石油大賽設(shè)計4

PAGE全國石油工程設(shè)計大賽作品說明本采氣工程方案以所給的地質(zhì)構(gòu)造特征、儲層特征、氣藏特點(diǎn)、氣藏溫度壓力系統(tǒng)及氣藏流體性質(zhì)等油田地質(zhì)資料為基礎(chǔ)，對該研究產(chǎn)區(qū)的儲量進(jìn)行了估算，并對氣層進(jìn)行了綜合評價。針對斷塊超低滲這一主要開發(fā)矛盾，同時兼顧該斷塊地層的五敏特性、地層溫度偏高、泥質(zhì)含量過高以及產(chǎn)液量下降快等開發(fā)矛盾進(jìn)行了立體式設(shè)計，本著有效、實(shí)際、經(jīng)濟(jì)、創(chuàng)新的原則，力求突出前瞻性、先進(jìn)性、特色性，同時結(jié)合高職高專學(xué)生特有的一線實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，合理的運(yùn)用現(xiàn)代新技術(shù)，有效的解決開發(fā)矛盾。本設(shè)計優(yōu)選了完井方式、射孔方案及采氣方式，并進(jìn)行了清防蠟措施及氣層保護(hù)方面的研究，特別針對地層五敏特征，采用了井下雙向流閥，阻止有害流體進(jìn)入地層，達(dá)到保護(hù)地層的效果。此外，還加入HSE生產(chǎn)管理指導(dǎo)思想，使方案的可實(shí)施性增強(qiáng)，始終把安全生產(chǎn)放在第一位。根據(jù)石油行業(yè)有關(guān)健康、安全與環(huán)境保護(hù)法律、法規(guī)、標(biāo)準(zhǔn)等相關(guān)文件的規(guī)定，提出了采氣工藝HSE要求。本參賽作品由團(tuán)隊成員獨(dú)立完成，不存在剽竊、抄襲等侵權(quán)現(xiàn)象。若違反自愿放棄參賽資格并承擔(dān)相關(guān)責(zé)任。負(fù)責(zé)人簽字：團(tuán)隊成員簽字：指導(dǎo)老師簽字：時間：PAGE30目錄TOC\o"1-2"\h\z\u第1章地質(zhì)概況 11.1區(qū)塊構(gòu)造位置 11.2區(qū)塊構(gòu)造特征 11.3地層分布及儲層分布 11.4沉積環(huán)境 21.5儲層性質(zhì) 21.6氣藏特點(diǎn) 21.7地應(yīng)力分布情況 2第2章完井設(shè)計 32.1氣井完井方式選擇 32.2生產(chǎn)油管尺寸優(yōu)選 52.3生產(chǎn)套管尺寸的選擇 62.4生產(chǎn)安全系統(tǒng)選擇 72.5生產(chǎn)套管水泥返高及井底口袋 72.6采氣井口裝置選擇 7第3章采氣方式選擇 103.1油管尺寸敏感參數(shù)分析 103.2氣嘴的選擇 103.3人工舉升采氣工藝 11第4章井下作業(yè)設(shè)計 204.1壓裂優(yōu)選 204.2工程參數(shù)優(yōu)化 214.3儲層敏感性分析 224.4試注要求 224.5防腐 234.6水合物堵塞的解堵措施 234.7定向井桿管柱扶正防磨技術(shù) 244.8清防蠟工藝技術(shù) 244.9清防垢工藝技術(shù) 244.10提高深井泵泵效工藝技術(shù) 254.11防斷脫工藝技術(shù) 254.12防砂技術(shù) 25第5章HSE設(shè)計 27第1章地質(zhì)概況第1章地質(zhì)概況1.1區(qū)塊構(gòu)造位置該區(qū)塊具備良好的天然氣成藏條件。下伏陸相-海陸交互相煤系地層呈廣覆式分布且成熟度高；總體近南北向的NPEDC9、NPEDC10砂體在平緩的西傾單斜背景下，與側(cè)向的河流間灣泥質(zhì)巖遮擋及北部上傾方向的致密巖性遮擋一起構(gòu)成了大面積的巖性圈閉。