《苏里格气田泡沫排水采气现场试验资料课件.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《苏里格气田泡沫排水采气现场试验资料课件.ppt（50页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、长庆油田苏里格气田研究中心,苏里格气田研究中心采气工艺研究所,二一年十二月,苏里格气田泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,汇报提纲,一、苏里格积液气井排查,二、排水采气泡排剂选型,三、泡沫排水采气现场试验,四、结论及建议,长庆油田苏里格气田研究中心,苏里格气田气井气井出水类型主要是地层水（淡化地层水）、凝析水、凝析油,和陈发型出水。,（,1,）地层水、淡化地层水,地层水主要为成藏滞留水。,正常地层水：储层段存在游离态水，在生产压差作用下，地层液态水从储层流入,井筒最终产出地面的水，总矿化度大于,35g/L,。,淡化地层水：正常地层水与凝析水的混合液，总矿化度在,20g/L,35g
2、/L,之间。,一、苏里格积液气井排查,1,、苏里格气田气井出水类型,长庆油田苏里格气田研究中心,成藏滞留水：,气藏在成藏过程中气对水的驱替不彻底，形成成藏滞留水。,从相渗曲线看出，含水饱和度位于,41,78,的区域为气水两相渗流区，苏里,格气田气井含气饱和度普遍处于该区间，储层存在气水两相渗流。,苏里格气田相渗曲线图,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,（,2,）凝析水,这种类型的水在气井开采初期就有，一般产水量很小且很稳定，矿化度很低。,这种类型的水是存在于天然气中固有的组分，在地下以水蒸气形式存在，在生产中,气藏温、压系统发生变化，气体容纳水的能力下降，水蒸气凝析而成的液态
3、水。,在,生产管柱中，发生凝析的地方压力梯度会升高，凝析也与流速有关，凝析后液体滑,落并堆积在孔眼或产层处。如果凝析发生在井筒中，且气体流速低于临界流速，这,时液体就会积聚在井底，形成井底积液。凝析水的矿化度小于,20g/L,。,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,凝析水：,通过对苏东,16-32,井的相,图分析，可知：节流前压力低于临界,凝析压力时（节流器位置约,9.5MPa,），,将会产生少量的凝析液；节流后油压,在,0.5,4.5MPa,之间，井筒温度,0,60之间，位于相图上红色范围内，,因此气井节流后有一定量凝析液产生。,苏东,16-32,井相图,一、苏里格积液气井排
4、查,长庆油田苏里格气田研究中心,（,3,）凝析油,烃类也会发生凝析现象。在气藏开发中烃类会以气相的形式随气体一起进入井,筒中，和凝析水机理一样，如果气体的温度低于临界凝析温度，会出现凝析油。,（,4,）陈发性出水,出水机理可能是：由于气藏开采，气藏压力下降，饱和在低孔低渗层段中的毛,细管水或残余水，因岩石和水本身的弹性膨胀而被挤出，被气流带到井底，在井底,聚积到一定量后，就被气流带到地面，呈现陈发性出水。,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,井底积液有如下一些特征：,（,1,）压力出现峰值，或者观察到压力急剧上升；,（,2,）产量不稳定且递减率增大；,（,3,）套压升高且油压下
5、降；,（,4,）压力曲线斜率有明显变化；,（,5,）环空液面上升；,（,6,）产液量为,0,。,2,、气井井底积液的特征,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,（,1,）压力出现峰值,一般气井有液体产出而没有井底积液时，,液体以小液滴的形式存在于气体中（雾状,流），并且对节流嘴前后压力没有任何影响；,而当液体以段塞流的形式通过节流嘴时，由,于液体密度相对较大，会导致节流嘴前后压,力产生一个峰值，说明液体开始在井筒中堆,积，或者液体以段塞流的形式到达地面，并,开始以不稳定的流量产出。,（,2,）产量递减曲线分析,平滑的一条是正常生产气井的流量递减,曲线，有剧烈波动的一条是井筒积液气
6、井的,流量递减曲线。显然，积液气井递减快。,流量递减曲线,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,（,3,）套压上升油压下降,井底积液增加了流体对地层的回压，降低了井口油压。此外，随着液量不断,增加，井筒压力损失较大，流体对地层的回压进一步增大，导致井口油压逐渐降,低。,油套环空封隔器解封，井筒积液特征表现为：产量下降而套压升高，维持该,井生产所需的压差增大。气井生产时，气体会进入油套环空，受地层压力影响，,气体压力较高，导致套压升高。因此，油压降低套压升高表明井底存在积液。,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,（,1,）直观法,当气井关井后，如果油套压在较长时间内
