大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术

第22卷第3期重庆科技学院学报（自然科学版)2020年6月大牛地气田的采出水处理技术范进争(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院，郑州450006)摘要：大牛地气田各气井采出水经罐车拉运至净化厂混合后，形成含有凝析油、甲醇、机械杂质和泥 质悬浮物、乳化物及细菌的具有腐蚀性、结垢性的污水。

针对污水的水质特点，气田净化厂探索应用 以甲醇破乳、两级浮船收油、精馏回收甲醇、油浮选去除杂质、化学药剂杀菌和防腐防垢等处理技术， 有效保障了回收甲醇的质量和回注污水的达标率关键词：大牛地气田；采出水处理；凝析油回收；甲醇回收中图分类号:X 741 文献标识码：A 大牛地气田有覆盖全气田的地面集输系统。

承 担气田采出水处理业务的净化厂成立于2005年，是 气田产能建设中的重要配套丁程。

净化厂有4座采 出水处理站，目前其采出水处理能力达1 750 m 3/d 为实现气田绿色生产，针对采出水的水质特点，探索 形成了一系列有效的水处理技术1采出水处理流程气井采出水是含有凝析油J P 醇、机械杂质和泥质悬浮物、乳化物及细菌的具有腐蚀性、结垢性的污 水H ，需要进行净化处理，同时回收其中的凝析油和 甲醇。

净化厂的采出水处理系统主要包括预处理系 统、甲醇回收系统和污水回注系统3个部分（见文章编号：1673 -1980(2020)03 -0028 -04图1)。

气田各气井的采出水在集气站经过分离器分离 后，储存于站内的油水缓冲罐中，然后由罐车定期统 -拉运至净化厂，统一卸人卸车池。

卸车池中的采 出水来A 不同的气井和不同的采出时段，因此水质极4、稳定：在预处理阶段，通过加人4种药剂，除去 大部分悬浮物、油及杂质预处理后的采出水进人 原料罐，经过充分混合，除含醇率随季节的变化有较 大差异外，其余性质已相对稳定,，在帀醇回收环节， 耑根据原料水的含醇率来调整装置参数，实现甲醇 和水的分离，同时加入缓蚀阻垢剂抑制腐浊结垢，延 长装置工作周期。

负压采气技术在大牛地气田的应用作者：陈宇来源：《科学导报·学术》2020年第54期【摘要】大牛地气田大28井区气井主要为水平井开发，整体表现为低压低产、高水气比等生产特征，自身携液困难，需频繁放空维持生产，目前主要以泡排、速度管为主要排水工艺，但仍不能较好解决气井排液问题。

选取气井有一定产能，但满足不了临界携液流量、需定期降压带液的气井DPX井开展了井口负压采气试验，试验过程中密切跟踪生产情况，调整负压设备工况参数，并不断优化生产制度，有效杜绝了气井频繁放空的问题，实现了气井满时率生产。

DPX井日均增产3000方，增产率62.5%，综合评价试验取得成功，增产效果明显，达到了较好的试验目的，意味着技术引进取得了一定突破，也给大28井区低效井、关停井的治理提供了新的思路。

【关键词】混输泵;低压低产井;气井排液;井口负压采气;现场应用鄂尔多斯盆地大牛地气田属于“低压、低产、低孔、低渗”气田，动态资料显示气田经过多年开发，地层压力逐渐下降。

由于气田外输条件的客观限制，气田天然气的外输压力要求较高（不低于4.5MPa），目前约有30%的气井压力在5.0MPa，接近管网压力。

同时，常规采气工艺技术也无法实现低压气井的连续生产。

为提高气井产量，增加经济效益，提出了应用井口负压采气工艺的技术思路，开展了该工艺可行性的试验研究。

1 负压采气工艺概况负压采气工艺主要是借助混输抽气泵对气井进行抽吸，降低井口油压至常压甚至负压，通过放大压差既能增加产气量，同时又能提高气体流速，打破井下原积液的液位平衡，推动油管内大量股状水采至地面，气井生产出现产量急剧上升的“爆发”现象;“爆发”后的气井，产量逐渐趋于稳定且明显高于“爆发”前的产量，气体携液能力大大增强，地层产能得到充分利用，可有效延长稳产时间。

