采气工程方案

采气工程方案设计根据选区结果和气藏工程研究结论，从采气方式、生产管柱、增产措施、防腐防垢、动态监测、安全控制等方面，针对先导性实验的规定和特点，对采气工程进行研究。1开采方式依据大牛地气田上古生界气藏特点和气藏类型，本次研究选定三个实验井组（大16、大15、大10井组）的开采方式均为运用天然能量衰竭式开采。2采气方式根据大牛地气田的气藏地质特性、气藏工程设计以及气藏生产的地面条件，三个井组的采气方式均为油管自喷采气。3气井节点分析3.1气井合层开采分析3.1.1多层合采可行性分析大牛地气田具有多套气层叠合连片的特点，实验区单层平均无阻流量1.8×104m3/d，产能较低，只有采用多层合采，才干获得较好的经济效益。盒3、盒1、山1、太2段基本储层性质及天然气性质类似；各层段地层水均为氯化钙；天然气性质类似；各层孔隙度、渗透率大小接近，层间基本均质；盒3、盒1、山1、太2段气藏压力系数范围接近；根据李熙哲等在《鄂尔多斯盆地上古界深盆气气水分布与压力特性》中的研究成果，鄂尔多斯盆地中、北部地区上古生界盒8段（即盒1段）山西组基本为一个压力系统。其中盆地北部压力系数一般为0.746～0.981，中部气田下石盒子组压力系数为0.787～0.998,陕141井区山2段（即山1段）常压区。这与大牛地气田DST结果基本一致。根据钻探结果，最顶部的盒三段气层距最低部的二气约250米左右，根据地层平均压力梯度计算两个压力差4MPa左右，由于各气层均为特低渗气层，理论研究表白，特低渗油气藏存在启动压力，所以在实际生产过程中生产压差较大（特别是按照多层合采配产相对较高），井筒中各层在较短时间将会达成动态平衡，不会出现倒灌现象。本次实验拟定在大10井组进行多层合采实验，通过对大10井太2段、山1段、盒1段、盒3段四个产气层位的试井资料进行分析认为：大10井4个层段实测无阻流量之和为88276m3/d，具有合采的物质基础；依据DST测试结果，盒1段压力系数为0.85,山1段压力系数为0.9，压力系数基本相同，为同一压力系统，多层合采时，层间干扰的也许性较小；各层地层水的水型均为氯化钙，PH值偏弱酸性，合采不易结垢；最上部的盒3段与最下部的太2段射孔距离为205米，距离不大。依据长庆上、下古生界合采经验，当多层生产时，只要井底流压低于地层静压，就不存在层间干扰，多层的产气量之和就为单井产量。大10井试气期间各层的井底流压均小于地层静压，根据数值模拟研究大10井初期最大井底流压为13MPa（配产16000m3/d、深度2739m）,见图2，不会倒灌。因此，在大10井组进行多层合采一般不会出现层间干扰，多层合采具有可行性。3.1.2合层IPR曲线预测图1为大10单层和合层流入动态图，可见合采后，无阻流量大大增长，无需大的生产压差就能获得较大产量。当流压20.3<pwf<23.87时，只有盒3段产气，而太2、盒1与山1段均处在倒灌现象，故产量在理论上为负值，当20.8<pwf<23.87时盒3段生产的气量小于其它三层倒灌量之和，当pwf<20.8时盒3段生产的气量等于其它三层倒灌量之和，即合采产量为零；当18.07<pwf<20.3时，盒3段、太2段产气，盒一段、山1段仍倒灌；当16.07<pwf<18.07时，只有山1段倒灌；当pwf<16.07四个层均产气，为了防止倒灌现象，保证各层都生产，合采时井底流压应低于各层中最低的地层压力。根据数值模拟研究大10井初期最大井底流压为13MPa（配产16000m3/d、深度2739m）,见图2，因此不会倒灌。图1大10井各层及合采流入动态曲线3.1.3层间矛盾分析大10井山1段综合评价该层为产气层。测得该层静压为16.073MPa/2679m，静温度为82.66℃/2679m。平均气产量6391m3/d的井底流压为6.31MPa/2679m，平均产水量2.3m3/d，平均产凝析油量0.25m3/d。测试解释地层压力为24.51MPa/2734.5m，压力系数为0.9；地层温度为84.17℃/2737.5m,该层厚13m,地层渗透率为0.00134×10-3μm2，无阻流量为7428m3/d。盒1段综合评价该层为产气层。测得该层静压为18.07MPa/2608m，平均气产量9503m3/d的井底流压为13.25MPa/2608m，流温为81℃/2608m。平均产水量0.8m3/d，平均产凝析油量0.2m3/d。该层厚14m；地层渗透率为0.00134×10-3μm2；无阻流量为19294m3/d。盒3段测试时测得平均产气量20287m3/d，井底流压15.9MPa/2450、流温为78.43℃/2450m，原始地层压力为23.87MPa/2511.7m，分析结果该层厚17m；无阻流量为37000m3/d。太2段测试时地层不产油，有少量水和气产出，平均产气量为13.39m3/d，折算日平均产水量0.033m3/d。