7、不平衡，而套管无泄漏等现象，则,表明油管鞋处有积液的可能。气井产气量和套管压力的波动反应了气井井筒中液,体积聚的特征，经大量的实际资料分析表明，高于油管流动压力,1.38MPa,的套管,压力是液体积聚的迹象。,3,、积液气井排查方法,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,1,1,4,2,5.28(45,0.445,),kp,w,f,wf,V,P,P,?,?,kp,V,w,f,P,（,2,）经验公式法,苏联学者提出了判别井内是否有积液的经验公式，表达式如下：,式中：,气井临界排液速度，,m/s,；,研究表明，不积液的气井的临界流速随着井底压力的下降而增加，如果气井油,管鞋处气流速度
8、大于临界流速，则气井不积液，否则气井出现积液。,井底流动压力，,MPa,；,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,（,3,）生产动态分析法,主要结合现场气井生产动态特征，,根据现场气井生产动态分析,，积液产水气,井生产过程中表现特征主要有以下几个方面：,压力、产量频繁波动。,气井携液能力不足时，一般压力波动范围超过,1.0MPa/d,，产量波动幅度大于,10%,；,生产过程中，压降速率大。,积液产水井初期生产压降速率一般大于,0.3MPa/d,；（出水气井普遍生产,30,天套压压降,4.0MPa,左右，生产,60,天套压压降,6.0MPa,左右，压降速率明显高于常规气井。）,压力
9、恢复时油套压差大。,实际生产过程中，可通过短期关井获取油、套压,差法，粗略计算井筒积液量；,部分积液井在生产曲线表征上表现为：套压上升。,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,产液井识别,生产动态曲线,不连续生产，,产气量、套压,明显下降,产气量、套压频,繁波动,（积液初期）,套压波动、产,气量下降,(,积液中期,),套压上升、产,气量明显下降,(,积液后期,),井口落实（关井恢复，,存在较大油套压差）,产液气井初步判断方法：,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,（,4,）关井恢复压力排查法,根据生产情况可初步判断气井是否积液，采用逐井关井恢复压力，通过观察,关井
10、恢复压力后气井油套压力的变化情况来核实气井积液情况。关井时间可以根,据关井后油套压差的变化进行确定，如果油压套压恢复较慢、油套压差较大的气,井，可以延长此类井的关井时间，以进一步确定井筒的积液程度。,积液初期及中期用油套压压差计算，井筒积液初期基本上是属于油管积液，,导致油套压存在压差是因为油管积液。通过关井恢复油压和套压，根据油套压差,情况可以初步判断气井井筒积液情况。,/,h,P,g,?,?,?,2,V,r,h,?,?,利用公式,可以初步判断井筒积液程度。,和,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,（,5,）井筒探液面分析法,积液井后期出现油管及油套环空同时积液，需探测油管及
11、油套环空液面位置，,并结合油套压差来计算井底积液情况。,A,、压力测试确定油管液面,流压或者静压测试时确定气井液面或者气井是否积液的最有效方法。压力梯,度曲线与流体密度和井深有关。对于单相流体，压力随深度基本呈线性关系。,苏东,23-54,井压力梯度图,在井底状况下，纯气柱压力梯度的最,大值为,0.210MPa/100m,。当压力梯度大于,此值，就表明井底产生积液。气液混相的,压力梯度越大，说明气井含液越多，在压,力梯度图上梯度曲线的斜率越大。,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,B,、超声波探油套环空液面的基本原理,、已知套压，井内气体密度及井内液体密度，井筒温度分布等；,、
12、仪器测试得到液面深度，根据套压和气体密度及温度场，可以计算得到,液面位置的气柱压力,Pg,；,、由于测到液面深度，从而得到了井内液柱高度，通过密度可以计算出液,柱压力,PL,；,、这样，地层流动压力,Pf=Pg+PL,。,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,苏东23-54井压力梯度图,y = 0.0002x + 3.3632,R,2,= 0.9994,y = 0.0089x - 5.5482,R,2,= 0.9971,0.000,2.000,4.000,6.000,8.000,10.000,12.000,0,200,400,600,800,1000,1200,1400,1600
