《井筒防气技术应用.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《井筒防气技术应用.doc（10页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、井筒防气技术推广应用目 录前言1第一章、井下防气工具现状1第二章、项目完成情况4第三章、现场应用及效果评价4结论及认识 8前 言众所周知，油田开采中后期的油井，特别是高气液比的油井或动液面低的油井，气体是影响柱塞式抽油泵泵效的主要因素之一。气体的产生主要是三部分：游离气、溶解气和凝析气。游离气指在地层以气相存在，溶解气是当地层流体压力逐渐降低，低于气体溶于液体的饱和压力时，从液相中分离出来的气体；进入泵筒的液体，当泵腔内的温度低于原油中某些组分的临界温度时，压力的降低还会引起这些液态组分部分地向气态转化，这些轻质烃类组分就转化为凝析气。由于气体具有很强的膨胀性和压缩性，含气液体进入抽油泵时因气
2、体的膨胀占据泵筒空间，排出液体时因气体的压缩影响抽油泵的排出量，气体影响使抽油泵泵效降低，严重的气体影响造成气塞现象。因此，研究抽油泵的气体影响机理，应用防气工艺技术是提高抽油泵泵效进而提高抽油泵井单井产量的有效方法。第一章、井筒防气工具的现状1、采油一厂气体影响特点据2008年的统计资料表明，采油厂过半的油井受到不同程度的气体影响，其中气大和气中井，约占油井总数的12%。气大和气中井多分布在安区块和张地区。安区块属特低孔特低渗类型的储层，孔隙度和渗透率分别为5.22%和1.64x10-3um2，原油含蜡量高达39.28%，油藏埋深在28603470m，地下原油性质有普通黑油、挥发油和凝析气等
3、类型，地下原油密度0.4530.77 g/cm3；油气比（74717m3/t）较高。张油田：以断块油气藏为主，油气藏数量多而规模小。地层物性差、水敏性强，含蜡量高、凝固点高、饱和压力高。油层埋藏深度均在2100米以下, 储层孔隙度平均为12.5%，渗透率平均为0.158um2，属于中孔低渗储层, 平均油气比大于60 m3/t。套压1Mpa(气大)0. 51Mpa（气中）0.20.5Mpa（气小）0.2Mpa（无气）井数3982435491比例%3.77.841.546.9安地区气大气中井的平均泵效37.6%，张地区的气大气中井的平均泵效27.1%，远低于全厂的平均泵效62.2%。我厂近几年实施
4、了多项防气措施，通过井筒、地面防气技术的推广应用，来提高抽油机井泵效。2、在用井下防气技术介绍我厂目前已形成的防气技术有： XQM90-DZ3-3700井下油气分离器（普通气锚）、KMD多沉降杯等流型气锚、ZTQY气液混抽泵(防气泵)、防气泵和气锚组合、内罩式防气装置等。2.1 XQM90-DZ3-3700井下油气分离器（普通气锚） 工作原理：在泵的抽汲作用下，气液混合流体由油套环形空间流经碗形气锚的滤网时，利用重力分离原理，流动体进入碗内，气泡则上浮排放到油套环形空间，经过初步分离的气液混合流，在泵的抽吸作用下，进入螺旋翼上升，在离心力的作用下，液体被甩向螺旋外管内壁，向上流动，分离出来的气
5、体则沿螺旋中心管进入气罩，经单流阀，排放到油套环形空间，经过两次分离后的流体再进入上螺旋装置进一步分离，共经过三次分离的液体在泵力作用下升向地面，从而绝大部分气体被分离出去,大大提高了泵效。普通气锚的技术参数：最大外径：89mm；长度：3700mm；扣型：TBG 2 7/8 ；安装位置：泵下20-50米 ；气油比范围5003/ t；液流最小通径为50mm；沉降碗个数10个；抗拉强度500KN。2.2 KMD多沉降杯等流型气锚工作原理：KMD多沉降杯等流型气锚是在抽油泵下端用连接头连接多沉降杯等流型气锚，气液混合体先流经多个沉降杯，分离出的气体沿沉降杯外壁聚积上升至套管内，沉降杯内的底部液体通过
6、进液孔流入中心管由抽油泵产出，从而达到气液分离和抽油泵提高泵效的目的。多杯等流型气锚由气锚、保护体、定压洗井凡尔、加重杆组成。多杯等流型气锚的设计关键在于抽油泵抽汲时保持气液混合液流经每个沉降杯和进液孔的流量近似相等。主要技术参数：沉降杯外径为106mm中心管外径为48.3mm中心管内径38mm连接丝扣为TBG1 1/2油管扣2.3 ZTQY气液混抽泵(防气泵)工作原理：上冲程时气液混合物经固定凡尔进入下泵筒，抽吸中下泵筒内所含气体从液体中分离，当柱塞到达上泵筒，换气腔中的液体进入下泵筒，将下泵筒中液体上部的气体替换到换气腔内，柱塞下行，此时下泵筒中充满液体，不会产生气锁；同时，泵上部液体进入
