b）图3-8 低压气流量随高、低压气压力变化曲线（北9站）(a) （b）图3-9 低压气流量随高、低压气压力变化曲线（北12站）3）混合气流量的变化规律分析图3-13图3-17分别给出了北9等2座集气站喷射试验中高压气和低压气混合后总流量的变化曲线，从图中可以看出，混合总流量随高压气压力的增大而增大，其关系近似为二次曲线；随低压气压力的增大而近似呈线性递增。(a) （b）图3-13 混合气流量随高、低压气压力变化曲线（北9站）(a) （b）图3-14 混合气流量随高、低压

28、气压力变化曲线（北12站）4）引射率变化规律分析图3-18图3-22分别给出了北9等2座集气站喷射试验中喷射装置引射率（即低压气流量与高压气流量的比值）与高低压气压力之间的关系曲线。由图（a）可知，在试验范围内，装置引射率随高压气压力增加呈先增大后减小趋势变化，这与低压气流量变化规律基本一致。以北12站喷射装置为例，当高压气压力PH约为1112MPa时，装置引射率变化规律由递增转变为递减。从图（b）可知，随着低压气压力增大，引射率近似呈线性增加。这是由于当高压气压力保持不变时，高压气流量亦不变，此时若低压气压力增加，则低压流体与喷嘴出口流体压差变大，低压流体流入喷射装置的驱动力增强，从而引射量

29、增加、引射率增大。(a) （b）图3-18 引射率随高、低压气压力变化曲线（北9站） (a) （b）图3-19 引射率随高、低压气压力变化曲线（北12站）5）装置内混合腔压力的变化规律在试验中，对混合腔的压力进行了测量，测点选取在混合腔平直段中间位置处。装置混合腔压力与高低压气压力关系曲线如图11和图12所示。由图3-23图3-26可知，混合腔压力随高压气压力、低压气压力的增大变化复杂，在不同高压气压力和低压气压力范围内变化趋势不尽相同。随高压气压力的增大，混合腔压力可能呈减小或先减小后增大变化趋势；随低压气压力的增大，其可能出现减小、先减小后增大或增大等变化趋势。试验发现，混合腔压力测量值只

30、能在一定程度上反映高低压气混合过程某点的压力值，而不能准确反映混合过程中压力最小值。同 5 6 7 低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的与应用论文导读：本论文是一篇关于低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的与应用的优秀论文范文,对正在写有关于压力论文的写有一定的参考和指导作用,0余天，日均产气量增幅达31.9%，阶段累计增产天然气40.86×104m3，后因流量计故障，改走正常流程生产。2）间歇井G2-7井被引射井G2-7于2007年12月9日开始喷射引流试验，试验前后生产情况如图3-26和表3-8所示图3-26G2-7井喷射试验前后进站压力和产气量变化曲线表3-8G2

31、-7井试验前后生产数据对比表生产阶段油压MPa套压MPa时，在不同工况下，混合腔内最低压力点位置随高、低压气压力的变化而变化，因此在实际试验中很难实现混合腔最低压力数值的准确测量。 (a) （b）图3-23 混合腔压力随高、低压气压力变化曲线（北12站）变工况测试结束后，各引射气井先后进入连续稳产试验阶段，现将各单井试验结果分析如下1）间歇井G2-8井G2-8井试验前间歇生产，每天生产6小时，日产气量0.5×104m3左右。试验后该井采用连续生产制度生产，试验情况详见图3-25和表3-7。 图3-25 G2-8井喷射试验前后进站压力和产气量变化曲线 表3-7 G2-8井试验前后生产数

32、据对比表对比油压MPa套压MPa生产时间h/d平均日产气104m3/d累计产气104m3试验前（257天）7.01060.51（0.499）128.26试验后（257天）3.77.8240.75（0.658）169.12*日均产气为扣除非正常关井天数后所得平均值，括号内数据为按实际天数计算所得日均产气量。由图3-25和表3-7可看出：通过喷射开采装置生产后，间歇井G2-8开井时率大大提高，由25%骤增至100%，进站压力最低为2.2MPa，实现了间歇气井连续、稳定生产的预期目标。截至目前，除地面管线堵塞关井外，该间歇气井共连续生产250余天，日均产气量增幅达31.9%，阶段累计增产天然气40.