13、,1800,2000,深度（m）,压,力,（,M,P,a,）,井号,测井日期,中深,中压,中温,通井深度,液面深度,苏东,23-54,2010-5-19,2981.50 m,21.53MPa,98.44,1890.00m,1070.90m,压力梯度,0.02,压力梯度,0.89,回声仪探测液面法（油套环空）,压力计拉梯度法测液面,苏东,23-54,完钻井深,3034,m,，节流器下深,1900,m,，射孔段,2980,m,2983,m,，油管,节流器以上积液,829.1,m,，套管积液,145,m,，液位高于射孔段。,分析,井号,套压,MPa,油压,MPa,环空液面,m,中深压力,MPa,中深
14、,m,液面误差,%,备注,苏东,23-54,15.66,3.32,2889,20.3,2981.5,1,关井,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,（,6,）试气法,苏里格气田压力系数小（,0.8,0.9,），储层表现为“大孔小喉”特征，气井产量,低，压后恢复时间短（,24,小时），部分气井入地液靠弹性驱动能量排出很困难。压后,不能彻底排液，易造成“水敏”、“水锁”现象，所以压后排液也是影响气井产能的,关键环节。,通过气井压后排液阶段油套压差数据可初步判断气井投产后是否产液，基本判识,方法主要如下：,试气后关井恢复存在油、套压差；试气后油套压恢复速率不同步。,0,2,4,6,8,
15、10,12,14,4:24,4:25,4:26,4:27,4:28,4:29,4:30,5:01,5:02,5:03,5:04,5:04,时间,压,力,油压,套压,苏东,13-61,井恢复曲线（油套压恢复速率不同步）,0,2,4,6,8,10,12,14,16,18,20,4.30,5.20,5.40,5.60,时间,压,力,油压,套压,苏东,19-54,井恢复曲线（气井存在油、套压差,),一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,（,7,）现场作业经验法,油管充压：,将套管压力向油管充压，根据油压变化判断积液位置。,油压逐渐下降：,节流器以下积液,油压无变化或变化速率小：,节流器以
16、上积液。,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,苏东,23-54,、苏东,20-46,井井口油压变化统计表,苏东,23-54,苏东,20-46,时间,（分钟）,套压,（,MPa,）,油压,（,MPa,）,时间,（分钟）,套压,（,MPa,）,油压,（,MPa,）,3,9.69,9.62,0,16.12,16.12,6,9.7,9.62,15,17.1,9.53,9,9.74,9.62,20,17.12,9.54,12,9.79,9.62,35,17.26,9.8,15,9.79,9.62,18,9.84,9.62,21,9.88,9.62,关井,21,分钟油压不变，节流器以上积液
17、,关井,35,分钟油压下降,6.32MPa,，节流器以下积液,通过以上判断：,苏东,23-54,判断为节流器以上积液（压力计探液面为节流器以上,830m,）；苏东,20-46,判断为节流器以下积液。,依据：,气相和液相通过节流器气嘴速率差异造成。,一、苏里格积液气井排查,长庆油田苏里格气田研究中心,汇报提纲,一、苏里格积液气井排查,二、排水采气泡排剂选型,三、泡沫排水采气现场试验,四、结论及建议,长庆油田苏里格气田研究中心,二、排水采气泡排剂选型,泡沫排水采气工艺流程示意图,适应范围：,适用于弱喷及间歇喷产水,气井的排水。,优点：,投资小，见效快；操作简,便；易于推广，井的适应性强，选井范,围
18、大。,泡沫排水采气技术能够用于苏里格气,田产水气井排液生产，但目前工艺条件下，,加注措施有待改进。,1,、泡沫排水采气工艺技术,长庆油田苏里格气田研究中心,由于泡沫排水采气工艺具有不进行修井作业就可实施工艺，投资小、易操作，,能及时排除生产井筒及井底积液的优点，泡沫排水采气技术为常规使用的一种排水,采气技术，同样也适用于苏里格气田。,苏里格气田具备水体封闭、地层非均质性强、剩余地质储量大等特点，综合比,较各种排水采气工艺，结合目前气井的井身结构、大部分井具有一定自喷能力的特,点，并考虑“低成本”的要求，分析认为泡沫排水采气适合于苏里格气田。,二、排水采气泡排剂选型,长庆油田苏里格气田研究中心,