NPEDC9組穩(wěn)定分布的近100m河漫灘相泥巖，構(gòu)成上古生界氣藏的區(qū)域蓋層。NPEDC9和NPEDC10段儲層屬河流-三角洲相砂體，面積寬廣，物性較好，構(gòu)成了良好的儲集體。井區(qū)含氣面積約276.5km2，平均煤層厚度11m，氣層有效厚度20m。1.2區(qū)塊構(gòu)造特征本區(qū)構(gòu)造特征明顯、規(guī)律性強(qiáng)，地層北東高-南西低，整體呈向西傾斜的單斜。統(tǒng)計地層坡度較緩，每千米下降2-15m，沒有大的構(gòu)造起伏，且NPEDC9段頂面、NPEDC10段頂面的微構(gòu)造形態(tài)有很好的繼承性，構(gòu)造的主體基本上是向西傾斜的單斜構(gòu)造，只在局部發(fā)育微幅度鼻隆構(gòu)造。表1.1NPEDC9頂面、NPEDC10頂面鼻隆構(gòu)造情況層位鼻根埋深（m）鼻端埋深（m）起止高差（m）延伸長度（Km）隆起幅度（m）面積（Km2）NPEDC9頂-2050>-2280>23021310~352684.59NPEDC10頂-2050>-2340>29023610~352857.881.3地層分布及儲層分布XX油田鉆井揭示的地層自上而下依次為：第四系，白堊系，侏羅系的NPEDC1組、NPEDC2組、NPEDC3組，三疊系的NPEDC4組、NPEDC5組、NPEDC6組、NPEDC7組，二疊系的NPEDC8組、NPEDC9組、NPEDC10組、NPEDC11組，石炭系的NPEDC12組，奧陶系的NPEDC13組。該地區(qū)地層除缺失中上奧陶統(tǒng)、志留系、泥盆系和下石炭統(tǒng)以及古近系、新近系外，其它地層發(fā)育基本齊全。含氣目的層為NPEDC9段的NPEDC91組與NPEDC92組；NPEDC10段的NPEDC101組、NPEDC102組、NPEDC103組。（見地層分層及巖性剖面）。NPEDC9為一套河流相砂巖，巖性為淺灰色含礫粗砂巖、灰白色中－粗粒砂巖及灰綠色石英砂巖，是上古生界主力產(chǎn)氣層段；NPEDC10段以河道沉積為主，巖性為灰色、灰黑色細(xì)－中粒巖屑砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖和泥質(zhì)巖，砂巖成分成熟度低，厚度約40m左右。為上古生界主要產(chǎn)氣層段之一。1.4沉積環(huán)境沉積環(huán)境為典型的辮狀河砂礫質(zhì)心灘。1.5儲層性質(zhì)該區(qū)塊砂巖儲層孔隙類型多樣、演化機(jī)理復(fù)雜，以巖屑溶孔為主，膠結(jié)物主要有自生粘土礦物，碳酸鹽礦物，硅質(zhì)。本區(qū)孔隙度分布在0.4～20%之間，表明儲層主體屬超低滲儲層。根據(jù)多口井的敏感性試驗(yàn)，本區(qū)儲層具有弱-中等酸敏、弱堿敏、中等鹽敏、水敏和速敏變化大，由無～強(qiáng)均存在。1.6氣藏特點(diǎn)區(qū)塊內(nèi)鉆探10口井，氣藏埋深約-3624~-3694m。M4、M5、M6、M9井試氣證實(shí)為工業(yè)氣流井。以M4井為例，地溫梯度為3.36℃/100m，壓力梯度為0.921MPa/100m，為正常的溫壓系統(tǒng)，該井NPEDC9層位高壓物性分析，臨界壓力5.80MPa、臨界溫度-69.51.7地應(yīng)力分布情況本區(qū)塊地應(yīng)力方向大概NE60°~90°，最小水平主應(yīng)力方位195.85°壓裂裂縫延伸方位為NE69.8°~81.3°,與砂體走向近似垂直。