33、86×104m3，后因流量计故障，改走正常流程生产。2）间歇井G2-7井被引射井G2-7于2007年12月9日开始喷射引流试验，试验前后生产情况如图3-26和表3-8所示 图3-26 G2-7井喷射试验前后进站压力和产气量变化曲线表3-8 G2-7井试验前后生产数据对比表生产阶段油压MPa套压MPa进站压力MPa平均日产气104m3/d累积产气104m3阶段1（喷射36天）7.58.55.70.7025.15阶段2（原流程25天）6.38.15.50.5714.13阶段3（喷射116天）5.46.94.81.04119.89阶段4（原流程78天）5.67.25.40.6752.56阶

34、段5（喷射35天）5.36.94.80.8830.63G2-7井试验后生产共分为五个阶段：第一阶段：喷射流程生产，同期试验井G2-8地面采气管线水合物堵塞频发，导致进站压力较低，2.5MPa左右，因此，G2-7井只能节流生产，产能未得到充分发挥，生产36天后恢复原流程生产；第二生产阶段：原流程生产，后因进站压力降低，日产气量降至0.455×104m3/d，生产25天后，重新进入喷射流程生产；第三个阶段：喷射流程生产116天，其中站内检修关井26天；第四个阶段：为进行对比，G2-7关井恢复压力后走原流程生产，后因产量持续下降，转为间歇生产，每天生产10小时，日产气0.552×

35、104m3/d；第五个阶段：喷射流程生产。不同流程生产结果对比如下：原流程生产阶段（阶段2和阶段4）：日均产气量0.6474×104m3/d；喷射生产阶段（阶段1、阶段3和阶段5）：日均产气量0.9394×104m3/d，增产效果明显，日均增产天然气0.292×104m3/d，累计增产54.604×104m33)间歇井陕149井 图3-27 陕149井喷射试验前后进站压力和产气量变化曲线表3-9 陕149井喷射试验前后生产数据对比表对比项油压MPa套压MPa生产时间h日均产气量104m3/d累计产气量104m3低配产连续生产试验（23天）7125.40.

36、60*13.97喷射试验后（27天）3.810.72.60.8623.31 *0.60为扣除关井恢复压力天数外的日均产气量。 从图3-27和表3-9可以看出：低配产连续生产试验：该试验阶段气井进站压力下降较快，连续稳产效果不理想。配产1.0×104m3/d连续生产，8天后产量降至0.52×104m3/d，于是配产0.5×104m3/d连续生产，7天后产量降至0.38×104m3/d，后关井恢复压力。喷射试验：连续、稳定生产27天，日均产气量0.86×104m3/d，并且在进站压力1.6Mpa情况下，气井仍可连续生产。2008年7月17日至11月

37、23日由于地方修路导致陕149井关井，恢复正常生产后于12月12日倒入喷射流程生产，目前日均生产天然气0.935×104m3/d。4）间歇井陕178 图3-28 陕178井喷射试验前后进站压力和产气量变化曲线表3-10 陕178井喷射试验前后生产数据对比表对比名称生产时间油压MPa套压MPa进站压力MPa日均产气104m3/d累计产气104m3实验前（163天）67.911.46.20.5081.91低配产试验（26天）247.08.16.60.6216.11试验后（163天）243.36.92.80.79129.14从图3-28和表3-10可以看出采用喷射开采工艺后间歇井陕178开

38、井时率的大幅增加的同时，日均产气量变为0.79×104m3/d，与试验前相比较增幅达57.2%，增产效果显著。且当进站压力降至1.2 Mpa时，气井仍能维持正常生产状态。5）间歇井G21-20试验开始后，气井G21-20通过喷射装置生产共经历了两个阶段：连续生产阶段（08年8月28日至10月27日）和间歇生产阶段（08年10月27日至今，每天生产12小时）。试验前后生产情况对比如图3-29和表3-11所示。图3-29 G21-20井喷射试验前后进站压力和产气量变化曲线表3-11 G21-20井试验前后生产数据对比表对比生产时间h油压MPa套压MPa进站压力MPa平均日产气104m3/

39、d累计产气104m3试验前（间歇，60天）67.410.85.30.356421.38实验后（连续，60天）244.88.02.90.428925.73试验后（间歇，31天）124.46.72.20.372911.56从图3-29和表3-11可以看出，通过喷射开采装置，气井G21-20由间歇生产转为连续生产，开井时率大幅提高，连续生产60天，正常生产情况下进站压力最低降至1.6 MPa，但由于气井本身产能低下，油、套压下降速度较快日均增产天然气仅0.725×104m3/d。为探索更合理的生产制度，试验后期气井G21-20采用间歇制度生产，增产幅度较小。6）间歇井G21-22图3-30

40、 G21-22井喷射试验前后进站压力和产气量变化曲线表3-12 G21-22井试验前后生产数据对比表对比生产时间h油压MPa套压MPa进站压力MPa日均产气104m3/d累计产气104m3试验前（间歇，35天）89.210.85.90.377713.22试验后（间歇，35天）127.88.83.50.651922.82从图3-30和表3-12可以看出，虽然被引射井G21-22试验后仍然采用间歇制度生产，但开井时率由之前的33.3%增大至50%，日均增产天然气0.2742×104m3/d，增幅72.6，增产效果异常显著，截至目前，累计增产天然气9.6×104m3。7）间歇井乌