19、（,1,）、罗氏泡高试验,罗氏泡高仪,按,QB 385,标准装置测定罗,氏泡高（包括开始时、三分钟,后罗氏管内的泡沫高度），起,始泡高反映了泡排剂的,静态起,泡能力,，三分钟后罗氏管内的,泡沫高度反映了,泡沫的稳定性,。,2,、起泡剂的研制及室内试验,二、排水采气泡排剂选型,长庆油田苏里格气田研究中心,现有泡排剂的罗氏泡高实验,No.,选用泡排剂名称,泡排剂浓度,凝析油含量,（,%,）,起始泡高（,mm,）,3min,后泡高（,mm,）,1,SPI-5,1%,0,120,70,5,60,16,10,45,0,2,CT5-2,1%,0,150,40,5,65,19,10,33,0,3,8002,
20、1%,0,140,20,5,60,0,10,20,0,4,8005,1%,0,135,10,5,55,0,10,18,0,5,ERD-05,1%,0,120,110,5,100,85,10,74,10,二、排水采气泡排剂选型,长庆油田苏里格气田研究中心,动态泡沫测定仪,（,2,）动态带水实验,二、排水采气泡排剂选型,长庆油田苏里格气田研究中心,动态带水选择泡排剂实验,No.,选用泡排剂名称,泡排剂浓度,凝析油含量,（,%,）,带出水量,带水时间,1,SPI-5,1%,0,275,600,5,105,10,0,2,CT5-2,1%,0,265,600,5,115,10,0,3,8002,1%,0
21、,267,600,5,78,10,0,4,8005,1%,0,275,600,5,79,10,0,5,ERD-05,1%,0,280,600,5,110,10,45,二、排水采气泡排剂选型,长庆油田苏里格气田研究中心,实验总结,：,（,1,）,ERD-05,泡沫排水剂能适应苏东井区泡沫助采要求，与苏东,井区生产井地层水混合后，在井下温度、压力条件下不产生堵塞。,（初次使用或凝析油较多时应适当加大浓度）。,（,2,）,ERD-05,具有在地层水和,H,2,S,气体中起缓蚀功能的作用，可降,低地层水和,H,2,S,气体对钢铁的腐蚀，保护井下管串，延长使用寿命，,缓蚀率,40%,。,二、排水采气泡排
22、剂选型,长庆油田苏里格气田研究中心,汇报提纲,一、苏里格积液气井排查,二、排水采气泡排剂选型,三、泡沫排水采气现场试验,四、结论及建议,长庆油田苏里格气田研究中心,1,、泡排选井,选井原则：,（,1,）连续生产，产量下降，同时套压上升或有上升趋势的井；,（,2,）产量、套压频繁波动的井；,（,3,）关井后，油压不能恢复到套压水平，存在油套压差的井；,（,4,）井口流量计和远传设备都完好的井。,根据以上原则在苏东区块选取了苏东,31-55,、苏东,40-59,、苏东,27-62,、苏东,23-,54,、苏东,18-39,、苏东,26-71,六口井采用研制的,ERD-05,起泡剂和,ERD-06,
23、泡排棒进行现,场泡排试验。,同时在苏,6,、苏,36,区块选取了苏,6-0-9,、苏,6-9-7,、苏,36-6-9,、苏,36-4-4,四口井,采用,UT-11C,起泡剂和,UT-6,泡排棒进行现场泡排试验。本试验的苏,36-6-9,井为连续生,产井；苏,6-9-7,井为自喷生产井；苏,6-0-9,井和苏,36-4-4,井为间歇井。,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,2,、泡排方式,根据现场情况，采取油管投注泡排棒，油套环空注泡排剂，地面管线加,注消泡剂的加注方式，泡排后开井时间定为加注泡排剂,2-3,小时后开井。,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,3
24、,、加注制度,井号,泡排加注制度,加注周期,泡排剂加注量,起泡剂与水配比浓度,消泡剂加注量及比例,苏东,31-55,前三天连续加注，以,后间隔一天加注,泡排棒,2,3,根，泡排,剂,20,25kg,前期,1:1,，后期,1:2,消泡剂,10kg,，配比,1:1,苏东,40-59,前三天连续加注，以,后间隔一天加注,泡排棒,2,3,根，泡排,剂,25,30kg,前期,1:1,，后期,1:2,消泡剂,10kg,，配比,1:1,苏东,27-62,前两天连续加注，以,后间隔两天加注,泡排棒,2,3,根，泡排,剂,25,30kg,前期,1:1,，后期,1:2,消泡剂,10kg,，配比,1:1,苏东,23