测试解释原始地层压力为24.51MPa/2734.5m，压力系数为0.9；地层温度为84.17℃/2737.5m；该层厚18m；地层渗透率为0.00134×10-3μm2；无阻流量为24398m3/d。图2大10井四层合采井底流压随时间变化曲线大10井盒3、盒1、山1、太2四个产层按开发方案规定该四个产层合采。该四层盒3、太2两层原始地层压力相差0.64MPa，相差不大；和其它两产层地层压力相差较大，太2在最下面，盒3在最上面；盒3、太2无阻流量分别在该井四个产层中分别排第一、第二，盒1段、山1段基本为一个压力系统，多层合采时，若井底流压低于各层地层压力，层间干扰的也许性较小，容易做到各层均衡产出。大15井有两个产层盒3、山1，山1地层压力为约23～27MPa，无阻流量约为41085m3/d；盒3地层压力为约26MPa，无阻流量约为15万m3/d；测试时山1有水产出，两层间跨度189m，按开发方案规定该两个产层合采。盒3、山1两层原始地层压力相差约1MPa，相差不大。多层合采井底流压低于各层的地层压力。因此，多层合采不会出现层间干扰。3.1.4合理生产压差的拟定3.1.4.1经验法拟定合理生产压差合理生产压差可以运用系统试井和试气成果来拟定，也可以用经验法来拟定。由于大牛地区现处在勘探开发初期，没有系统试井资料，因此只有通过经验法来拟定合理生产压差。按照经验法通常取原始地层压力的10％～15％作为合理生产压差，按照该方法根据大10井、大15井、大16井各产层的原始地层压力计算得各产层的合理生产压差，各井各产层的合理生产压差如下表5-1所示；对低渗透，由于压差小了无法满足产能建设的需要，生产压差会超过这些值。表1各井各产层的合理生产压差大10井盒3原始地层压力23.87MPa盒1原始地层压力18MPa山1原始地层压力16.07MPa太2原始地层压力24.51MPa合理生产压差2.39～3.58MPa合理生产压差1.8～2.7MPa合理生产压差1.61～2.41MPa合理生产压差2.45～3.68MPa大15井盒3原始地层压力26MPa山1原始地层压力25MPa合理生产压差2.6～3.9MPa合理生产压差2.5～3.75MPa大16井盒3原始地层压力26.41MPa合理生产压差2.64～3.96MPa3.1.4.2多层合采压差范围的拟定根据流入动态的预测方法，可以得到产气量与井底流压的关系曲线（图1），当pwf<16.07MPa时大10井四个层均产气，为了防止倒灌现象，保证各层都生产，合采时井底流压应低于各层中最低的地层压力。当多层生产时，只要井底流压低于地层静压，就不存在层间干扰，容易做到各层均衡产出，多层的产气量之和就为单井产量。因此各井各产层的合理压差范围如下表2所示：表2各井各产层的压差范围大10井盒3原始地层压力23.87MPa盒1原始地层压力18MPa山1原始地层压力16.07MPa太2原始地层压力24.51MPa合理生产压差10.2～11.4MPa合理生产压差3.73～4.63MPa合理生产压差1.61～2.41MPa合理生产压差10.9～12.1MPa大15井盒3原始地层压力26MPa山1原始地层压力25MPa合理生产压差3.6～4.9MPa合理生产压差2.5～3.75MPa大16井盒3原始地层压力26.41MPa合理生产压差2.64～3.96MPa按上表给出的压差范围生产，就能保证各井、产层均衡产出，减少或消除层间干扰。4节点分析气井节点系统分析的基本思想是在气井生产系统中某部位设制节点将整个系统分离为两个相对独立的子系统，以简化问题的复杂性，然后以压力和产量的变化为主线索，把节点分隔的两部分联系起来，以拟定气井产量、选择油管尺寸、拟定合理生产压差等。4.1油管尺寸选择图3是大10井在目前地层压力、井口3.5MPa下，油管尺寸对产量的影响。由此图可以看到合采时各层对总产量的奉献；可以看出油管尺寸越大，气产量越高，用2〞直径的油管生产和用21/2〞的油管生产产量相差不大；若按配产16000m3/d，若选用直径21/2〞的油管生产井底不会积液，考虑到气井试采阶段测试作业较多，为了方便仪器下井，因此建议大10井用21/2〞的油管生产。用同样的方法大16井选用直径21/2〞的油管生产井底不会积液，因此建议大16井用21/2〞的油管生产。大15井假如只开山1层，按开发方案1、方案2、方案3，配产分别为8000m3/d、10000m3/d、13000m3/d，选用直径21/2〞的油管生产井底会积液。考虑到气井试采阶段测试作业较多，为了方便仪器下井，因此建议大15井仍用21/2〞的油管生产。图3大10井多层合采油管尺寸分析4.2气井生产工艺4.2.1采气井口装置根据气藏最大地层压力和最大井口压力以及气藏气质特点来选择采气井口装置。