砂巖的最小水平主應(yīng)力為50.43MPa，最大水平主應(yīng)力為71.52；泥巖最小水平主應(yīng)力為56.62MPa，最大水平主應(yīng)力為72.56MPa。第2章完井設(shè)計第2章完井設(shè)計2.1氣井完井方式選擇氣井的完井方法，主要根據(jù)氣層的巖性特征和儲集性質(zhì)決定，該區(qū)塊氣井完井設(shè)計遵循的原則是：（1）堅持安全可靠的原則，完井井身結(jié)構(gòu)和油管柱能夠滿足長期安全生產(chǎn)的要求。（2）堅持有利于提高儲層生產(chǎn)能力的原則，完井方式和生產(chǎn)套管尺寸要滿足壓裂改造的需要。（3）堅持經(jīng)濟(jì)實(shí)用的原則，在安全可靠，滿足生產(chǎn)的前提下，簡化井身結(jié)構(gòu)、減小油套管尺寸。目前國內(nèi)外常見的完井方法有射孔完井、裸眼完井、襯管完井、礫石充填完井等。射孔完井能夠?yàn)檎{(diào)整作業(yè)、大型壓裂酸化等提供較好的井筒條件，本設(shè)計認(rèn)為，基本符合該區(qū)塊的地質(zhì)條件和開采要求，應(yīng)作為該區(qū)塊氣田生產(chǎn)井的首選完井方式。結(jié)合不同完井方式的適應(yīng)條件，根據(jù)儲層巖石的地質(zhì)特性、巖石力學(xué)性質(zhì)、原油性質(zhì)以及鉆井、工程技術(shù)要求等多種因素分析，運(yùn)用完井方法優(yōu)選軟件優(yōu)選出適合于該區(qū)地質(zhì)條件和工程技術(shù)要求的最佳完井方式。綜上所述，該區(qū)塊的完井方式選擇均為射孔完井。（1）直井完井—采用套管射孔完井技術(shù)；（2）水平井完井—采用套管固井技術(shù)。1、射孔技術(shù)工藝當(dāng)前，中國石油射孔行業(yè)，普遍把射孔的穿透能力看作衡量射孔技術(shù)高低的一個最重要的技術(shù)指標(biāo)，但在長期的實(shí)際工作中可以看到良好物性的油氣藏，用低穿透的射孔彈也能達(dá)到很好的產(chǎn)能。而物性很差的地層，即使用大藥量射孔彈，甚至復(fù)合射孔都不能改變其干層和差油層的結(jié)局，最后實(shí)施大型水力壓裂，來勉強(qiáng)維持工業(yè)油流。選擇合適的射孔方式和工藝，對油氣井產(chǎn)能有直接的影響。

當(dāng)?shù)貙涌紫抖仍?5%以下，測井計算滲透率0.1～10mD時應(yīng)用高相位高孔密射孔器就容易實(shí)現(xiàn)此目的；當(dāng)孔隙度在15%～25%時，測井計算滲透率10～100mD時，用現(xiàn)在流行的優(yōu)化射孔軟件加以描述已比較貼切；當(dāng)孔隙度在25%以上，測井計算滲透率100mD以上時，可以采用普通YD-89、YD-102型射孔器就能滿足要求，而且都會獲得較好的產(chǎn)能。如果地層壓力較高，應(yīng)考慮采用油管傳輸射孔，不執(zhí)行壓裂。地層出砂可考慮防砂射孔器，并配合其他防砂工藝措施。本區(qū)塊孔隙度主要分布在5～10%之間（占56.5％），平均7.2%，應(yīng)用高相位/高孔密射孔器射孔為主。2、射孔參數(shù)選擇該區(qū)塊儲層需要通過壓裂改造投產(chǎn)，壓裂是決定氣井產(chǎn)能的主要因素。因此在選擇射孔參數(shù)時，首先要考慮壓裂改造的特點(diǎn)和作用，射孔參數(shù)必須有利于壓裂改造施工。為了增產(chǎn)，應(yīng)選擇穿透較深的射孔彈和較高的相位，因此采用較高的射孔孔密。