1、四川双晟石油科技有限公司四川双晟石油科技有限公司二一二年十一月二一二年十一月苏里格气田采气新工艺的应用苏里格气田采气新工艺的应用 个人简介 姓名：邵宗堂姓名：邵宗堂1991 工程师工程师 -中国石油中国石油1998 高级工程师高级工程师 - 美国安然油气公司美国安然油气公司2001 生产主管生产主管 - 美国柏灵顿资源公司美国柏灵顿资源公司2008 工程作业主管工程作业主管 加拿大塔利斯曼加拿大塔利斯曼能源公司能源公司 公司简介主营业务排水采气工程技术服务排水采气工程技术服务钢丝作业钢丝作业- 井下节流器井下节流器、试井试井、特殊作业特殊作业连续油管服务连续油管服务分层压裂技术服务分层压裂技术
2、服务定向井服务定向井服务现场采气工艺评估与生产优化现场采气工艺评估与生产优化业务伙伴 柱塞气举排水采气工艺在苏里格的应用 甲醇/泡排自动泵注技术 工作筒式井下节流器 自动间开井技术四川双晟石油科技有限公司四川双晟石油科技有限公司二一二年十一月二一二年十一月柱塞气举排水采气工艺在苏里格的应用柱塞气举排水采气工艺在苏里格的应用柱塞气举柱塞气举排水采气排水采气工艺工艺原理原理 1. 柱塞作为液体和气体的界面 2. 当气井参数达到地面控制设置值时，井口生产阀门 打开，在柱塞断面上形成压差 3. 然后通过气井自身形成的压差将液体和柱塞举升至 地面 4. 能够有效地阻止气体上窜和液体回落，减少液体“滑 脱
3、”损失，提高了举升效率 5. 当天然气生产到达预定时间时，控制器自动将井关 闭，释放柱塞并沿油管回落井底 6. 反复循环上述过程，持续排液采气柱塞气举：是一种充分利用井内的天然气能量来作为举升液柱塞气举：是一种充分利用井内的天然气能量来作为举升液体主要动力的举升方式体主要动力的举升方式研究表明：研究表明： 如果没有柱塞界面，对于如果没有柱塞界面，对于30003000米的米的井，井，70% 70% 的初期液体会滑脱损失掉的初期液体会滑脱损失掉 （大约每（大约每300300米损失米损失5%-7%5%-7%）液体液体柱塞柱塞 高压膨胀的气体高压膨胀的气体柱塞作为液体和气体的界面柱塞作为液体和气体的界
4、面柱塞起着一个机械密封作用，可柱塞起着一个机械密封作用，可有效防止液体的回落有效防止液体的回落苏苏77区块区块柱塞气举柱塞气举工艺流程图工艺流程图从井口A点一直到B点的主要设备及材料由双晟公司提供柱塞气举工艺设备的特点柱塞气举工艺设备的特点- 超密封智能化超密封智能化 全自动化 - 实现无人职守 智能化 - 生产参数自行优化 安全性安全性 - 材料选者和设计 承压设备 - 整体锻造 柱塞的密封性 - 卓越的带液能力 柱塞的可靠性 - 长寿命 工具设备的选择和设计 - 适合苏里格气田井况 多年经验的结晶-较高的排水成功率不稳定的生产到最后井筒积液停产不稳定的生产到最后井筒积液停产苏里格气井的典型
5、生产特性水淹水淹 新井投产后产量迅速递减新井投产后产量迅速递减,很不稳定很不稳定 大部分气井都产水大部分气井都产水 地层压力下降很快地层压力下降很快, 即使少量产水也会影响天然气产量即使少量产水也会影响天然气产量 连续生产周期很短连续生产周期很短, 不采取措施很快就会积液不采取措施很快就会积液 大部分井一投产后流量就低于气体临界流速大部分井一投产后流量就低于气体临界流速, 从而一投产就从而一投产就或多或少的存在积液问题或多或少的存在积液问题 因此优化生产因此优化生产, 减缓产量递减率是苏里格气田开发至关重要减缓产量递减率是苏里格气田开发至关重要课题课题苏里格气井的典型生产特性苏里格气井的典型生
6、产特性苏里格气田目前的生产状况苏里格气田目前的生产状况目前生产井产层中部深度目前生产井产层中部深度220022003900m3900m，绝大多数井为垂直井筒，绝大多数井为垂直井筒 单井产量普遍不高，气水关系复杂；因产水而严重影响气井正常生产单井产量普遍不高，气水关系复杂；因产水而严重影响气井正常生产的井非常普遍的井非常普遍 大部分井产水量在大部分井产水量在30m3/d30m3/d以下以下 ，天然气气质好、不含硫化氢，天然气气质好、不含硫化氢 很多井即将停喷或停喷不久，连续生产困难很多井即将停喷或停喷不久，连续生产困难 苏里格井地广人稀，柱塞排水采气工艺使气井完全自动化生产，从而苏里格井地广人稀