大牛地气田上古生界地层压力较低，均在30MPa以下，但地层破裂压力却较高（40—60MPa）；产出天然气中不含硫化氢，因此只需选择一般性抗硫采气井口装置（CQ系列）不别选择抗高含硫气井井口装置，可节省费用减少投资；因此，井口装置选型重要考虑压裂承压能力，采用CQ—600型采气井口装置。4.2.2管鞋位置大10井盒3、盒1、山1、太2四个产层层间跨度最大205m，按开发方案规定该四个产层合采。太2在最下面，盒3在最上面；盒3、太2无阻流量分别在该井四个产层中分别排第一、第二，分别是37000m3/d、24398m3/d。考虑到排液采气问题，建议管鞋位置下入2739m处。大15井有两个产层盒3、山1两层间跨度189m，按开发方案4、方案5、方案6规定该两个产层合采。考虑到排液采气问题，建议管鞋位置下入2846m处。大16井产层为盒3；测试时地层静压26.41Mpa，流压23.19MPa，气产量60000m3/d，无阻流量约为146174～238348m3/d；该层中部深度2700.5m，考虑到排液采气问题，建议管鞋位置下入2700.5m处。4.2.3气井生产管柱结构设计根据目前气田上的经验，多数正常完钻井，几乎都是采用悬挂于采气井口上的光油管结构，油套管构成一个U型连通器，结构简朴，可减少因井下结构复杂、井下工具失灵所带来的压井作业，同时还便于井口控制回压采气，也便于酸化、洗井、气举排液和压井作业等。这种结构的缺陷是不利于分层开采和套管保护。考虑到大15、10井区合层开采的特点，故建议采用这种常用的管柱结构。如图4、5、6所示：图4大10井合采管柱结构示意图图5大15井合采管柱结构示意图图6大16井管柱结构示意图5增产措施由于大牛地气田为低孔、低渗气田，气井自然产能极低（一般日产气量都在50m3以下），因此，需要采用增产工艺措施才干达成工业生产的规定。5.1压裂参数优选通过对压裂缝缝长与增产倍数关系的研究，分析对比气田储层裂缝长度与增产倍数的关系和压裂裂缝长期导流能力实验结果，压裂裂缝初期长度最佳达成300m，不需追求过高的导流能力，压裂裂缝导流能力达成0.30μm2.m就可以满足增产规定。按目前的压裂工艺和大牛地气田储层及上下盖层的实际情况，压裂有效缝长达成150m已能基本满足工业生产规定。图5-7图5-7压裂裂缝缝长产倍数关系曲线5.2压裂施工规定压裂增产要做好压裂改造过程中的油层保护工作，特别是在防膨、助排、降滤失等方面要制定出有效的措施。推荐压裂工艺为：（1）压裂方式：21/2〞外加厚油管注入，封隔器保护套管，环空打平衡压力。（2）压裂液：有机硼交联羟丙基瓜胶冻胶。（3）支撑剂：采用0.45～0.9mm山西恒曲陶粒（体积密度1.8g/cm3，颗粒密度3.38g/cm3）。（4）液氮助排。6排水采气方式选择和设计6.1气井出水情况分析表6-1～表6-4是大牛地区部分产水井产水水质分析表。表6—1大探1井山一段水质分析成果表阳离子mg/lmmol/l%阴离子mg/lmmol/l%K++Na+18083.52786.2433.39Cl-83038.082342.4099.49Ca2+22128.971104.2446.90HCO32-737.7912.090.51Mg2+1269.81104.514.44CO32-Ba2++Sr2+24687.59359.5115.27SO42-阳离子和66169.892354.50100阴离子和83775.872354.50100总碱度mg/l605.15总硬度mg/l60490.89矿化度mg/l149945.76水型氯化钙PH值6.56备注：取样日期2023年9月30日表6—2大探1井山一段水质分析成果表阳离子mg/lmmol/l%阴离子mg/lmmol/l%K++Na+20611.45896.1537.63Cl-84299.202376.0099.77Ca2+23938.581194.5450.16HCO32-330.975.420.23Mg2+195.9616.130.68CO32-Ba2++Sr2+18856.94274.6011.53SO42-阳离子和63602.932831.42100阴离子和84560.172381.42100总碱度mg/l271.47总硬度mg/l60587.73矿化度mg/l148163.10水型氯化钙PH值5.62备注：取样日期2023年10月25日