25、-54,前两天连续加注，以,后间隔两到四天加注,泡排棒,2,3,根，泡排,剂,20,25kg,前期,1:1,，后期,1:2,消泡剂,10kg,，配比,1:1,苏东,18-39,前两天连续加注，以,后间隔两到四天加注,泡排棒,2,3,根，泡排,剂,25,30kg,前期,1:1,，后期,1:2,消泡剂,10kg,，配比,1:1,苏东,27-61,前两天连续加注，以,后间隔两天加注,泡排棒,2-3,根，泡排,剂,25-30kg,前期,1:1,，后期,1:2,消泡剂,10kg,，配比,1:1,苏,36-3-9,前四天连续加注，以,后间隔三到五天加注,泡排剂,10-20kg,1:5,苏,6-9-7,前三
26、天连续加注，以,后间隔五天加注,泡排剂,10-20kg,1:5,苏,36-4-4,间隔三到五天加注,泡排剂,10-16kg,1:5,苏,6-0-9,间隔四到六天加注,泡排棒,4,根，泡排剂,10-16kg,1:5,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,井号,试验前,试验后,油套压差,减小,MPa,日产气量增,加,10,4,m,3,/d,油压,MPa,套压,MPa,油套压,差,MPa,产气量,10,4,m,3,/d,平均,油压,MPa,平均套,压,MPa,油套,压差,MPa,平均日,产气量,10,4,m,3,/d,苏东,31-55,2.89,10.43,7.54,0.0935,2
27、.64,7.25,4.61,0.2425,2.93,0.149,苏东,40-59,2.91,20.67,17.76,0.4307,2.53,17.31,14.78,0.4483,2.98,0.0176,苏东,27-62,3.2,12.6,9.4,0.4100,3.41,11.56,8.15,0.4423,1.25,0.0323,苏东,23-54,2.64,14.79,12.15,0.09,3.02,13.23,10.21,0.2176,1.94,0.1276,苏东,18-39,2.96,8.11,5.15,0.1085,3.34,9.23,5.89,0.0849,- 0.74,- 0.0236
28、,苏东,26-71,2.58,14.57,11.99,0.1021,2.87,14.2,11.33,0.2894,0.66,0.1873,泡排试验前后生产情况对比表,效果：单井平均压差降低,1.503MPa,，产气量上升,0.0817,10,4,m,3,/d,。,4,、试验效果分析,（,1,）苏东区块试验井泡排效果分析,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,苏东,31-55,井,2008,年,11,月,17,日开始投产，原始套压为,22MPa,。,2010,年,6,月,29,日开,始进行泡排，泡排后套压由,10.43MPa,下降到,7.25MPa,，产气量由泡排前,0.0935
29、,10,4,m,3,/d,提高到,0.2425,10,4,m,3,/d,。,泡排后油套压差减小,2.93MPa,，日产气,量增加,0.149,10,4,m,3,/d,。,苏东,31-55,井基本数据,东,31-55,井泡排前生产数据,井号,油压,（,MPa,）,套压,（,MPa,）,产气量,（,10,4,m,3,/d,）,液面高度（,m,）,油,管,油套环,空,苏东,31-55,2.89,10.43,0.0935,82,3,226,井号,所属,集气,站,投产前套,压（,MPa,）,节流器,下深,（,m,）,节流嘴,大小,（,mm,）,配产,（,10,4,m,3,/d,）,苏东,31-55,苏东
30、,11,站,22,1900,1.8,0.9,苏东,31-55 2010-06-21,至,2010-07-25,采气曲线,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,苏东,40-59,井,2009,年,4,月,6,日开始投产，原始套压为,20.8 MPa,。,2010,年,6,月,29,日开,始进行泡排，泡排后套压由,20.67MPa,下降到,17.31MPa,，目前产气量为,0.4483,10,4,m,3,/d,，泡排前后产气量变化不大。分析原因可能是井底积液较少，可能,由于节流器配产较小或油套环空堵塞引起套压一直未下降。,苏东,40-59,井基本数据,苏东,40-59,井泡排前生产
31、数据,井号,油压,（,MPa,）,套压,（,MPa,）,产气量,（,10,4,m,3,/d,）,液面高度（,m,）,油,管,油套环,空,苏东,40-59,2.91,20.67,0.4307,210,204.5,井号,所属,集气,站,投产前套,压（,MPa,）,节流器,下深,（,m,）,节流嘴大,小（,mm,）,配产,（,10,4,m,3,/d,）,苏东,40-,59,苏东,8,站,20.8,1900,1.2,苏东,40-59 2010-06-21,至,2010-07-31,采气曲线,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,苏东,27-62,井,2009,年,11,月,19,日投产