7、，柱塞排水采气工艺使气井完全自动化生产，从而降低人工劳动强度和工作量降低人工劳动强度和工作量因此柱塞气举排水采气工艺在苏里格气田是非常适合的因此柱塞气举排水采气工艺在苏里格气田是非常适合的柱塞气举柱塞气举工艺在苏里格的应用工艺在苏里格的应用 我们已在苏里格气田累计施工近我们已在苏里格气田累计施工近5050口口井井 包括苏包括苏5959区块、苏区块、苏5 5区块、苏区块、苏1414区块、桃区块、桃2 2区块、桃区块、桃7 7区块和区块和苏苏7777区块区块 有效成功率达有效成功率达96%96%，其中苏，其中苏7777区块有效成功率为区块有效成功率为100%100% 从选井、设计、现场施工、调试维
8、护及动态分析提供了一体从选井、设计、现场施工、调试维护及动态分析提供了一体化服务化服务 从施工数量和现场应用效果来看，目前我们的技术实力在国从施工数量和现场应用效果来看，目前我们的技术实力在国内远处于领先水平，得到了用户的充分肯定内远处于领先水平，得到了用户的充分肯定 概况概况1、项目部共下达任务井10口，目前累计施工8口，有效8口，有效率100%。其余2口正在准备施工中。2、8口井施工前产能为4.02万方/天，施工后产能12.71万方/天，增加产能8.69万方/天3、截至到2012年10月31日，累计产气951.83万方，不考虑递减因素累计增加产气量404.09万方4、对比柱塞气举措施前后生
9、产数据，可以看出排液增产效果较为明显；其中的有些井不产气或产量甚微，通过柱塞气举工艺成功恢复了其产能柱塞气举柱塞气举工艺在苏工艺在苏77区块的应用区块的应用柱塞气举井生产情况柱塞气举井生产情况 截至截至1010月月3131日，共施工日，共施工8 8口柱塞气举工艺井，不考虑递减因素累口柱塞气举工艺井，不考虑递减因素累计增产气量计增产气量404.09404.09万方。万方。序号井号测试情况静态评价动态评价实施日期措施前情况措施后情况措施后至2012年10月31日累计增产气量（不考虑递减）（104m3）产气量104m3/d产水量m3/d无阻流量104m3/d产气量104m3/d套压MPa产水量m3/
10、d气量104m3/d套压MPa产水量m3/d1苏77-9-55.655213.70 15.59142012/5/52.4000 17.16 /3.69 5.51 16.00 54.00 2苏77-23-22.07124.80 4.72542012/7/180.6019 16.86 /1.51 13.86 16.00 22.93 3苏77-22-42.290830.00 6.11612012/8/20.2300 15.70 /1.01 15.10 7.60 40.21 4苏77-3-113.04711.00 11.34172012/8/110.1489 13.49 /1.74 11.17 3.0
11、0 115.04 5苏77-3-122.19710.02 6.06652012/8/110.0435 18.64 /0.26 17.76 3.00 13.26 6苏77-2-10.61160.90 3.08372012/8/170.0000 21.22 /1.78 18.66 5.40 117.02 7苏77-22-11.03999.00 3.29492012/9/120.5889 16.19 /1.45 13.60 7.20 19.86 8苏77-16-12.10841.50 7.25932012/10/70.0100 12.33 /1.26 11.52 3.70 21.77 合计累计4.0
12、232 4.0232 12.71 12.71 61.90 404.09 404.09 柱塞气举柱塞气举工艺在苏工艺在苏77区块的应用区块的应用1)1)产气量产水量都比较高的井：苏产气量产水量都比较高的井：苏77-9-577-9-5 该井自2010年12月9日投产，初始配产2104m3/d，生产80天后套压不降反升,分析出该井产水较多，后于2011年4月17采取地面油嘴节流生产，产量恢复到2.5104m3/d。但是由于冬季环境因素和产水量比较多，该井于2011年10月25日-2012年5月5日关井，关井期长达190天。关井前平均日产气量为2.4104m3/d。从历史生产数据来看,该井具备一定的产