表6—3大探1井山一段水质分析成果表阳离子mg/lmmol/l%阴离子mg/lmmol/l%K++Na+21007.05913.3537.21Cl-86653.982444.4099.60Ca2+22594.301127.4645.94HCO32-606.789.940.40Mg2+540.8544.511.81CO32-Ba2++Sr2+25340.66369.0215.04SO42-阳离子和69482.862454.34100阴离子和87260.762454.34100总碱度mg/l497.70总硬度mg/l58650.99矿化度mg/l156743.62水型氯化钙PH值6.22备注：取样日期2023年11月22日表6-4大探1井盒1段水质分析成果表取样日期：2023年8月4日取样地点：井口阳离子mg/lmmol/l%阴离子mg/lmmol/l%钾钠离子12795.82556.3446.93氯离子41718.981176.8499.27钙离子12265.28612.0451.63重碳酸根530.148.690.73镁离子208.5417.161.45碳酸根000氢氧根000硫酸根0.270.01阳离子和25269.641185.54100.01阴离子和42249.391185.54100.00溴离子mg/l碘离子mg/l硼mg/l总碱度mmol/l434.83总硬度mg/l31488.31矿化度mg/l67519.0色嗅味环烷酸mg/lPH值6.60水型氯化钙图6-1大探1井试采曲线大探1井山一段从2023年9月5日开始试采，11月28日结束，试采84天，累计产气545940m3（涉及放喷过程中的产气量及凝析油气体当量），试采平均日产气6028m3/d，累计产液129.25m3（含凝析油2.6m3）。大探1井由盒一和山一段生产，盒一段地层压力为23.78MPa，流压14.59MPa，产气15543m3/d，山1段地层压力27.37MPa，流压10.96MPa，产气30294m3/d，产水1.6m3/d。两层无阻流量之和为45837m3/d。在27.37MPa与地层温度为87.99℃.下，查得天然气饱和含水量3.847g/m3，若地层水相对密度为1.05，即3.663×10(-6)m3/m3，而实测产出液气比为5.28×10(-5)m3/m3,大于井底环境下天然气的饱和含水量，从试采曲线上可以看出产出水的氯根含量明显增长，说明不是凝析水而是其它水。从这些表中可以看出大牛地区产出水矿化度较高，PH值低于7呈弱酸性，水型为氯化钙型，不会结垢。表6-5是大牛地区产水井的产水情况登记表。表6-5部分井的产水、产气量情况登记表井号层位产量，m3/d实测含水量g/m3饱和含水量g/m3备注产气产水大1盒1155432.71823.205地层产水山1302941.8623.686地层产水大7山13880003.2850.012大8山143002.295593.14地层产水大9太2103341.81833.285地层产水大10太2105000.47473.109地层产水鄂9盒153000.1325.82.725地层产水山263510.2744.62.805地层产水山181400.2734.8283.686地层产水鄂10盒14348003.1250.013山1122220.1311.23.205地层产水表6-5可以看出大牛地区气井产能普遍较低，产水量不大，表白产出的水不仅有凝析水，尚有其它水。6.2排水采气方式6.2.1预测携液流量由于气井生产地层压力会减少，凝析油或地层水析出，都也许导致气井井底积液，假如井底积液不能及时排出，轻者影响气井的产量，重者导致气井停喷而不能生产。因此含水气井的生产，应当考虑临界携液气量。大10井山1段测试时平均气产量6391m3/d，井底流压为6.31MPa/2679m，平均产水量2.3m3/d，平均产凝析油量0.25m3/d。盒1段测试时平均气产量9503m3/d，井底流压为13.25MPa/2608m，平均产水量0.8m3/d，平均产凝析油量0.2m3/d。太2段测试时地层不产油，平均产气量为13.39m3/d，折算日平均产水量0.033m3/d。预测临界携液气量的李氏方法预测结果与现场生产情况符合较好。其基本公式如下：式中：qc=临界携液气量，m3/dA=油管截面积，m2p=井口压力，MPa以3.5MPa为井口压力，计算不同油管内径下的临界携液气量如表6-10所示：表6-6李氏方法预测的临界携液气量油管尺寸11/2〞40.3mm2〞50.3mm21/2〞62mm3〞75.9mm临界携液气量×104m3/d0.5550.8651.3141.969按李氏方法计算结果大10井用21/2〞油管生产，不会导致井底积液；大16井配产气30000m3/d，用21/2〞油管生产，也不会导致井底积液；大15井按开发方案1、方案2、方案3，配产气8000m3/d、10000m3/d、13000m3/d，用21/2〞油管生产，会导致井底积液，因此大15井假如按开发方案1、方案2、方案3生产，必须考虑使用排水采气工艺；假如大15井按开发方案4、方案5、方案6生产，即山1和盒3合采，也不会产生井底积液。6.2.2各种排水采气方式选择和设计6.2.2.1各种排水采气方式的特点⑴泡沫排水采气工艺泡排工艺具有工艺简朴、投资小、管理施工方便，不影响平常生产等优点，国外大量采用该工艺来改造低产气井，其成功率可高达90%。