41、24-5井乌24-5于08年11月13日进入喷射装置生产，采气曲线和试验前后生产情况对比如图3-31和表3-13所示。图3-31 乌24-5井喷射试验前后进站压力和产气量变化曲线表3-1 5 6 7 低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的与应用论文导读：本论文是一篇关于低压天然气井高效开采喷射引流技术在靖边气田的与应用的优秀论文范文,对正在写有关于压力论文的写有一定的参考和指导作用,3 Pa套压MPa进站压力MPa日均产气104m3/d累计产气104m3试验前（45天）126.688.745.40.507022.82实验后（45天）244.306.923.710.807036.32从图3

42、-31和表3-13可以看出，采用喷射开采装置生产后，间歇气井乌24-5已连续生产45天（其中不包括非正常关井天数），日均产气量0.807×104m3/d,与试验前相比较产量增幅达59.2%，生产稳定、增产效果显著。当进站压力降至2.4Mpa时，气井仍能维持正常生产状态。8）间歇井陕179井陕179于08年11月19日进入喷射装置生产，采气曲线和试验前后生产情况对比如图3-32和表3-14所示。图3-32 陕179井喷射试验前后进站压力和产气量变化曲线表3-14 陕179井试验前后生产数据对比表对比生产时间h油压MPa套压MPa进站压力MPa日均产气104m3/d累计产气104m3试验

43、前（38天）59.8713.906.780.420415.9752试验后（38天）245.828.783.320.505619.2128从图3-32和表3-14可以看出，采用喷射开采装置生产后，间歇气井陕179开井时率由20.8%增加至100%，连续稳产38天（其中不包括非正常关井天数），日均产气量0.5056×104m3/d,累计增产天然气3.2376×104m3，增产效果显著。且当进站压力降至2.6 Mpa时，气井仍能维持正常生产状态。9）低压井陕95 陕95井由于地面管线水毁变形，曾关井一年，恢复生产后为消除安全隐患针阀全开、采气管线低压运行，于08年11月18日进入

44、喷射装置生产，采气曲线和试验前后生产情况对比如图3-33和表3-15所示。图3-33 陕95井喷射试验前后进站压力和产气量变化曲线表3-15 陕95井试验前后生产数据对比表对比生产时间h油压MPa套压MPa进站压力MPa日均产气104m3/d累计产气104m3试验前（54天）247.9010.765.530.680636.7524实验后（54天）245.999.143.890.973952.5906从图3-33和表3-15可以看出，采用喷射开采装置生产后，陕95井已连续稳产54天，日均产气量0.9739×104m3/d,日增产天然气0.2933×104m3/d，增产效果显著

45、。另外在连续生产阶段，进站压力最低降至2.6MPa，充分保证采气管线的低压、安全运行。10）间歇井G51-14图3-34 G51-14井喷射试验前后进站压力和产气量变化曲线表3-16 G51-14井试验前后生产数据对比表对比生产时间h油压MPa套压MPa进站压力MPa日均产气104m3/d累计产气104m3试验前（52天）106.9810.505.650.425222.1104试验后（52天）244.678.643.400.722837.5856从图3-34和表3-16可以看出，采用喷射开采装置生产后，间歇气井G51-14开井时率由41.7%增加至100%，连续稳产52天（其中不包括非正常关井

46、天数），日均产气量0.7228×104m3/d,累计增产天然气15.4752×104m3，增产效果显著。且当进站压力降至2.6Mpa时，气井仍能维持正常生产状态。3.5试验小结通过对北9站等5座集气站天然气喷射装置的变工况试验和低压井连续生产试验，取得了以下结论和认识。（1）在设计工况下，天然气喷射装置的引射性能达到了设计要求，运行整体情况与设计工况吻合良好。（2）高压气流量随仅与高压气参数有关，与低压气参数无关，高压气流量流量随高压气压力的变化呈线性增加；（3）低压气流量随低压气压力的增加而呈线性增加；低压气流量随高压气压力的变化较复杂：当低压气压力一定时，存在一个最佳高

47、压气压力，当高压气压力小于这一最佳值时，低压气流量随高压气压力的增加而增大，而当高压气压力大于这一值时，低压气流量随高压气压力的增加而减少。（4）总流量随高压气压力的增大而增大，其关系近似为二次曲线；总流量随低压气压力的增大而近似呈线性增大。（5）引射率随低压气压力的增加而呈线性增加。引射率随高压气压力的变化较复杂：当低压气压力一定时，存在一个最佳高压气压力；高压气压力小于该最佳值时，引射率随高压气压力的增加而增大；而当高压气压力大于这一值时，引射率随高压气压力的增加而减少。（6）采用喷射增压开采工艺后，在进站压力较低情况下各间歇井均能连续、稳定生产，且增产效果显著，日均增产天然气0.01650.30×104m3/d，阶段累计增产天然气168.7774×104m3；第四章 喷射开采装置工艺流程优化北9等5座集