32、，原始套压为,20.1 MPa,。,该井于,2010,年,9,月,6,日,开始进行泡排，泡排后套压由,12.6MPa,下降到,11.56 MPa,，平均日产气量由,0.41,10,4,m,3,/d,提高到,0.4423,10,4,m,3,/d,。,泡排后油套压差减小,1.25MPa,，日产气量增加,0.0323,10,4,m,3,/d,。,苏东,27-62,井基本数据,苏东,27-62,井泡排前生产数据,井号,油压,（,MPa,）,套压,（,MPa,）,产气量,（,10,4,m,3,/d,）,液面高度（,m,）,油,管,油套环,空,苏东,27-62,3.2,12.6,0.41,井号,所属,集气
33、,站,投产前套,压（,MPa,）,节流器,下深,（,m,）,节流嘴,大小,（,mm,）,配产,（,10,4,m,3,/d,）,苏东,27-62,苏东,11,站,20.1,1900,2.0,0.4,苏东,27-62 2010-09-04,至,2010-10-31,采气曲线,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,苏东,23-54,井,2008,年,11,月,11,日投产，原始套压,18.5 MPa,。,该井于,2010,年,9,月,6,日,开始进行泡排，泡排后套压由,14.79MPa,下降到,13.23MPa,，日产气量由,0.09,10,4,m,3,/d,提高到,0.2176,1
34、0,4,m,3,/d,。,泡排后油套压差减小,1.94MPa,，日产气量增加,0.1276,10,4,m,3,/d,。,苏东,23-54,井基本数据,苏东,23-54,井泡排前生产数据,井号,油压,（,MPa,）,套压,（,MPa,）,产气量,（,10,4,m,3,/d,）,液面高度（,m,）,油,管,油套,环空,苏东,23-54,2.64,14.79,0.09,830,92.5,井号,所属,集气,站,投产前套,压（,MPa,）,节流,器下,深（,m,）,节流嘴,大小,（,mm,）,配产,（,10,4,m,3,/d,）,苏东,23-54,苏东,11,站,18.5,1900,1.3,0.1,苏东
35、,23-54 2010-09-04,至,2010-10-27,采气曲线,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,苏东,18-39,井,2009,年,11,月,19,日投产，原始套压,21.5 MPa,。该井于,2010,年,9,月,15,日开始进行泡排，泡排后套压由,8.11,上升到,9.23MPa,，日产气量由,0.1085,10,4,m,3,/d,降低到,0.0849,10,4,m,3,/d,，分析可能与该井本身产量较低、地层能量不足有关。,苏东,18-39,井基本数据,井号,所属,集气,站,投产前套,压（,MPa,）,节流器,下深,（,m,）,节流嘴大,小（,mm,）,配产
36、,（,10,4,m,3,/d,）,苏东,18-39,苏东,13,站,21.5,1900,2.1,0.4,苏东,18-39,井泡排前生产数据,井号,油压,（,MPa,）,套压,（,MPa,）,产气量,（,10,4,m,3,/d,）,液面高度（,m,）,油管,油套环,空,苏东,18-39,2.96,8.11,0.1085,苏东,18-39 2010-09-04,至,2010-10-15,采气曲线,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,苏东,26-71,井基本数据,井号,所属,集气,站,投产前套,压（,MPa,）,节流,器下,深（,m,）,节流嘴,大小,（,mm,）,配产,（,10,
37、4,m,3,/d,）,苏东,26-71,苏东,9,站,20.3,2000,2.6,0.5,苏东,26-71,井泡排前生产数据,井号,油压,（,MPa,）,套压,（,MPa,）,产气量,（,10,4,m,3,/d,）,液面高度（,m,）,油管,油套环,空,苏东,26-71,2.58,14.57,0.1021,1400,139.5,苏东,26-71 2010-09-04,至,2010-10-07,采气曲线,苏东,26-71,井,2009,年,6,月,24,日投产，原始套压,20.3MPa,。该井于,2010,年,9,月,6,日开始,进行泡排，泡排后套压由,14.57MPa,下降到,14.2MPa,