与传统的优选管柱、泡沫排水、柱塞气举和压缩机气举等排水采气工艺技术相比，井口负压工艺的施工全部在地表完成;不改变采气树内部的任何结构;不带压作业;能耗低，管理方便;装置运行平稳可靠，适应各种类型的低压低产井;實现气液混输，无就地排放;不会把水压回地层，充分利用地层产能;通过机械作用即可达到增产效果。

大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用大牛地气田分布面积大，属致密低渗气田，具有“低孔、低渗、低丰度”的特点。

气田地面建设经历了开发先导试验和成熟应用两个阶段，形成了适合气田产能建设需求的配套工艺，多井高压集气、站内加热节流、常温分离、间歇轮换计量、多井注醇、甲醇回收等工艺技术。

随气田开发形势的变化，对站内脱水工艺、污水处理和防垢等工艺进行了优化，保证了气田生产的高效平稳运行。

标签：大牛地气田;集输工艺;优化1 气田概况大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，地跨陕西和内蒙两省区，面积200km2。

该地区常年干旱缺水，最高气温达40℃，最低气温达-30℃，年平均气温为7.2℃，地表为沙漠、低缓沙丘、草原，地面海拔一般为1230～1360m，平均海拔为1300m。

大牛地气田储层主要为太原组滨海相障壁砂坝、山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂。

孔隙度值分布在0.3%～22.20%之间，平均值为7.80%，渗透率分布在0.01～15.3mD之间，平均值为0.54mD，储层为低孔、低渗及特低孔、特低渗透率。

截止2012年底，气田累计生产井1090口，集气站49座，输气站4座，建成集气干线38条，长度200.5km，外输管线3条，长度近300km，建成污水处理厂3座，处理能力520m3/d。

气田历年累计产气150，通过大杭、榆济管线销往北京、郑州、济南等地。

2 气田地面配套工艺技术根据大牛地气田面积大、丰度低的特点，在2003-2004年先导开发试验基础上，借鉴成熟的地面集输工艺[1]形成了辐射枝状组合管网、单井高压集气、站内多井加热节流、8井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、低温分离、含甲醇凝液回收集中处理、污水集中回注的地面配套工艺。

2.1 单井高压集气工艺。

大牛地气田面积大，单井分散，为简化井口流程，减少井口操作员工，采用了高压集气工艺。

该工艺是从气井井口出来的高压天然气通过采气管线直接输送到集气站，在站内集中加热、节流、分离、计量、脱水后进入集气干线。

气井排水采气工艺技术探索摘要：气井开采会降低地层压力，当地层压力无法举升一定量的水时，井底会聚集大量液体，形成液柱，进而可能导致气井丧失自喷能力，甚至导致气井完全停产。

为了避免这一问题，就需要应用排水采气工艺技术，及时处理井底的积液，以确保气井的正常开采。

基于此，本文阐述了排水采气的概念，并对气井排水采气工艺技术展开探究。

关键字：气井；排水采气；工艺技术前言在社会的快速发展中，对于天然气的需求量不断增加。

气井的环境对顺利开采有着极大的影响，不过，在气井的开采过程中，很容易发生积液现象，在井底高压低温的作用下，积液会发生水合物冻堵情况，阻碍天然气的正常开采。

针对这一问题，通过应用排水采气工艺技术，完成气井排水，有效处理井底积液为，从而为天然气的正常开采奠定良好基础。

1排水采气概述排水采气指的是借助相关技术手段，把气井下的天然气排出去，在这个过程中，需要将液化的天然气排掉。

排水采气技术是天然气采集中的关键，只有处理好地层中的水资源，才能够防止井下出现大量积液，进而提升天然气的采集效率。

在天然气开采中，出水问题难以避免，若不能及时排除井下的水资源，则会影响天然气的开采效率。

2气井排水采气工艺技术2.1井下节流排水采气技术井下节流排水采气技术在实际应用中主要是在井下安装节流器，实现井内节流、降压，提升流速，使得井口压力保持稳定，借助地热能量，对于水合物的生成条件加以改善，避免其生成，这样可以减少井下积液的形成量。

节流器内的流体有两种类型，即临界、亚临界流动，依据节流器出入口压力比值能够区分流体状态，由于采气前期的井外压力较小，在节流器处则会形成较大的压差，流体处于临界流动状态，优化装置气嘴的直径，能够使流体状态发生改变，为该工艺的实施奠定基础。