泡排现场工艺实验于1980年10月开始，1982年前，实验重要在非含硫气井上进行，以后逐步在含硫气田上展开，十几年来，该技术在实验和推广中逐步完善，施工井例日益增多，药剂由单一品种的起泡剂发展到8001、8002、8004、CT5-2、CZP、CG、FG系列等液体发泡剂，泡棒、酸棒、滑棒等固体发泡剂。该工艺是运用注入的表面活性剂产生大量泡沫来减少自喷井管壁内的液柱的表面张力、密度和摩阻损失，以便用比水柱低得多的压力就能将泡沫液柱排到地面。因此，该工艺只是一种人工助采工艺，工艺自身并不给举升液体补充机械能量，而仍是靠地层自身能力进行排水采气，对于生产能力较弱的井，工艺的应用则受到一定限制。在气井开采的早中期，当自喷井自喷能力减弱，带液能力不好，但仍有一定生产能力的时候，可采用该工艺，使间歇生产转为连续生产以提高气井产量。随着气井开采到了中后期，后井的水量上升，地层压力下降，气水比降到一定限度时，气井丧失升泡沫液的能力，此时采用这种方法就不合适了，即使投入再多的起泡剂，由于气井自身举升能量不够，无法通过气流将产层水带出井口，达不到排水采气的目的。同时，该工艺重要是通过气流能量将地层水带出井外，假如水气比过大（超过760m3/104m3），气井举水所规定的能量也大，也许就会使带水失败，一般情况下该工艺的日排水量规定小于100m3。泡排工艺能适宜在较高气液比条件下工作，此时气流携带能力更强，并且在适宜范围内，气液比的变化对工艺无明显影响。地层供液的连续性对该工艺也影响不大，由于本地层供液不连续时，气流需携带水量减小，气流速度增大，生产仍会正常进行。因此，泡排工艺合用于气井产水早、中期，自喷井出现自喷能力局限性，转为弱喷或间喷，同时产水量不大时。当产水量增大而地层压力又进一步减少后，就必须改用其别人工升举工艺措施接替排水采气工艺。该工艺尚有其他一些局限条件，适合于井深小于3500m，井底温度小于等于120℃，空管气流速度不小于0.1m/s；液态烃含量≤30%；产层水总矿化度≤10g/L；硫化氢含量≤86g/m3等，对于不同气井或同一井的不同生产时期，各类发泡剂的加药浓度和药量不同，应根据井深、压力、气水产量等进行摸索，使不同的气井发挥出各自最佳期的生产能力。⑵优选管柱排水采气工艺优选管柱工艺与泡沫排水采气工艺有相似之处，都是属自立式举升，即是在地层压力减少不能连续生产时，通过减小管柱尺寸来获得最佳气流速度，提高气流带水能力，以充足运用气井自身能量来达成排液目的，因此应用该工艺的井必须具有一定的自喷能力，同时由于该工艺是通过气流带水，排液量不能太大，一般产水量规定在100m3/d以下，气井的水气比小于40m3/104m3。由此可见，优选管柱工艺在实质上同样，都可归属为自立式举升，合用于气井开发早中期产水量小又具有一定自喷能力时，受气液比和地层供液连续性影响小。因此，在气井出水出现带水困难、井筒积液时，就应采用泡排或优选管柱工艺使井恢复生产，到气井因种种因素水淹不再具有自喷能力时，就应考虑采用其他相应的人工举升方式。⑶气举排水采气工艺气举工艺具有许多其他工艺不可替代的优越性，是有水气藏排水采气的重要工艺措施之一。气举工艺使用的介质是天然气，与实行工艺的目的——采气是一致的。在所有的举升方法中，气举深度和产量范围灵活性大（排液量可达350～500m3/d，最大注气深度3200m），由于不受井斜、温度、硫化氢的限制及气液比的影响，可用于斜井、出砂、高温、高腐蚀性及气液化变化范围大的井；同时，该工艺地层供液不连续，产水量变化较大或交替产出股状水、股状气的井均能适应，这是机抽所不能及的。因此，在气井开采中后期，产水量增大，气井弱喷或水淹，运用泡排或优选管柱无能为力时，就应一方面考虑采用气举排水采气工艺，以运用它的各种优点达成使水淹气井复产、大产水量气井助喷及气藏强排水，以取得好的排水效果和经济效益。对有一定储量的水淹气井实行气举工艺也必须具有一些条件。一方面，气井自身必须具有一定的能量。由于气举工艺是通过气举阀，从地面将高压天然气注入停喷的井中，运用气体的能量举升井筒中的液体，使井恢复生产，在此过程中，注气压力会对井底导致回压，不能把气井采至枯竭，因此气举工艺对井底压力有一定规定，对于井底压力较低的井不适合实行该工艺，一般规定地层压力大于10Mpa，同时套管必须能承受注气高压。另一方面，高压气源是拟定实行气举工艺的一个至关重要的因素，假如工艺井附近有高压气源井，就也许很大限度上减小投资，这时就还应从投入、产出的经济角度进行考虑，并且即使存在高压气源井，也会对气源井的生产能力产生影响，这就使该工艺的应用受到一定限制。不同工艺方法对工艺井的规定不同，对地层压力大于15Mpa，注气工作阀或注气点距产层顶部尚有足够距离的井，采用开式气举最简朴易行；对地层压力较低（10MPa左右），注气工作深度接近产层顶部的井，应采用半闭式气举，该种气举方式更适合低压气井的排水采气。对深井产液量小、地层压力低的间歇气举排水井可采用闭式气举，其排液量受到一定限制。