38、，日产气量由,0.1021,10,4,m,3,/d,提高,到,0.2894,10,4,m,3,/d,。,泡排后油套压差减小,0.66MPa,，日产气量增加,0.1873,10,4,m,3,/d,。,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,井号,阶段,平均油,压（,MPa),平均套,压（,MPa),油套压差,（,MPa),日均产气,量,（,10,4,m,3,/d),油套压差减,小（,MPa,）,平均日增产气,量（,10,4,m,3,/d,）,集气站日均,产水量（,m,3,）,平均日增产,水量（,m,3,）,苏,36-3-,9,加注前,（,2010.6.1-6.21,）,3.15,6
39、.59,3.44,1.1374,1.39,0.0612,13.81,1.01,加注后,（,2010.6.22-,7.31,）,3.21,5.26,2.05,1.1986,14.82,苏,6-9-7,加注前,（,2010.6.1-6.25,）,1.6,6.63,5.03,0.3819,1.97,0.3011,12.46,-1.07,加注后,（,2010.6.26-,7.31,）,1.62,4.68,3.06,0.6830,11.39,苏,36-4-,4,加注前,（,2010.6.1-6.23,）,3.56,10.35,6.79,0.0402,0.57,-0.0252,13.94,0.94,加注后
40、,（,09.6.23-7.31,）,4.08,10.30,6.22,0.015,14.88,苏,6-0-9,加注前,（,2010.6.11-,6.26,）,2.81,13.22,10.41,0.1028,1.47,0.1504,13.13,-0.17,加注后,（,2010.6.27-,7.31,）,2.85,11.79,8.94,0.2532,12.96,采气四厂试验井泡排前后生产情况对比表,（,2,）苏,6,、苏,36,区块试验井泡排效果分析,效果：单井平均压差降低,1.35MPa,，产气量上升,0.1219,10,4,m,3,/d,。,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,
41、苏,36-3-9,井,2007,年,11,月,3,日投产，投产前套压,24MPa,。该井从,2010,年,6,月,22,日开,始进行泡排，泡排后套压由,6.59MPa,下降到,5.26MPa,，日均产气量由,13.1374,10,4,m,3,/d,提高到,1.1986,10,4,m,3,/d,。,泡排后油套压差减小,1.39MPa,，日产气量,增加,0.0612,10,4,m,3,/d,。,苏,36-3-9,井基本数据,井号,所属,集气,站,投产前套,压（,MPa,）,节流,器下,深（,m,）,节流嘴,大小,（,mm,）,配产,（,10,4,m,3,/d,）,苏,36-3-9,苏,36-,2,
42、站,24,1900,2.4,1.5,苏,36-3-9,井泡排前生产数据,井号,油压,（,MPa,）,套压,（,MPa,）,产气量,（,10,4,m,3,/d,）,液面高度（,m,）,油,管,油套环,空,苏,36-3-9,3.15,6.59,1.1374,苏,36-3-9,采气曲线及产水量和泡排剂加注量曲线,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,苏,6-9-7,井,2006,年,5,月,26,日投产，投产前套压,23.6MPa,。该井从,2010,年,6,月,26,日开,始进行泡排，泡排后套压由,6.63MPa,下降到,4.68MPa,，日均产气量由,0.3819,10,4,m,
43、3,/d,增加到,0.6830,10,4,m,3,/d,。,泡排后油套压差减小,1.97MPa,，日产气量,增加,0.3011,10,4,m,3,/d,。,苏,6-9-7,井基本数据,井号,所属,集气,站,投产前套,压（,MPa,）,节流,器下,深（,m,）,节流嘴,大小,（,mm,）,配产,（,10,4,m,3,/d,）,苏,6-9-,7,苏,6-1,站,23.6,1800,2.7,2.0,苏,6-9-7,井泡排前生产数据,井号,油压,（,MPa,）,套压,（,MPa,）,产气量,（,10,4,m,3,/d,）,液面高度（,m,）,油管,油套环,空,苏,6-9-,7,1.6,6.63,0.3