7、换气腔，将气体替换到油管中，这样使泵筒内始终充满液体，减少或消除了气体对充满系数的影响，提高了抽油泵的抽吸效率。特点：在常规抽油泵的基础上，泵体中间新增1个液体补偿腔（换气腔），进行气液置换，补偿该腔下部泵筒中的液体空缺，减少气体对抽油泵的影响。适用范围：供液不足及各种含气抽油井。规格型号： 最大外径：89mm， 38mm*6m 、44mm*6m、56mm*6m三种型号。2.4 KZQ-48/89内罩式防气装置内罩式防气装置在过去使用的防气锚和防气泵的基础上应用多项油气分离技术，在中原油田现场应用取得了较好的防气增液效果。该装置的液气分离过程分为四个阶段：第一阶段是：在装置吸入含气液与消泡器碰
8、撞使流体液珠增大，消除能随液体流动的小气泡向上流动；在内罩式分离结构的出口液体改变流向，呈180转向下流动，分离的气体上流动完成罩式 结构的流向分离：第二阶段分离液继续向下流动进入交换腔，通过液动空间的改变使流体流速变化，未分离的气泡继续从液体中逸出并与液体逆向流动，完成气液交换的流速分离。第三阶段贫气液进入外套管与中心管构成的回流空间，依靠液气的重力分离原理进行一步分离，回流空间长达60米，日产20m3/d的液量回流时间达到20分钟，通过回流效应充分分离液体携带的微小气泡，完成回流分离。一级分离的三个阶段完成后流体从进液孔入中心管向上流动，分离的气体进入排放套管并从排放阀组排出装置外，排放结
9、构长达12米使进液口与排气口形成0.1Mpa的排气压差，利用高烟囱原理加快分离气体的外排速度。残气液从二级分离进液口进入二级分离器，在二级分离套管与离心叶轮构成的旋流构造中进行离心分离，分离的气体经分离伞从二级分离排气口排出的装置，脱气液经脱气液出口进入与抽油泵接口相连接的抽油泵完成整套装置的分离过程。经过四个阶段充分的气液分离后液体进入抽油泵，气体则从一级排放阀组和二级分离的排放阀组排放到油套环空，从井口的油套连通排出。进入抽油泵的井液气体充分分离后，没有了气体对抽油泵的充满系数的影响，抽油泵充满系数大大提高泵效也得以提高，从而实现抽油泵的增液。其主要技术参数：最大外径：102mm中心管直径
10、：42mm外套管直径：73mm 装置总长度：65mm 油井气液比： 20400m3/m3 含 砂 量： 0.5第二章、项目完成情况1、项目目标：通过对目前所用的各种防气装置产品使用要求和性能特点的分析，结合我厂以往使用防气装置使用的实际情况，拟定百井防气工作目标和技术思路。在保证产量不降、作业井次不增加的前提下，结合油井躺井和措施作业，根据油井的实际情况，在全厂推广实施防气工艺100井次。措施井平均泵效预计提高5%以上，年增油1000吨。2、项目实施情况：2009年结合躺井、措施、测压作业共实施防气措施123口井167井次。其中可对比井46井次，日增液254方，日增油13.6吨，平均泵效提高8
11、.8%，累计增油1641吨，完成了项目指标。第三章、现场应用及效果评价3.1、推广应用取得的效果2009年采取的防气措施，下普通气锚81井次，措施占比49%，下防气泵46井次，措施占比28%，防气泵+气锚组合34井次，措施占比20%；内罩式防气装置4井次，措施占比2%，KMD等流型气锚2井次，措施占比1%。可以看出，普通泵+气锚组合是百井防气的主要措施。 3.1.1普通泵+气锚组合可对比32井次，累计增油1102吨，平均泵效提高8.9%。单井投入：气锚1770元-筛管800元=970元/井次投入：970元*32井次=3.1万元产出：1500元*483吨=72.45万元(扣除新泵泵效提高5%的增
12、产量619吨)经济效益=产出-投入=72.45-3.1=69.35 万元投入产出比：1：22.373.1.2防气泵可对比7井次，累计增油381吨，平均泵效提高14.6%；单井投入：防气泵13690元-普通泵5900元=7790元/井次投入：7790元*7井次=5.45万元产出：1500元*251吨=37.65万元(扣除新泵泵效提高5%的增产量130吨)经济效益=产出-投入=37.65-5.45=32.2万元投入产出比：1：5.93.1.3防气泵+气锚组合可对比3井次，累计增油159吨，平均泵效提高15.4%；单井投入：防气泵13690元-普通泵5900元=7790元/井次气锚1770元-筛管8