气举工艺井规定单井控制储量大于0.5×108m3，剩余可采储量大于0.2×108m3。气举工艺在现场的应用表白，对的合理的参数设计是非常重要的。如注气压力、注气量和注气点（各阀入井深度）、阀嘴直径等参数，在很大限度上控制气井的排液量，注气量的大小又影响井的最大举升液量、注气时间和产气量及注入经济成本，因此必须设计合理的注气量、注气压力、注气点。同时，在下入气举阀时，应使气举阀的下入深度适宜，以保证阀在注气压力下打开，同时相邻气举阀间的间距要合理，使井液逐步卸载至工作阀位置，才干保证气举有较好的效果。在气举生产中，注入气重要用于减少油管内的流体密度，这一较低蜜度流体的流动仍要依靠一定的井底流压，如地层压力衰减到不能提供这一基本流压时，气举将无法正常运作，这时需要其它人工举升方式。⑷采用气举—泡排复活工艺对于较高气液比的井，可采用气举—泡排复活工艺进行生产。该工艺重要是采用专用井口装置，一方面注入起泡剂与积液作用，产生大量的低密度含水泡沫，减少管柱内液体的表面张力和摩阻损失以及重力梯度，同时采用气举工艺，运用泡排和气举单项技术的优点，在高气液比情况下，可节约高压气源，增强带水能力，取得更好的生产效果，满足深井和产水量大的规定。⑸机抽排水采气工艺机抽工艺具有不受采出限度影响的优点，合用于开采中后期低压水淹井的开采。根据目前机抽工艺的排水能力，排水量一般小于100m3/d，排液量受到限制，同时由于抽油机、抽油杆的承载能力等因素，下泵深度也受到限制，目前常规机抽工艺泵挂深度一般小于1500m，采用有增产、降载、防腐、节能等优点的玻璃钢抽油杆可使泵挂深度达成2500m左右，当井深、排量超过此范围时，则工艺无法正常运转。只好采用其它工艺方法。机抽工艺受井身质量、出砂、腐蚀等影响较大，合用于井斜不大，井下无砂堵，中、低含硫，套管未变形尚有一定储量的气水井。因此在气水井生产中后期，当压力进一步减少，水量小，不具有地其它条件时，就应考虑采用机抽工艺。机抽工艺受气体影响严重，其影响的限度决定于两点：第一，气层生产情况；第二，井下气水分离效果。机抽排水井一般都是压力低，产水量较小，泵抽一段时间后，地层气水同出，假如气液比较高，产层中的天然气将和水一起进入泵内，减少泵充满系数，甚至导致气锁，影响机抽效果。对机抽井来说，井下气水流入关系以“稳定流型”较好，即天天从地层向井底有稳定的气水量流入，随着水被抽出，气液随之被排出，井筒内一直保持者着一定的动液面，一旦停抽又立即水淹，对于这种类型的气水井，机抽工艺可以获得较高的采收率。本地层供液不连续时，为了保证工艺适应地层供液的不连续性保持正常连续生产，就必须考虑工艺对地层不连续供液的适应范围，以拟定工艺是否适合于该井，并对参数作出调整。假如地层供液是稳定流动，则意味着液体由地层稳定连续的进入井筒，储积在井筒中。在这种情况下，采用机抽排水，根据日产水量设计出对的合理的抽汲参数，保持液面深度在最小淹没度深度左右，即保持一稳定液面，使工艺可连续正常运营。若经调整后的抽汲参数组合排量达不到日排水量规定，则不能满足生产规定，工艺也不可行，或采用间抽方式重新调整参数组合。⑹电潜泵排水采气工艺该工艺技术合用于各种类型的水淹气井，基本上不受井深的限制，排量范围大，杨程范围广，采用该工艺能大幅度的减少井筒对地层的回压，可将气水动液面一直降到井底，达成最大限度地提高生产压差，增长气产量的目的，且能将气采至枯竭。对于中后期地层压力低，水量大，采用气举、优选管柱不能复产，而采用机抽又受水量、泵挂深度限制的井，选用电潜泵工艺是较为适宜的强排工艺。电潜泵工艺在现场应用中经常出现机组欠载停机不能正常运转的情况：一是气体影响，二是由于对气藏出水规律结识不是十分清楚，拟定方案的工艺排水量大于气藏的实际出水量，致使工艺设计排量大于地层供液量，通过调节机组参数仍不能满足规定，导致机组不能连续运转，这样，就使该工艺的优势不能有效发挥，因此，在选择应用电潜泵工艺时必须考虑这几方面的因素影响。气体对电潜泵排水采气工艺的影响较为严重。由于电潜泵井下排液装置是多级离心泵，游离的气体会严重影响离心泵的工作性能。工艺井采用电潜泵工艺排水复产后，由于天然气在水中的溶解度很小，均以游离气状态出现，当产气量较大时气体就会随着液体进入离心泵，严重影响泵的正常工作，甚至产气愤锁，导致电机欠载运营或停机，导致设备损坏。国内外研究实验资料均表白，当进入离心泵流体中气液比大于10%时，离心泵的扬程减少，随着进泵游离气体的继续增长，泵会出现不稳定压头，最后泵会出现气锁只能排出少量液体。对于运用电潜泵排水复产后的水淹气井，即使机组在较高频率下运转，当气水比太高时，机组仍会出现频繁的欠载停机，不利于气井复产后泵的连续运营，同时也会给机组的寿命带来严重危害，因此一般规定气井的气水比不大于200：1。此外，为减小气体对泵的影响，可采用“旋转式气体分离器”，增长泵吸入口压力值，控制套压等措施。