44、819,209.4,179.4,苏,6-9-7,采气曲线及产水量和泡排剂加注量曲线,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,苏,36-4-4,井,2007,年,7,月,18,日投产，投产前套压,20MPa,。,苏东,36-4-4,井从,2010,年,6,月,24,日开始进行泡排，泡排后套压由,10.35MPa,下降到,10.30MPa,，日均产气量由,0.0402,10,4,m,3,/d,下降到,0.015,10,4,m,3,/d,。分析可能与该井本身产量较低、地层能量,不足有关。,苏,36-4-4,井基本数据,井号,所属,集气,站,投产前套,压（,MPa,）,节流,器下,深（,
45、m,）,节流嘴,大小,（,mm,）,配产,（,10,4,m,3,/d,）,苏,36-4-4,苏,36-,2,站,20,无,1.2,（原）,苏,36-4-4,井泡排前生产数据,井号,油压,（,MPa,）,套压,（,MPa,）,产气量,（,10,4,m,3,/d,）,液面高度（,m,）,油,管,油套环,空,苏,36-4-4,3.56,10.35,0.0402,29.7,苏,36-4-4,采气曲线及产水量和泡排剂加注量曲线,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,苏,6-0-9,井,2007,年,8,月,16,日投产，投产前套压,18MPa,。苏东,6-0-9,井从,2010,年,6,
46、月,27,日开始进行泡排，泡排后套压由,13.22MPa,下降到,11.79MPa,，日均产气量由,0.1028,10,4,m,3,/d,提高到,0.2532,10,4,m,3,/d,。,泡排后油套压差减小,0.57MPa,，日产气,量增加,0.1504,10,4,m,3,/d,。,苏,6-0-9,井基本数据,井号,所属,集气,站,投产前套,压（,MPa,）,节流,器下,深（,m,）,节流嘴,大小,（,mm,）,配产,（,10,4,m,3,/d,）,苏,6-0-,9,苏,6-2,站,18,无,1.0,（原）,苏,6-0-9,井泡排前生产数据,井号,油压,（,MPa,）,套压,（,MPa,）,产
47、气量,（,10,4,m,3,/d,）,液面高度（,m,）,油管,油套环,空,苏,6-0-,9,2.81,13.22,0.1028,1046,5,苏,6-0-9,采气曲线及产水量和泡排剂加注量曲线,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,试验结论：,（,1,）可以将气井的泡排阶段分成强排阶段和稳排阶段。强排阶段通过连续加注,和加大起泡剂用量来提高气井携液能力。此阶段压力下降较为明显，日产气量逐渐上,升。稳排阶段油套压差波动频繁，总体是趋于稳定减小。此阶段逐渐较少起泡剂的用,量，并延长加注时间，使得气井进一步排出井筒积液。,（,2,）泡排制度：在泡排初期一般连续加注，待气井产量有所提
48、高后，间隔三到,五天加注泡排剂，由于单井产液无法计量，可以根据套压的变化情况来确定泡排制度，,对于泡排前油套压差较大的气井如果套压有明显下降，可将泡排剂加注间隔时间加长，,无明显变化的井需加密泡排剂加注。,（,3,）泡排剂加注后开井时间：通过试验得出一般在加注泡排剂后,2,3,个小时能,满足气井泡排需要，但是这不一定是最佳时间，需要进一步摸索。,（,4,）泡排剂加注浓度：不同泡排剂加注浓度有所区别，,ERD-05,可以,1,：,2,的浓度,加注；,UT-11C,泡排剂浓度可以,1:5,进行加注。,三、泡沫排水采气现场试验,长庆油田苏里格气田研究中心,汇报提纲,一、苏里格积液气井排查,二、排水采
49、气泡排剂选型,三、泡沫排水采气现场试验,四、结论及建议,长庆油田苏里格气田研究中心,（,1,）根据积液井不同的产液类型，进行泡排剂选型。,（,2,）对套压较高、油套压差较大的积液井进行连续性加注泡排剂进行诱排，恢,复气井自身带液能力。,（,3,）对含油量较大的井加大泡排剂注入剂量。,（,4,）对油压恢复较快的井从油套环空进行少量泡排剂加注，提高气井带液能力。,（,5,）需要进一步摸索泡排后最佳开井时间。,1,、结论和认识,四、结论及建议,长庆油田苏里格气田研究中心,存在的问题：,单井产液量无法计量，以及数据远传系统和流量计的不稳定性造成很难准确判,断单井的日产气量等数据，因此，试验效果分析存在一定误差。,建议：,（,1,）可在单井上使用分离器，以便计量试验井的产气量以及产液量，也有助,于摸清苏里格气田的产水规律；,（,2,）根据目前苏里格区块低成本开发生产实际情况，建议井口增加平衡罐。,一方面泡沫排水施工时有利于消泡施工；另一方面在冬季有利于解决管线冻堵问题。,（,3,）在苏里格气田尝试其他排水采气技术。,2,、存在问题及建议,四、结论及建议,长庆油田苏里格气田研究中心,汇报完毕,请各位领导、同事批评指正,