13、能,但由于井底已经开始积液,限制了其产能，而且到生产后期有被水淹停产的危险。 该井于2012年5月中旬开始采取柱塞气举生产。措施后该井日产气量提高了52%，初期产量达到3.60104m3，产水量亦有显著增加。 截止10月31日，该井累计产气478.80万方，目前日产气量2.59万方，日产水量8.78方，累计增产54.00万方。 以上数据充分说明该工艺对于苏77区块内产气量和产水量都比较高的井，如果有效地排除了井筒内的积液，能取得较为明显的效果。柱塞气举柱塞气举工艺在苏工艺在苏77区块的应用（典型井分析）区块的应用（典型井分析）2)2)产气量适中产气量适中、产水量较高的井：苏产水量较高的井：苏7
14、7-23-277-23-2 该井自2011年7月22日投产，在生产一段时间后，套压波动比较大，分析井底开始积液。2011年10月29日-2012年4月28日，该井由于管线冻堵而关井,关井期达半年。2012年4月29日恢复生产,套压持续上涨、积液无法排出。 自2012年7月18号开始柱塞气举生产, 初始产气量达到1.50104m3/d、产水16.0m3/d，产气量和产水量显著增加,在井口能够明显感觉到柱塞举升出来的大段的液体段塞。目前随着积液的持续排出，该井套压保持平稳，油压开始上涨，而且油套压差值越来越小，这充分说明柱塞气举对该井取得了非常好的排液效果。 截止10月31日，该井累计产气84.9
15、2万方，目前日产气量0.81万方，日产水量4.94方，累计增产气量22.93万方。柱塞气举柱塞气举工艺在苏工艺在苏77区块的应用区块的应用3)3)产气量低的间开井：苏产气量低的间开井：苏77-22-477-22-4井井 该井自2011年3月25日投产，开井后节流器失效，先后两次对该井修井，效果不明显。产量较低，无法连续生产, 今年7月只好进行间开：平均产气约0.23104m3/d、产水4.0m3/d 该井从2012年8月2日开始实行柱塞气举生产, 工艺实施后产气量和产水量明显增加，成功实现了相对连续生产。 截止10月底，该井累计产气58.15万方，目前日产气量0.69万方，日产水量4.77方，
16、累计增产40.21万方。 该井由于产水量较大，井底积液速度较快，所以需要较长的时间来排出井筒和井底的积液。近期套压有少许上升，我们近期优化了生产制度，增加了排液次数，以便最大程度的排出积液，增加气井的产能。柱塞气举柱塞气举工艺在苏工艺在苏77区块的应用区块的应用4)4)积液严重井：苏积液严重井：苏77-3-1177-3-11井井 该井2011年4月16日投产，初始配产3.0104m3/d，由于井筒积液，产量递减较快。从2012年4月份套压开始锯齿状波动，积液现象明显。4月27日起采取泡排措施，未见效果，产量仍持续下降，至7月末，产量降至0.18104m3/d。 该井2012年8月11日开始柱塞
17、气举生产,产气量和产水量显著增加,取得了很好的排水增产效果。截止10月底，该井累计产气126.8万方，目前日产气量1.58万方，日产水量2.16方，累计增产气量115.04万方。 该井在实施柱塞气举工艺以后，地层积液得到了有效的排出后，产气产水量及压力都变得比较稳定，说明有效的柱塞气举工艺不但能够增产，而且还能降低了产量的递减速度，提高该气井的最终采收率。柱塞气举柱塞气举工艺在苏工艺在苏77区块的应用区块的应用5)5)积液停产井：苏积液停产井：苏77-2-177-2-1井井 该井自2011年5月9日投产，一直采用地面油嘴控制生产,平均产气0.6104m3/d。2011年6月16日-7月16日关
18、井, 油套压无法恢复平衡,最小差值为5.33Mpa。2011年7月17日重新开井,放大油嘴生产,油套差值更大,最大为17.20MPa，分析井筒积液严重。2011年7月31日由于井筒积液和冬季问题而关井复压。2012年6月14日泡排后，开井仍未开活。该井从2012年8月17日开始柱塞气举生产, 在把井内积液举出井筒后，该井成功地恢复了产能。 气举后初始产气量为1.70104m3/d、产水4.6m3/d，生产制度为每天开井8小时。 截止10月底，该井累计产气117.02万方，目前日产气量1.59万方，日产水量3.36方，累计增产117.02万方。 该井在实施柱塞气举工艺后，井底积液得到了有效的排出
19、，产气量得到了提高。随着油套压的下降，我们相应地优化了生产制度，增加了排液的次数，使产量日趋平稳。柱塞气举柱塞气举工艺在苏工艺在苏77区块的应用区块的应用柱塞气举柱塞气举工艺成功的关键因素工艺成功的关键因素 技术人员的施工经验技术人员的施工经验可以看到的是设备，看不见得是多年的经验积累（理论和实践）多次对中石油西南采气院、长庆油气院等相关单位进行技术交流培训 柱塞气举系统设备的可靠性和适用性柱塞气举系统设备的可靠性和适用性 要适合苏里格气田开发特点 目前世界上性能最为卓越的柱塞设备 一体化生产系统的工艺设计一体化生产系统的工艺设计 专有的柱塞设计软件 井眼结构评价，油藏数据分析，生产流程分析及
