苏里格气田小井眼小水平井小水量分析

苏里格气田小井眼小水平井小水量分析

一、苏里格气田给排水技术1.采气井的选择泡沫回收系统具有设备简单、施工简单、投资少、见效快等优点。它主要适用于一些产量较低的气井[1.3]，以及用于自然间喷井、间生产井、储液平衡开采的辅助措施。1.2发泡剂试验研究泡沫剂的选择要在对其泡沫稳定性、发泡能力、温度敏感性、矿化度的适应性及抗凝析油程度等方面进行综合评价的基础上[1~3],结合现场应用效果进行确定。经过室内评价及生产实践检验,苏里格气田泡沫排水试验评价结果确定的起泡剂型号为:UT-6、UT-8、UT-11C,三种起泡剂性能见表1。泡沫排水采气工艺药剂加注制度主要是加药量及加注周期。加药量过小,起不到泡沫排水的作用,加药量过大,会增加流动阻力;加药周期过短,会增加施工成本,加药周期过长,会影响泡沫排水效果。针对苏里格气田气井积液及产水现状,经过大量的现场试验和摸索总结,形成了苏里格气田的加注制度。加药量及加注周期要结合所加注井的井筒积液量、起泡剂推荐使用浓度等情况确定,泡排过程中还要通过该井油套压、日产气量以及瞬时流量变化情况进行加注制度调整,使气井达到稳定生产。1.4苏里格气田各类排水采气应用情况苏里格气田泡沫排水采气工艺大规模应用主要从2009年开始,工作量逐年迅速增大。这一方面反映了需要开展排水采气的气井井数在逐渐增大,另一方面也反映了泡沫排水采气在苏里格气田实现气井正常生产和提高措施增产气量方面的重要性。苏里格气田各类排水采气工艺措施中,泡沫排水采气应用数量最多,其应用井数占整个排水采气工艺措施井数的89.9%。投入产出比在1∶10左右,经济效益显著。2.速度管柱的应用速度管柱排水采气技术是在井筒中下入连续油管作为生产管柱,以提高气井携液能力,提高气井的产气量。近年来,随着连续油管技术的发展进步,速度管柱在排水采气工艺技术中的应用日趋广泛。产气量大于3000m3/d的自然间喷井、连续生产井。速度管柱入井前进行节流器打捞、通井作业,保证井筒畅通。光油管完井下至油管鞋以下5~10m,封隔器完井下至最上部水力锚以上5~10m。速度管柱悬挂施工完毕后,及时打掉堵塞器,采气树恢复后严禁开关井。对生产不稳定气井,可采取关井恢复压力或油套环空加注起泡剂措施。2.3苏里格气田的气井情况针对苏里格气田气井生产及产水特点,优选ue54e38.1mm×3.18mm连续油管作为生产管柱。2009年在苏里格气田开展了1口气井的速度管柱排水采气工艺试验(进口管柱),气井增产效果明显。2010年国产化试验成功后成本较进口管降低1/2,约50万元/口,当年推广应用12口井。截止2011年9月,累计应用达到35口井。开展速度管柱排水采气应用以来,气井油套压差平均减小3.2MPa,单井产气量平均增加0.19×104m3/d。3.采用气井自身能量推动周期举液柱塞气举是将柱塞作为气液之间的机械界面,利用气井自身能量推动柱塞在油管内进行周期地举液,能够有效地阻止气体上窜和液体回落,减少液体“滑脱”效应,增加间歇气举效率。3.2生产井、自然间喷井适用于产气量大于2000m3/d的间歇生产井、自然间喷井。柱塞坐落器入井前应进行节流器打捞、通井作业。柱塞气举气井生产过程中,结合生产效果,及时对生产制度进行优化和调整。3.3井身井效果明显2009年开展了5口井的柱塞气举排水采气工艺现场试验,试验后气井生产平稳,平均产气量增加0.17×104m3/d,效果明显。2010年推广应用5口井,2011年累计应用31口井。截止2011年9月,31口柱塞排水采气井均运行平稳,平均油压1.70MPa,套压3.29MPa,日均气量0.3802×104m3,平均产气量增加0.16×104m3/d。二、原油长距离输送技术1.地面采气方法压缩机气举排水采气是利用天然气的压能来排除井内的液体,从而把气采出地面的采气方法。在气举过程中,压缩机连续不断地将产自油管的天然气沿气井油套环空注入井中,注入的天然气随后沿油管向上被采出井筒,接着在经过分离器分离处理后再由压缩机压入井筒(图1)。1.2井排液及管井气举工艺装备为长庆油田油气工艺研究院研制的CCTY330车载式天然气压缩机组,压缩机型号为FTY250H。设计天然气最高排量6×104m3/d,最高注气压力25MPa。采用全封闭式气举工艺,设置了橇装式分离器及污水罐,井口不放空、现场不排污,安全环保。适用于积液停产井、产气量小于1000m3/d的间歇生产井排液。气举前打捞出井下节流器,判断封隔器是否解封,保证油套连通;保证充足气源,满足压缩机排量需求。