采气技术培训井下作业部采输队2004年2月目录一、采气工艺流程二、井口采气树及井内管柱三、各层位情况四、堵塞与解堵五、排水采气一、采气工艺流程1、井口加热、节流、分离、低压进站一号集气站所辖五口单井，采取井口分离、低压进站的工艺流程:井口油管采气，经真空加热炉的加热后节流，进高架分离缓冲罐分离，Ø76集气管线输送至一号集气站，经计量撬块分离计量后输往二号站。
流程图如下：2、高压进站、加热、节流、分离、计量二号集气站采取高压进站，真空加热炉加热后节流降压，然后进计量撬块分离计量。
流程如下：二号集气站井口采气分两种工艺：1、油采2、油套同采（1）油管采气采气管线只与油管连通，D15、DK2、DK3、DK4、DK5井为油采见下图：（采气管线与油套都可以实现连通，可以实现油采、套采、油套同采，DK6、二、井口采气树及井内管柱1、采气树目前的井口采气树分两种：600型、700型。
E9、D10、D13、D16、DK5、DT1、DK7为600型采气树；DK1、DK2、DK3、DK4、DK6、DK8、DK9、DP1、D15为700型采气树。
2、井内管柱ａ、套管油套分两种：51/2”、7“两种，外径分别是139.7ｍｍ、177.8ｍｍ；壁厚分别为6.72ｍｍ、10.36ｍｍ；内径分别为124.26ｍｍ、157.08ｍｍ。
其中E9、D10、D13、D15、D16、DK7、DK8、DK9、DT1是51/2”，DK1、DK2、DK3、DK4、DK5、DK6是7“。
ｂ、油管油管有三种型号：23/8”、27/8”、31/2”，其中DK6、DK7为23/8”；DK3、D13为31/2”；E9、D10、D15、D16、DK8、DK9、DT1、DK1、DK2、DK4、DK5为27/8”。
23/8”外径60.3ｍｍ、内径50.6ｍｍ、壁后4.83ｍｍ；27/8”外径73.0ｍｍ、内径62.0ｍｍ、壁后5.51ｍｍ；31/2”外径88.9ｍｍ、内径76.0ｍｍ、壁后6.45ｍｍ。
三、各层位情况1、层位2、各层情况根据DST测试结果，大牛地气田各井盒3层压力系数在0.95～1.02之间，太1层、太2层、山1层、山2层、盒1层，压力系数在0.84～0.98之间，表明大牛地气田各气藏为低压—正常压力系统。
根据DST测试结果和试气求产期间测试结果，大牛地气田各层温度梯度在2.67～2.91℃/100m之间，相差不大。
盒2层尚未进行DST测试，由试气求产期间静压测试结果来看，盒2气藏应为低压—正常压力系统。
（1）太原组地层压力及温度太原组气层分为太1层和太2层，2001年大5井太2层、大8井太原组、大10井太2层、2002年大17井太2层、2003年大18井太2层气层在试气施工中分别发现工业气流，压前进行的DST测试地层压力结果如表2-1。
由压力数据分析，太原组压力系数在0.9—0.97之间，属于低压－正常压力系统，温度梯度在2.67～2.78℃/100m之间。
（2）山西组地层压力及温度山西组气层分为山1层、山2层，又可进一步细分为山11段、山12段、山21段、山22段等四层，山西组气层在塔巴庙区块展布面积大，储层厚度大、天然气储量较大，属于塔巴庙区块的主力气层，从压前地层测试结果来看（见表2-2），山西组压力系数在0.88—0.99之间，属低压—正常压力系统，温度梯度在2.88～2.91℃/100m之间。
（3）石盒子组地层压力及温度石盒子组气层分为上石盒子组和下石盒子组，又可分为盒1层、盒2层、盒3层等，目前塔巴庙区块已分别在盒1层、盒2层、盒3层三个层位发现有工业气流，特别是盒2层和盒3层天然气无阻流量达20万方/天左右，大开2井盒3层无阻流量最高，达38.87万方/天。