20、柱塞运行参数优化 冬季生产措施的匹配 优质高效的现场服务优质高效的现场服务 实时动态跟踪每口柱塞井的生产运行情况，及时调整优化生产运行参数 服务维修及时。保证生产时率100% 科研设有基地和库房，从井口到输气节流阀的材料一应俱全，为生产提供了有力保障结论及认识结论及认识 通过现场施工所取得效果，证明我公司柱塞气举技术在苏里格气田通过现场施工所取得效果，证明我公司柱塞气举技术在苏里格气田适用性适用性最最强、效果强、效果最最明显明显 ： 柱塞气举相对持续的生产增加了天然气的产量,降低了油藏的递减速度 柱塞具有较好的带液能力，使自喷不稳定或间喷气井能稳定排液产气，从而使这类井的管理更加简便 较低的运
21、行成本，相对其他排水工艺，柱塞气举最具有经济适用性 由于柱塞气举不会像泡排工艺那样可能会对地层产生伤害，也不会对生产流程设备产生影响，从而降低了生产维护费用 全自动化生产，大大节约采气工作人员的工作强度 延长井的生产寿命，保持大部分井能正常生产直至气藏的枯竭 柱塞气举技术也可以和泡排气举等技术联合使用，最大限度的排出井内的积液四川双晟石油科技有限公司四川双晟石油科技有限公司二一二年十一月二一二年十一月甲醇甲醇/ /泡排剂自动加注技术泡排剂自动加注技术主要有以下三种潜在因素：1、井口及管线冻堵 油管内和地面流程冻堵 管线冻堵2、压缩机影响 压缩机故障停机会造成管线、单井压力持续升高，极易造成管线
22、冻堵3、 井筒积液 冬季生产过程中，由于天气道路等原因不利于排水采气工作开展，如果生产井产生积液，导致气井产量降低，会使管线带液能力变差，也易造成管线冻堵苏苏77区块冬季影响区块冬季影响生产生产潜潜在因素在因素分析分析管线内易形成水合物 从苏里格地温度变化来看，冬季地温在-1.65之间，根据测算对应水合物生成压力在0.8 1.7MPa之间。而苏77区块的大部分井的管线输压超过1.7MPa。这是造成气井冬季易冰堵的主要原因。 干管末端易冻堵 部分干管输气量大，管线长，干管末端井运行压力高，容易在冬季运行中造成冻堵。 管线积液 如果管线气量较小携液能力相对较差，容易低洼处形成管线积液，减小了气流的
23、流通面积形成节流现象，进而造成管线冻堵。苏苏7777区块区块管线冻堵管线冻堵的主要原因的主要原因 泵注压力可达35Mpa, 并可同时注入井口和管线 整个系统利用井口气驱动，排量可控，完全自动化操作, 不须人职守 甲醇泵成本低，操作简单，维护方便，是目前十分理想的解堵、防堵设备 也可以泵注其他化学流体试剂，如泡排剂 通过甲醇泵在苏里格和大牛地等地区的使用效果来看，该自动注入装置可以完全有效地解决该地区的冰堵问题甲醇自动加注系统简介甲醇自动加注系统简介自动化学试剂注入系统自动化学试剂注入系统 苏59-17-28井 自2011年安装自动甲醇注入泵后至今再未发生冰堵现象四川双晟石油科技有限公司四川双晟
24、石油科技有限公司二一二年十一月二一二年十一月苏里格可应用几项新工艺技术简介苏里格可应用几项新工艺技术简介工作筒式井下节流器技术工作筒式井下节流器技术工作原理工作原理：工作筒在下油管时随油管下入，然后再通过钢丝作业将节流器坐封在工作筒内特点：特点：不易失效，降低了对地面管线的风险没有胶筒，不受压力和温度的限制，可以下入任意深度，有利于投棒式泡排工艺实施井下工作筒可以防止井下落物落至井底，减少施工作业对产层的影响油嘴材质经硬化处理，寿命较长相对于卡瓦式油嘴更容易打捞，有利于后期的生产为北美最为广泛应用的节流器形式工作筒式井下节流器技术工作筒式井下节流器技术规格尺寸规格尺寸气井自动开关井技术气井自动开关井技术工作原理工作原理：控制器根据设置的井口压力或时间来进行开关井，当压力或时间满足预先设定值时，控制器通过控制动力阀的开关来达到自动开关井的目的特点：特点：当压力突变时可有效保护井口下游设备依据压力或时间设置可以自动开关井当压力突变时可有效保护井口下游设备可以替代目前井口管线上的自动切断阀太阳能供电，不需要外界电源可以设置以下几个模式：-高压关井/低压关井-高压开井/低压关井-高压关井/低压关井谢谢 谢！谢！