綜合以上因素，采用射孔參數(shù)如下：射孔槍—102槍；射孔彈—DP44RDX－5；孔密—20孔/米；相位角—90°；布孔方式—螺旋式；負(fù)壓值—12-15MPa。3、射孔孔眼深度孔眼深度要求超過鉆井損害帶以提高油井產(chǎn)能。一定范圍內(nèi)，產(chǎn)能隨射孔孔眼深度的增加而增加，增加到一定程度后不再增加，但是孔眼的穩(wěn)定性會隨孔深的加深而變差，所以，必須保證孔眼在地層中的穩(wěn)定性的前提下提高產(chǎn)能。圖2.1射孔孔眼深度與損害關(guān)系4、垂直井射孔工藝為提高射孔施工的安全可靠性，簡化射孔后測試施工，以及有利保護(hù)儲層等，經(jīng)研究該區(qū)塊直井選擇過油管射孔工藝。5、水平井射孔工藝技術(shù)經(jīng)研究，該區(qū)塊采用液壓延時分段起爆方式能完成長水平段的射孔作業(yè)。采用彈架旋轉(zhuǎn)的內(nèi)定向方式，定向精度高且與槍身旋轉(zhuǎn)的外定向方式相比，在相同套管內(nèi)徑下可選擇更大直徑的水平井射孔槍。采用接頭旋轉(zhuǎn)扶正環(huán)和滾珠槍尾可大大減少起下射孔槍時的摩擦力。接頭與槍體之間，公母接頭之間采用防退扣裝置，避免了落槍的可能。最新研制的起爆開孔裝置可實(shí)現(xiàn)水平井的再射孔而不會將井液擠到地層中去?？商峁?02定方位水平井射孔器。最高工作壓力：105MPa。6、起爆方式水平井采用壓力起爆方式，使用壓力延時起爆器能夠在延時時間內(nèi)卸掉井口泵壓，從而保證射孔時不至于把壓井液壓入地層，有利于保護(hù)產(chǎn)層。針對該井射孔段長的特點(diǎn)，為了提高起爆可靠性和降低射孔彈爆轟波對套管、水泥環(huán)的傷害，我們建議將射孔段分為2段，每段首尾各安裝一個壓力延時起爆器實(shí)現(xiàn)起爆雙保險，全部射孔槍一次下井、三段相對獨(dú)立起爆射孔的辦法確保起爆可靠。射孔管串示意圖如下。圖2.2射孔管串示意圖7、射孔槍型選擇該射孔方式使用102型水平井射孔槍，孔密20孔/米。2.2生產(chǎn)油管尺寸優(yōu)選通常情況下，選擇采氣井油管尺寸時需要考慮三個因素：一是油管內(nèi)的壓力損失不能太大，要在較長的生產(chǎn)過程中保證一定的井口壓力，以滿足地面集氣的需要；二是具有較強(qiáng)的攜液能力，在正常的生產(chǎn)過程中避免井筒積液；三是要求流速不能過高，防止對井下油管柱產(chǎn)生沖蝕傷害。此外還要考慮與生產(chǎn)套管的綜合匹配，以及井下工具的配套性能等因素。以M1井、M6井為例，計算了井底流壓17~19MPa，產(chǎn)氣量1~7×104m3/d條件下，23/（1）在單井產(chǎn)氣量小于20×104m3/d的條件下，當(dāng)流壓大于15MPa時，使用23/8″及以上尺寸油管生產(chǎn)時，井口壓力大幅度高于開發(fā)初期地面集氣所需的6.4MPa；當(dāng)井底流壓降至10MPa時，采用27/8″（2）當(dāng)井底流壓在25MPa及以上時，23/8″及以上尺寸的油管均可實(shí)現(xiàn)日產(chǎn)50×104m3/d的生產(chǎn)要求；當(dāng)流壓20MPa和15MPa，23/8″和27/8″油管已分別不能實(shí)現(xiàn)日產(chǎn)45×104m3/d產(chǎn)量的生產(chǎn)要求；當(dāng)流壓15MPa時，23/8″油管不能滿足日產(chǎn)35×104m3/d的要求；當(dāng)流壓進(jìn)一步降低到10MPa時，23/8″和27/8″油管分別不能實(shí)現(xiàn)日產(chǎn)根據(jù)沖蝕和