从压前地层测试结果来看（见表2-3），石盒子组地层压力系数在0.95—1.02之间，属于低压－正常压力系统，温度梯度在2.67～2.82℃/100m之间。
注：大16井盒2层地层压力为压裂后静压测试值。
根据井口分离器所取天然气样分析结果，按照天然气划分干湿标准（C2+含量小于5%为干气，C2+含量大于5%为湿气），大牛地气田盒2层、盒3层所产天然气为干气，太1层、太2层、山1层、山2层、盒1层等五个气层所产天然气为湿气（表2-4）。
四、堵塞与解堵1、水化物的形成机理（1）液态水的存在液态水是生成水合物的必要条件。
天然气中液态水的来源有油气层内的地层水和地层条件下的气态水。
这些气态的蒸气随天然气产出时温度的下降而凝析成液态水。
（2）低温低温是形成水合物的重要条件。
采气过程中，气流从井底流到井口并经过针阀、孔板等节流后，会因节流效应而引起温度下降。
温度降低不仅使气态水凝析，也为生成水合物创造了条件。
（3）高压高压也是形成水合物的重要条件。
对组成相同的气体，水合物生成的温度随压力升高而升高，随压力降低而降低。
也就是压力越高越易生成水合物。
（4）其他条件高速流、压力的波动、气体流向改变时引起的搅动，H2S和CO2等酸性气体的存在以及微小水化晶核的诱导等，都能加速水合物的生成。
每一种相对密度的天然气，在每一个压力都有一个对应的水合物生成温度，也就是说，高压比低压容易生成水合物。
压力相同时，天然气相对密度越高，生成水合物的温度也就越高；温度相同时，天然气的相对密度越高，生成水合物的压力越低。
经验发现，气体温度升高到一定温度时，无论加多大压力也不会生成水合物。
这一温度即为气体水合物的临界温度。
各种气体水合物的临界温度见下表。
气体水合物的临界温度在同一温度，当气体蒸气压升高时，形成水合物的先后次序分别是硫化氢→异丁烷→丙烷→乙烷→二氧化碳→甲烷→氮气。
若天然气中含有硫化氢和二氧化碳，则在压力不变的条件下，会提高水合物的生成温度；在温度不变的条件下，会降低水合物的生成压力。
也就是说，含硫化氢和二氧化碳的天然气更易生成水合物。
2、水合物形成的预测波诺马列夫公式可以用来预测冬季或非冬季气候条件下水合物的生成压力﹙T＜0℃或T＞0℃﹚，由此计算的水合物生成压力值可以用来指导塔巴庙区块天然气井的施工与生产。
根据公式4-1、公式4-2和表4-1可以计算出天然气不同相对密度条件下水合物的生成压力。
鄂北塔巴庙区块天然气水合物生成压力预测表由于塔巴庙区块天然气井生产时地面管线节流后天然气压力值（选用流量计上流压力）在0～2MPa之间，由上表可知所有气层在地面温度低于0℃（冬季）生产时，若不采取有效措施，地面管线部分将会生成水合物，在地面温度高于10℃（春、夏、秋三季）时，若节流效应引起的温度降不大，将不会生成水合物，而当气井产量较高，节流效应引起的热能损失较大时，即使在环境温度较高的季节，也应采取适当的水合物防治措施，否则有可能形成水合物影响生产施工。
当气层进行生产时井口压力一般保持在3~15MPa之间，此时对应水合物生成温度为10～20℃，冬季受地面低温影响，井内油管井口附近温度也较低，此时容易形成水合物，夏季由于环境温度较高（温度一般高于20℃），一般不形成水合物。
现场施工可根据实际温度确定是否采取防治措施。
3、堵塞的种类从大牛地气田试投产至今，频繁发生各种堵塞现象，堵塞大致可分为五种情况：（1）采气树至真空加热炉段堵塞，D10井与D13井发生此类堵塞。