同时，对卡瓦式节流器进行改进，优化胶桶的伸缩率、硬度、拉伸强度、压缩率等各项性能参数，进而有效提升其使用性能。

在采气过程中，企业选择哪一种排水采气工艺，对具体采气效率有着极大的影响，在选择具体工艺时，应先确定开采的条件，依据环境合理选择工艺。

大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术【摘要】随着气田开发时间的延长，气井压力和产量不断下降，排水难度加大，部分气井采取排水措施无效果，积液逐渐聚集影响产量甚至水淹。

本文通过大量现场试验和总结分析，总结出适合大牛地气田低产低压气井的排水采气工艺技术、积液井和水淹停产井的复产工艺技术，期以对低压低产气井排水、因积液减产的气井以及水淹气井的复产有所指导。

【关键词】大牛地气田低压低产排水采气积液水淹1 引言大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，为多套致密砂岩气藏叠加连片组成的复合型气田，属低渗气藏，储层横向非均质性强，大多数储层呈低产特征。

2003年开始规模开发，目前管理气井950余口，年产气能力超过25亿方。

低压低产气井占到了27%，产量占总产量的21%，因积液导致减产的气井达到35口，影响产量达到11万方/天，这些气井产能普遍较差，携液能力达不到要求，井内存在积液，严重影响生产。

针对目前存在的问题，通过泡排工艺、邻井高压气举排采工艺、油套环空激动工艺、优选管注排采技术以及复合排采技术的试验和总结，确保气井平稳生产，延长了气井生产期。

2 泡沫排水采气技术2.1 工艺原理泡沫排水采气工艺是向井内注入起泡剂，与积液混合后在气流的搅动下产生大量低密度的泡沫，降低井筒内流体密度，减少液体滑脱损失，提高气井携液能力的排采工艺。

2.2 现场应用及效果大牛地气田主要应用有7种泡排药剂，形成覆盖油压8MPa以上、产量10000m以上的适应不同矿化度地层水、不同凝析油含量以及甲醇含量的泡排剂体系；2011年和2012年针对低压低产气井又分别研发出适应于油压6-8MPa、产量介于0.5-1万方气井的UT-12和适应于油压4-6MPa、产量小于0.5万方的新型起泡剂UT-14。

2003～2012年共进行900余口井12万余井次的施工，成功率在90%以上，累计增产气量超过2亿方。

3 邻井高压气举排水采气技术3.1 工艺原理邻井高压气举工艺是利用同一集气站的高压气井作为气源，将高压气通过采气管线或注醇管线注入被气举井中，增大生产压差和生产管柱内气水比携液的工艺。

内蒙大牛地固井技术研究摘要：大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部是近几年中石化能源接替区块，主要气层为二叠系下石盒子组、山西组和石炭系太原组三套储集岩，三套储集岩在纵向上互相叠置，平面上互相叠合，构成了气田复合连片的储集体。

其储层特点为低压、低渗透致密气藏，多数产层渗透率较低，具有低孔隙度、低含气饱和度、低产的特征，面对该区块的地层特点，我们在此区块展开有针对性的固井技术及水泥浆体系的研究与探索，提高固井质量，为能源开发提供保证。

关键词：大牛地固井难点技术措施鄂尔多斯盆地大牛地气田区内构造、断裂不发育，总体为东北高、西南低的平缓单斜，平均坡降6～9米/公里，倾角0.3～0.6度。

局部发育鼻状隆起，未形成较大的构造圈闭，属于上古生界石炭系—二叠系海陆交互相含煤碎屑岩含油气体系。

主要含气层为上古生界（二叠系、石炭系）和下古生界（奥陶系）。

一、固井作业的难点1、大牛地气田具有低压、低渗、个别井段漏失严重。

刘家沟组（约1900-2100米处）甲方经验最高承压当量密度为1.35g/cm3。

由于其漏失层位位置比较深，且承压能力相对薄弱，对我们的水泥浆体系（密度）和施工作业（排量控制）要求严格。

2、井斜大：钻井设计要求在2100-2300米处进行造斜，钻至A点井斜为90度左右，最大狗腿度为7-9度。

①大斜度井、水平井钻井过程中常常会形成键槽和椭圆形井眼，造成不规则井眼，大大降低了注水泥时顶替效率。

②在大斜度井段和水平段对井壁的侧压较大，从而增大了下套管的摩擦阻力，使套管下到设计深度的困难增大。

③套管紧贴井壁难以居中，同时在重力的作用下会使上下环空间隙不一样，套管偏心严重，居中度差，易造成钻井液窜槽，甚至贴边，造成水泥浆顶替效率低，由于钻井液没有胶结强度，与大部分水泥浆不相容，如果顶替效率低，残留的钻井液不但在套管环空中形成没有胶结强度的连通槽道，而且破坏与之接触的水泥浆的凝固特性，使周围的水泥石强度下降，造成水泥环失去层间的封隔能力。