积液停产井复产后应辅助泡排措施延长气井稳产时间。1.3单口井/84井2010年9月份设备投用,在苏里格气田共气举复产8口井,除一口井封隔器未解封外,其余井均成功复产。2011年累计应用51口/63井次。单口井作业时间通常为3~4h。截止目前,车载压缩机气举累计增产天然气约730×104m3,复产过程中单井平均排液4.2m3。苏X3井压缩机气举前套压为6.82MPa,产气量0.03×104m3/d。气举后套压为11.29MPa,产气量为0.35×104m3/d。车载压缩机气举为积液井的快速复产提供了新的途径。2.通过套管排出正举将高压氮气从油管注入,把井内积液通过套管排出(正举)。或将高压氮气从套管注入,把井内积液通过油管排出(反举),从而达到排液复产的目的。2.2氮气压缩、增压工艺装备由制氮能力1200m3/h的膜分离制氮车和增压车组成。膜分离系统出来的氮气压力≥2.0MPa,氮气纯度在95%以上,经氮气压缩机三级压缩后最高可增压到35MPa。制氮工艺流程示意图见图2。适用于积液停产井、井筒积液严重的间歇生产井排液。气举前要打捞节流器,判断封隔器是否解封,保证油套连通。2.3苏东南角天然气井生产情况2010年在苏里格气田开始试验应用,当年试验2口。2011年累计应用38口/51井次,复产过程中单井平均出液4.6m3。截止目前,累计增产天然气约560×104m3。苏X4井平均水气比7.23m3/104m3,气举前油套压差5.66MPa,井筒积液量为35m3。气举后实现连续生产,油套压差降低3.75MPa,目前平均产量0.8×104m3/d,生产良好。现场实践表明,高压氮气气举排液复产工艺能够解决积液停产气井的井筒积液排除问题,但由于受氮气排量限制,高压氮气气举所用的时间较车载压缩机气举稍长。三、现场施工总工作量按照规划,2015年后每年工作量排水采气气井将超过3000口。以泡排药剂7d加注1次计算,每月的泡排施工工作量超过12000井次,工作量特别巨大。且随低产气井数量的增多,排水采气的现场施工工作量也在不断增大。排水采气工艺技术必须适应气田发展,结合苏里格气田实际,下一步排水采气工艺技术的完善应向数字化、组合化、便捷化、精细化和低成本等方向发展。1.同类型装置现场试验泡沫排水采气的自动加药及投棒装置可有效降低现场工作量,目前已在气田已开展了不同厂家、不同类型的装置现场试验。下一步应大力推广应用此类装置,并结合气井数据远传技术,实现远程控制,提高工作效率。另外,应建立苏里格气田排水采气的“专家系统”,结合现有的站控系统实时数据监控及采气曲线自动生成功能,实现气井产水早期判识预警、排水采气技术方案优化等功能。2.复合排水采气工艺“柱塞气举+泡排”、“连续油管+泡排”、“集气站压缩机+泡排”等复合排水采气工艺可以做到不同排水采气工艺优势互补。不断优化复合排水采气工艺的应用参数,扩大应用范围,应是今后苏里格气田排水采气工艺技术完善和发展的一个方向。3.简化采气时间,提高采气施工效率下一步应在缩短气举排液设备连接、泡排剂加注等作业时间方面开展优化工作,井口设置“气举排液快速接口”、“药剂加注快速接头”等,不断提高作业效率,满足苏里格气田气井数量多、排水采气施工工作量大的需求。4.排水采气工艺技术应用要以提升措施效果为原则加强产水气井分析及跟踪,结合气井产量、压力变化等及时调整排水采气技术方案,提高措施针对性,确保措施效果;继续优化各项排水采气工艺技术应用参数,不断提升措施效果;加强对产量低于2000m3/d和水气比大于1m3/104m3的气井排水采气工艺措施研究,不断提高该类气井累计产气量和产气贡献率。5.经济效益原则苏里格气田单井产量较低的实际决定了排水采气的投入不能太高,必须考虑经济效益,需要通过设备及材料国产化、规模化应用、市场化运作等方式不断降低排水采气成本,提高经济效益。四、动式计量装置的优点(1)泡沫排水采气工艺是苏里格气田排水采气主体技术,为实现气井连续稳定生产起到了重要作用。针对井下节流器影响起泡效果、泡排施工工作量大等问题,建议产气量低于0.5×104m3/d气井起出节流器生产;应用橇装移动式计量装置选择性的对部分气井产气、产水进行跟踪计量,为排水采气工艺的实施提供依据;推广应用井口自动加药及投棒装置降低现场工作量。(2)速度管柱排水采气工艺提高了气体在油管中的流速,增大了气井携液能力,可有效地排出井筒积液,减小油套压差,确保气井平稳携液生产,该技术能够解决产气量在0.3×104m3/d以上的气井稳定携液生产问题。(3)