一号集气站所辖的D10与D13井每日的产水量较多，而采气树至真空加热炉段无保温，分析为井内产水结冰堵塞。
E9井因配产低，带不出井内集水，无发生堵塞的情况。
（2）采气树针阀处或附近采气管线堵塞，二号集气站大部分单井堵塞属于此类堵塞。
（3）采气管线中部堵塞，DK3井和DK6井曾出现此类堵塞。
（4）进站附近采气管线堵塞。
（5）井内采气管线堵塞。
4、堵塞的判断堵塞一旦发生，将引起产气量减小、压力降低等一系列的反应，我们可以借助产气量与不同部位的压力表变化来判断堵塞的部位和堵塞的情况。
（1）采气管柱堵塞，当井内采气管柱堵塞时，油套压差别不断增大，气产量逐渐减小。
此类堵塞的判断要避免与井内出液引起的压差相混淆。
这可以从产气量来判断，当井内堵塞时产气量会很快下降，而井内出液产气量变化不大，且压力降低较慢。
（2）井口附近采气管线堵塞，若井口附近采气管线堵塞，油套压显示正常，进站压力迅速下降，当关闭站内针阀进站压力升高较慢或不升高。
当关闭采气树总闸，从井口采气树放空时，油压表会在几分钟内回零。
（注意：油套同采的油压表装在采气树针阀后边，油套压差别大也可能是井口采气树段堵塞。
）（3）采气管线中部堵塞，这种堵塞也会造成进站压力比油压小的多的现象，但此类堵塞从井口或站内放空都需要较长时间。
（4）站内附近采气管线堵塞，此类堵塞也产生进站压力比油压小的多的现象，但当从站内放空时会很快使进站压力降至零。
当堵塞不太严重时，一旦关闭站内节流针阀，压力迅速上升。
（5）采气树至真空加热炉段堵塞，这类堵塞只出现在一号集气站，比如D10、D13井，因井内产水，在此段集水结冰堵塞管线。
一旦出现堵塞，流量减小，一级节流针阀后压力表压力迅速下降至管网压力。
5、解堵方法（1）注醇解堵因甲醇乙二醇等有较的冰点，水化物遇到会迅速的溶解，从而起到解堵的效果，醇类的物性见下表：从上表可以看出，甲醇的冰点远远低于其它醇类，从目前我们用于解堵的甲醇和乙二醇的效果来看，也证实了甲醇的解堵效果远好于乙二醇。
当管线完全堵死的情况下，通过向用泵向堵塞管道注甲醇能很快解堵。
但若注入乙二醇效果并不明显，特别是堵塞段较长情况。
（2）降压解堵法因水化物形成的一个很重要的因素是高压，当把压力将至常压，水化物会慢慢的溶解，从而起到解堵的效果。
但降压解堵速度非常缓慢，特别是在冬季气温很低的北方，比如：DK7、DK9在泄压后6～8天才解堵。
（3）降压反吹解堵降压可以使水化物溶解而解堵，反吹则可以是堵塞物反向受力，从而改变高压压实的状态而变得松散，反带出。
从而起到解堵的效果，此方法对于没完全堵塞的情况效果最好。
此方法在大牛地气田的越冬生产中得到了确认。
五、排水采气国内气井排水采气工艺主要以四川气田为典型代表。
四川石油管理局于1978在威远气田开始了排水采气工艺试验，通过20多年应用研究，逐步由单一排水采气工艺发展到多种工艺，形成了以优选管柱排水、泡沫排水、气举排水、游梁式机抽排水、电潜泵排水、射流泵排水、柱塞气举排水工艺以及多项排水工艺相结合的组合排水采气工艺。
四川气田1979～1995年期间69个气田和含气构造采取排水采气1769井次共累计增产54.8×108m3,为提高气藏的采收率，保持气藏的稳产起到了显著效果，获得了明显的经济效益。
在这些众多的工艺中泡沫排水、气举排水是最经济、最简便、最有效的措施，尤其是一些老井复活、出水量大的老井增产的事例中更采用了泡排+气举的工艺，使一些受水淹频于死亡的气井又恢复了活力，延续了气井的生命周期，起到了非常好的稳产、增产效果。
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