地层供液情况对电潜泵工艺实行效果也有着较大影响。电潜泵是一种大排量的人工举升工艺，只有用于供液能力强的井才会收到足够好的效果。在现场应用中，由于地层供液的连续性问题而使电潜泵欠载停机的情况也极其严重。因此，电潜泵对地层连续供液的规定更高。针对这种情况，就要根据井的流入动态，通过设计选择出合适的变速电潜泵机组，从而根据地层供液量的实际情况，调节电泵的运营参数以保证机组的连续运营，改善井的生产条件。对于电潜泵间歇抽汲的工作方式的拟定，只能通过各井的实际情况，通过现场的不断摸索，以拟定—合理的工作制度，即拟定电泵的工作时间和停抽时间的长短。⑺水力射流泵排水采气工艺射流泵工艺由于井下无运动件，具有较高的可靠性，可用于斜井和弯井眼井。该工艺具有下泵深度和排量范围大的优点，通过更换不同的喷嘴-喉道组合调节流量，可以满足不同的生产规定。为防止气蚀，水力射流程排水采气规定较高的吸入压力和淹没度。由于气蚀会严重损害泵，因此使用射流泵时应一方面拟定出气蚀压力点。气液比对射流泵工艺的正常连续运营影响不大，只对泵的工作效率有影响。当气液比低时，排出液体多，效率较高，当气液比较大，泵的效率减少，但能连续工作，因此射流泵可在高气液比条件下正常进行。本地层供液发生变化时，射流泵工艺可通过井下泵的喷嘴—喉道组合、地面泵工作压力及提高动力液压来调节排水量。本地层供液发生变化不大时，可通过简朴调节地面泵工作压力的方式来满足规定；本地层供液量变化较大时，地层产水量增长，可恰本地大井下泵的喷嘴-喉道组合来满足生产规定。6.2.2.2不同排水采气工艺方法选择及排液参数拟定对于不同类型的产水气井，必须根据气井的生产能力、井深及井身结构、产水量、气液比以及不同的出水规律等条件，综合地加以考虑，以便选择最有效、最经济的排水采气工艺方法。因此，对于给定的一口产水气井，究竟选择何种排水采气工艺方法，就需要针对不同出水规律对不同的排水采气工艺方式进行比较，进行井的动态参数及其它开采条件的比较，涉及设计排水装置时的电力供应、高压气源、井场环境设施，以及经济投入等，在综合、对比分析后，选择拟定出与气水井特性相适应的合理高效的排水采气工艺方式，以提高排水采气工艺的效率和成功率，有效提高有水气藏的最终采收率。在各种举升方法中，气举的深度和排液量范围灵活性最大，它合用于弱喷、间歇自喷和水淹井的增产，其日排液量可达500m3以上，适宜于气藏强排水，适应性广；泡排重要针对自喷能力局限性，带液能力不好，有一定生产能力的中后期带水生产井和间歇开井生产的带水生产井以及产凝析水的低压气井；而对于开发中后期气田的地层压力较低，产水量大，采用气举和优选管柱不能复产的水淹井，运用电潜泵是较为适宜的强排水设备；优选管柱技术合用于产水初期，却还具有一定能量的低压自喷或停产气水井；机抽工艺技术则合用于开采中后期低压浅—中深水淹井、间喷井。根据每种工艺的特点以及现场开展排水采气工艺取得的经验，气井开采的阶段性大体变化为：自喷、泡排、优选管柱、气举、射流泵、电潜泵、机抽。一般说来，当气井出水后一方面应用连续排液理论，建立稳定工作制度进行带水采气。当稳定生产出现带水困难、井筒积液时，应及时应用泡排工艺使气井恢复正常生产。本地层与自喷管柱的协调关系被完全破坏后，应采用优选管柱工艺使气井继续维持自喷带水，并可采用泡排及稳定工作制度与其配合，直到气井因种种因素而水淹。对于地层压力尚足的水淹井，运用高压气井或工艺压缩机进行气举。若没有高压气源，则采用水力射流泵排水采气工艺。对地层压力进一步减少的小水量气井，选择机抽工艺可将气井采至枯竭；对产水量大的气井宜选电潜泵。但该顺序并不具绝对性，在气田的开发生产过程中，必须根据不同排水采气工艺的特点、合用范围及井自身的生产能力、地层出水规律、井场情况等各种条件，针对不同类型井及井在不同生产阶段的具体特点，通过度析、比较，一方面考虑与井况相适应，另一方面还要从经济效益出发，选择出一种对的合理、行之有效的增产工艺方法，假如井况发生变化，原有工艺措施不适应时，就在相应地改变工艺措施，从而取得好的增产效果和经济效益。现根据以上分析研究结果，拟定出针对不同出水规律的排水采气工艺方法的选择及排液参数的重要准则、环节如下。ⅰ分析开发（地质）方案提出的排水量针对一口产水气井（或水淹井）选择工艺方法时，一方面应考虑能使井维持或恢复生产，开发（地质）方案所提出的排量规定，如工艺达不到此排量规定，则不能达成我们所预期的生产目的，所以要根据排量选出该井能合用的排水采气工艺，如对产水量大的气井宜选用气举或电潜泵排水采气工艺，而对地层压力低水量小的井选择机抽工艺可将气井采至枯竭。各工艺对排水量的适应范围如下表所示：（见表6-7）表6-7各种排水采气工艺的排水量适应范围举升方法泡排优选管柱气举机抽电潜泵射流泵排量范围，m3/d小于100小于10050～50010～100100～40050～400根据气水井的出水量及各工艺的合用排量范围初选出一些工艺。