卸載流量計算結(jié)果，在井底流壓19~17MPa的范圍內(nèi)：23/8″油管允許的最高產(chǎn)氣量為45~19×104m3/d，最低產(chǎn)氣量為5.8~3.3×104m3/d；27/8″油管允許的最高產(chǎn)氣量為53~23×104m3/d，最低產(chǎn)氣量為8.7~5.0×104m3/d；31從井筒壓力損失看，在單井日產(chǎn)氣不大于20×104m3/d的條件下，當(dāng)井底流動壓力高于15MPa時，采用27/8″和23/8″油管生產(chǎn)時井口壓力均高于6.4MPa，不必采用井口增壓措施。從防沖蝕能力看，27/8″和23/8″油管生產(chǎn)均可滿足要求。從攜液能力分析，單井產(chǎn)量達(dá)到6.0×104m3/d時，可采用23/8″油管；單井產(chǎn)量小于6×104m3/d時，即使采用23/8″油管生產(chǎn)，開采初期也可能產(chǎn)生積液，進(jìn)一步降低油管尺寸井下工具又不配套，此時應(yīng)調(diào)整提高單井配產(chǎn)量，或采用排水采氣措施。根據(jù)壓力損失、防沖蝕和攜液能力研究，除少數(shù)日產(chǎn)大于20×104m3/d井選用27/8″油管外，按照目前的配產(chǎn)要求，應(yīng)將23/8″油管作為M1區(qū)塊采氣生產(chǎn)的主體油管。同時必須指出的是，若2.3生產(chǎn)套管尺寸的選擇選擇生產(chǎn)套管尺寸應(yīng)遵循下列原則：（1）與采氣生產(chǎn)的油管尺寸相匹配；（2）與預(yù)選的井下工具尺寸相匹配；（3）能夠滿足較高射孔效率的要求；（4）能夠?qū)崿F(xiàn)儲層改造施工的要求；（5）與常用鉆頭和套管系列匹配；（6）在能夠滿足上述要求的前提下，盡量減少生產(chǎn)建設(shè)資金的投入。根據(jù)氣藏工程單井配產(chǎn)量以及壓力損失、防沖蝕和攜液壓力計算分析，M1區(qū)塊主體油管尺寸為23/8″，按照油管與套管尺寸匹配關(guān)系，應(yīng)選用5″規(guī)格的套管作為生產(chǎn)套管。2.4生產(chǎn)安全系統(tǒng)選擇該區(qū)塊儲層壓力30~40MPa，溫度140°左右，CO2含量一般1％~6%，個別區(qū)塊達(dá)到9.1%、19.58％，單井配產(chǎn)量較低為4~10×104m3/d1、安全閥該區(qū)塊CO2含量不高，不含H2S氣體，單井配產(chǎn)量較低，加上該區(qū)塊遠(yuǎn)離人口稠密區(qū)、要害區(qū)和環(huán)境敏感區(qū)，因此無需采用井下、井口雙套安全控制閥系統(tǒng)，從保證安全和有利于維護(hù)管理的角度看，選用一套井口安全控制系統(tǒng)比較適宜。CO2含量為19.58％區(qū)塊可考慮選用井口、井下雙套安全系統(tǒng)。2、井下封隔器對于不加注防腐蝕劑的高產(chǎn)井，為使儲層以上部位的生產(chǎn)套管不直接承受高壓和接觸CO2氣體，應(yīng)在射孔段以上下一級封隔器，以有效保護(hù)封隔器以上的生產(chǎn)套管。3、氣密閉絲扣目前API系列的油套管絲扣難以保證高壓條件下的氣體密封要求，因此對下封隔器高產(chǎn)井，井下封隔器以上的油管柱應(yīng)采用金屬對金屬密閉的絲扣，所有采氣井射孔段以上的生產(chǎn)套管均應(yīng)采用金屬對金屬密閉的絲扣。2.5生產(chǎn)套管水泥返高及井底口袋該氣田地層壓力中等，雖然生產(chǎn)套管采用氣密閉絲扣等措施，但由于氣井存在CO2腐蝕，為確保安全，建議生產(chǎn)套管水泥返高到井口。