气井积液规律及排水采气优化摘要在天然气开发开采过程中随着气井压力递减，地层水的出现导致气井开始积液，从而滞留在井筒中。

这些液体在一段时间内聚集在井底，形成液柱，对气藏造成额外的静水回压，导致气井自喷能力持续下降。

文主要对气井积液规律进行研究，并针对性提出优选管柱、泡排、气举、等常用的排水采气工艺技术，为排水采气工艺方法的选择提供相应的理论基础。

关键字：积液；滞留；液柱；排水采气一、气井中积液形成的原因通常情况下，气藏中天然气常常和一些液相物质一起产出，液相物质会影响气井的流动特性。

液相来自烃类气体的凝析或气层基质中的间隙水。

若天然气没有充足的能量把液体举升出地面，液体将在井中堆积形成积液。

积液产生一个作用在地层上附加回压，从而大大地影响气井的生产能力。

产生井筒积液现象的前提是：向上的气体流速远低于临界流速值，该值指最初被吸进气流的液体开始发生回落时的流速值。

液体在井底不断积聚，增大储层静水压头，使井筒多相流不稳定(流型发生变化)，气体在井筒的流态也开始从环雾流转变为涡流进而转变为段塞流；随着积聚的液体增加井底压力，使气体流速进一步降低，最终转变为泡流，当井底压力超过气藏压力时，气井停止生产。

二、气井中积液的判断根据流动断面气液相的流速以及气相与液相的含量，气体在井筒中存在四种流态，泡状流、段塞流、环流、雾状流。

投产初期井筒内气体流速较高，油管内流型主要为雾流，随着生产时间的延长，气产量下降产液量升高，如果产气量持续递减，逐渐出现段塞流和泡流，气体无法把液体带到地面，如果不及时采取排水采气措施或采取措施不当，气井产量会持续降低直至报废。

目前诊断气井积液的方法主要有三类：生产数据分析法、生产测试法、临界流量法：①生产数据分析法：通过对比井口油套压、产气量、产液量等数据，与正常生产数据相比较，若这些生产数据出现明显异常情况可判断积液。

具体表现在以下几个方面：产量迅速下降；油套压差增加；套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势。

大牛地气田水平井携液规律及排液对策研究
何云;杨益荣;刘争芬
【期刊名称】《天然气勘探与开发》
【年(卷),期】2013(036)003
【摘要】针对大牛地气田低渗致密气藏水平井生产中井筒积液问题,文章研究了水平井携液理论、井筒流动规律,分析了水平段、造斜段、垂直段流动状态对积液的影响,提出了水平井积液的判断和计算方法,结合大牛地气田水平井的压裂规模、完井方式以及各种排水工艺实施难易程度和投资成本等因素,优选出了目前适合于气田的水平并排水工艺为优选管柱、泡沫排水、邻井高压气举或这几种工艺的组合应用,并通过现场应用及取得的成果,为其他气田的开发提供技术支撑.
【总页数】5页(P38-41,49)
【作者】何云;杨益荣;刘争芬
【作者单位】长江大学石油工程学院;中国石化华北分公司;中国石化华北分公司;中国石化华北分公司
【正文语种】中文
【相关文献】
1.大牛地低渗气田气井携液气量低的原因分析 [J], 张文洪;郑峰;吴伟然;李克智;王志彬;刘岳龙;王锦昌
2.大牛地气田气井最小携液产量研究 [J], 郑军;闫长辉;张文洪;郑峰;徐卫峰
3.大牛地气田水平井排液方法研究 [J], 朱明富
4.大牛地气田水平井井眼轨道参数对携液能力的影响 [J], 牛似成
5.大牛地水平井临界携液气量计算模型 [J], 周舰;罗懿;李颖川;钟海全;周瑞立因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。