ⅱ分析井况自身特点在根据排量初选工艺方法后，必须对工艺井的井况条件进行分析，根据各排水采气工艺所适应的井况规定进行进一步选择研究。井况条件是影响工艺实行的重要因素，假如不注意地质、开采及环境因素的敏感性，就会减少排水采气装置的效率和寿命，甚至导致工艺失败。各工艺对井况条件规定如下表所示：表6-8各工艺对井况条件规定举升方法泡排优选管柱气举机抽电潜泵射流泵井（泵）深,m≤3500≤2700≤3500≤2200≤3000450～3500井身情况（斜井或弯曲井）较适宜适宜适宜受限受限适宜地层出砂适宜适宜适宜影响严重<5‰无运动件，适宜井温，℃≤120不受限不受限<100≤120≤130腐蚀性缓蚀，较适宜缓蚀，适宜适宜受限，较差受限，较差适宜水矿化度，ppm≤12023不限不限10000～9000≤90000≤50000硫化氢含量g/m3≤23不限不限不防硫管串：0～0.3防硫管串：≤26≤200≤250CO2含量，g/m3≤86不限不限≤115≤90≤100地层水结垢有洗井功能，适宜化防，较好化防，较好化防，较差化防，较好化防，较好井底压力完全依靠自身能量提供一定液面地面及环境条件装置小，适宜适宜需高压气井或工艺压缩机作高压气源井场需有电源，装置大且重装置小，需高压电源需地面提供高压动力液，动力源可远离井口ⅲ分析气液比变化产水气井的气液比也是对一口井选择工艺方法时要考虑的一个方面。如对机抽工艺来说，由于工艺运营时受气体影响严重，如气液比太高，会减少泵效，甚至发气愤锁，使工艺不能正常进行，导致工艺失败。因此，在这种情况下，在进行工艺方法选择时就要考虑各种工艺合用的气液比条件（见表6-9）表6-9各种排水采气工艺的气液比规定工艺方法泡排优选管柱气举机抽电潜泵射流泵气液比，m3/m3>104/60>104/40适于气液比变化范围大的井<150<12570～200ⅳ地层出水规律（特性）的适应性气水井的出水规律是指地层供液到井底随时间的变化，它也是影响工艺实行的一个因素，因此在对一口井进行工艺方法选择时，在通过上述各种工艺适应条件的对比分析选择后，在选出的工艺方法中还应根据出水规律作进一步的分析研究。在各种工艺方法中，泡排、优选管柱、气举、射流泵等工艺受地层供液是否连续的影响较小，可以不作考虑，而机油和电潜泵受气井的流入动态影响较为明显，如对机抽工艺来说，在地层供液稳定连续的情况下工艺实行效果较好，假如地层供液不连续，则也许由于动液面在抽汲过程中降到最小淹没度以下，导致泵欠载甚至气锁，严重影响工艺的效率和成功率。对电潜泵工艺也同样存在这种情况。ⅴ工艺实行的相应设备、材料在通过上述环节对一口井选出工艺方法后，还要看工艺实行所需的相应设备、材料是否具有，是否需要更换或购买。各工艺所需设备如6-10表所示：根据气田的实际产水情况，按上述条件选择合适的排水采气工艺，然后进行具体的工艺设计。6.2.2.3大牛地排水采气工艺大16井、大10井用21/2〞的油管生产，井筒不会积液；大15井用21/2〞的油管生产，按开发方案1、方案2、方案3配产，井筒会积液；因此要进行排水采气设计。测试时大15井气液比为10428m3/m3，大牛地区各产水层产出水矿化度平均低于120g/l，井深小于3500m，测试时产水量低于100m3/d，因此选择泡排作为大15井的排水采气工艺。对于大15井的不同生产时期，各类发泡剂的加药浓度和药量不同，应根据压力、气水产量等进行摸索，使其发挥出最佳的生产能力。生产初期可按产水量的1～2﹪注入泡沫剂，将泡沫剂加入同等的水稀释后经注入罐注入井内。若排出液中泡沫较多，为了不影响分离器的分离效果，须在分离器前加入消泡剂。表6-10各种排水采气工艺所需重要设备工艺方法相应设备泡排起泡剂注入装置：泡排车、柱塞计量泵或平衡罐消泡剂注入装置：平衡罐或柱塞计量泵起泡剂：CT5-2或UT-1合用于矿化度不超过120g/l和含量不超过10%的地层水消泡剂：FX-1优选管柱与地层流动条件相匹配的油管柱气举气举工艺压缩机或附近有可运用的高压气源井、气举阀、封隔器、心筒、单流阀、地面采输气设备及水解决设备机抽抽油机、地面气水分离器、可调式防喷盒、光杆密封器、抽油杆、万向旋转接头、深井泵、井下气水分离器、天然气发动机电潜泵井下部分：PHD-（一种井下压力监视装置）、电机、保护器、分离器、泵、电缆地面设备：降压变压器、变频控制器、开压变压器、接线盒配套设施：频率50HZ，电压10000V或380V的高压电源、气水分离器射流泵地面动力系统：多缸动力泵地面净化系统：储液立罐地面控制系统：控制屏，高压触点开关井下装置部分：井下单流阀、井下泵、井下泵外壳、抽吸头、反向皮碗、度压哑体、专用投捞工具、井下压力测试装置高压动力电源6.3防腐、防垢技术方案6.3.1防腐技术方案大牛地气田各气层天然气的重要成分均为甲烷，平均含量都在85%以上，腐蚀性气体重要是CO2，且含量