13、00元=970元/井次投入：（7790+970）元*3井次=2.63万元产出：1500元*107吨=16.05万元(扣除新泵泵效提高5%的增产量52吨)经济效益=产出-投入=16.05-2.63=13.42万元投入产出比：1：5.13.1.4 KMD等流型气锚可对比1井次，累计增油12.4吨，平均泵效提高6.96%；投入：KMD气锚3414元-筛管800元=0.262万元/井次产出：1500元*3.5吨=0.525万元(扣除新泵泵效提高5%的增产量8.9吨)经济效益=产出-投入=0.525-0.262=0.263万元投入产出比：1：13.1.5 内罩式防气装置实施4井次，累计增气51.5万方，
14、平均泵效提高3.1%；单井投入：内罩式防气装置23000元+普通泵5900万元-防气泵13690元-筛管800元=14410元/井次投入：14410元*4井次=5.76万元产出：1元*51.5万方=51.5万元减少作业2井次*9万元=18万元经济效益=产出-投入=69.5-5.76=68.74万元投入产出比：1：11.93.2效果评价：综合上述各项防气措施，计算总产出：195.91万元，总投入：17.2万元创造经济效益：178.71万元，投入产出比：1：11.4四、结论和认识4.1结论：正确选井、正确选用防气措施能提高柱塞式抽油泵的泵效，减少气体影响。采油厂现有的防气措施，按投入产出比排序，由
15、高到低依次是普通泵+气锚、内罩式防气装置、防气泵单独使用、防气泵+气锚组合使用、KMD多沉降杯等流型气锚，所以普通泵+气锚是百井防气工程的主要管柱。KMD多沉降杯等流型气锚，因为使用局限性强，防气效果不明显且防气工具无法修复，不建议使用。4.2几点认识：4.2.1、选井原则：按照套压和放气阀的放气情况，将全厂的出气井分为气大气中气小井。气小井并不需要每口井采取防气措施。选井时要单元压力油气比资料、功图资料和生产参数三结合，来分析判断。原始油气比高、饱和压高的区块，功图受气体影响的井考虑防气措施。高含水且泵效较高的井不考虑。4.2.2、防气工具的局限性 普通泵+气锚的投入产出比最高，但并不意味着
16、每口井都适用。根据出气量大小、油井的情况、防气工具的适应性来确定防气措施，才有使得效益最大化。4.2.2.1普通气锚 普通气锚接在泵下30-50米处时油气分离效果最佳，所以对要求下泵深度有一定的限制；管柱结构复杂（带封井封上采下）井不采用；出砂井优先考虑沉砂器，气锚不采用； 普通气锚的长度决定了气油比过大的井，混气液流经气锚时来不及充分分离，所以气油比500m3/t或排液采气井不考虑；4.2.2.2防气泵适应性强，可以和气锚组合使用，出砂井可以和沉砂器组合使用；带封井不受影响。但防气泵的价格相对较高，考虑到性价比，气小井不优先考虑；4.2.2.3内罩式防气装置管柱结构复杂（带封井封上采下）井不
17、能应用；工具总长70多米，丢手封下的井，泵封距离小的不应用；无法实现尾管加重，对防偏磨治理有一定影响；价格较高，每套2.3万元，防气效果明显，所以气液比特高气量大的油井或排液采气井选择使用；4.2.2.4 KMD多沉降杯等流型气锚管柱结构复杂（带封井封上采下）井不能应用；出砂井不应用；定点测压井不能应用；与泵直接相联，无法实现尾管加重，对防偏磨治理有一定影响；不能重复使用，考虑经济效益，长工期井选择使用，偏磨井短工期井不采用；起出时要求先清洁井筒，增加洗井工序，作业工序复杂化；4.2.3防气技术体系根据对目前防气技术的使用评价和现场使用防气工具的局限性分析，形成防气技术体系。排液采气井-内罩式
18、防气装置气大井-内罩式防气装置/防气泵+气锚组合气中井-防气泵+气锚组合/防气泵气小井-普通气锚/防气泵赵安区由于原始油气比高，高产气井处于气携油的状态，优先考虑使用内罩式防气装置；带封井条件不允许时，采用防气泵和普通气锚组合的管柱结构。张区由于饱和压力高，气大井优先考虑使用防气泵和普通气锚组合的管柱结构。封上采下井，单独使用防气泵。张区油稠，易结蜡，内罩式防气装置择井试验。结合功图和套压、动液面资料，气中井可选择防气泵+气锚组合或防气泵两种措施。管柱结构复杂（带封井）单独下入防气泵，出砂井可使用防气泵+沉砂器组合；气小井优先考虑普通气锚。如果下入条件不允许，考虑防气泵或者优化生产参数、不采取防气措施。4.2.4生产参数对防气的影响在分析防气措施效果时，发现一些井，下入初期由于能量充足，功图正常，泵效也较高。开抽几天后液面降低，供液能力变差时，防气效果也随之变差。所以，除了采取正确的防气措施外，适当增加沉没度、加大冲程、降低冲次、调小防冲距，减少余隙容积、定期放掉套管气也能提高防气效果。4.2.5防气措施对含水的影响有些油井，下入防气装置后，产液量上升，泵效提高了但含水随之上升，起不到增油的目的。目前对含水影响的原因缺乏深层次的分析。防气措施对系统效率、吨液百米耗电的指标影响，还需要深入分析。