由于儲層均需壓裂改造投產(chǎn)，壓裂前需起出射孔槍，因此井底口袋預(yù)留80~100米2.6采氣井口裝置選擇1、井口閘閥閘閥是井口裝置的主要部件，其結(jié)構(gòu)形式包括明桿式和暗桿式，連接形式包括螺紋式、法蘭式和卡箍式，密封形式分平行式和斜楔式，壓力分21、35、70、105、140MPa。2、邊界條件的處理根據(jù)閥體在使用中的情況，將閥體三個開口端平面全部約束。3、載荷工況閘閥出廠要經(jīng)受70MPa水壓強(qiáng)度試驗(yàn)，因此選定工況為閥體承受70MPa內(nèi)壓時。針對采氣井口的腐蝕，研究開發(fā)了多種防護(hù)措施，其主要有三方面：（1）特種耐蝕鋼材（如雙相（鐵索體一奧氏體）不銹鋼）來抵抗酸性介質(zhì)引起腐蝕；（2）開發(fā)各種化學(xué)緩蝕劑，利用緩蝕劑在金屬表面產(chǎn)生化學(xué)吸附，形成牢固的緩蝕劑膜，從而大大降低H2S等腐蝕性介質(zhì)引起的失重腐蝕；（3）開發(fā)各種表面涂層技術(shù)，使金屬的表面形成一層具有抑制腐蝕的覆蓋層，將基體金屬與腐蝕介質(zhì)分離開來，達(dá)到防腐目的。由于受成本和工藝的影響，我國目前的采氣井口閘閥的防腐措施仍采用傳統(tǒng)方法：（1）利用緩蝕劑降低閥體的腐蝕；（2）針對H2S應(yīng)力腐蝕，控制閥體材料硬度≤HRc22。4、滲鋁方法選擇據(jù)該區(qū)塊氣藏的地層條件分析，采氣井口裝置可能由固體粉末滲鋁、熱浸滲鋁、料漿滲鋁、噴涂滲鋁、氣體滲鋁等材料制造，下面對前四種材料進(jìn)行對比。表2.2四種材料對比表滲鋁方法優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)粉末滲鋁操作簡單，工藝穩(wěn)定；滲層深度和成分易控制，表面質(zhì)量好：滲鋁適用于形狀復(fù)雜的工件滲鋁。勞動條件較差，生產(chǎn)周期長；時間較長，尺寸受限制；細(xì)孔零件滲鋁后清理滲劑較難。熱浸滲鋁工藝簡單，生產(chǎn)效率高；容易實(shí)現(xiàn)連續(xù)化生產(chǎn)。滲層表面粗糙，均勻性差，夾雜物較坩堝易蝕壞，蒸發(fā)的氣體有害。熱噴滲鋁零件尺寸不受限制；容易實(shí)現(xiàn)局部滲鋁滲層表面粗糙，均勻性差；操作時溫度高，噪音大。料漿滲鋁操作方便，設(shè)備簡單；擴(kuò)散工藝穩(wěn)定，滲層質(zhì)量好；可進(jìn)行局部滲鋁滲層表面質(zhì)量較差，工藝穩(wěn)定性不夠；有機(jī)溶劑粘結(jié)劑揮發(fā)快，不利健康，而水溶性粘結(jié)劑干燥慢。5、井口裝置選擇該區(qū)塊儲層埋深3624~-3694m米，壓力系數(shù)0.921MPa/100m，關(guān)井后井口壓力不大于40MPa，按照工作介質(zhì)1.3~1.5倍選擇井口裝置，采氣井口壓力等級應(yīng)為70MPa。為滿足壓裂施工的要求，則應(yīng)選擇壓力等級105MPa的采氣井口裝置。APISPEC6A－17NACEMRO175將CO2對采油樹的腐蝕分為三類：CO2分壓＜7psia時，無腐蝕，采油樹材質(zhì)采用AA級；7psia＜CO2分壓＜30psia時，輕度腐蝕，采油樹材質(zhì)采用BB級；CO2分壓＞30psia時，中度到高度腐蝕，采油樹材質(zhì)采用CC級。經(jīng)研究，根據(jù)區(qū)域地質(zhì)概況與氣藏地質(zhì)特征，該區(qū)塊CO2含量一般1％~6％，CO2分壓均超過30psia，從安全防腐考慮，采氣井口應(yīng)選用AA級材質(zhì)。綜上所述，該井口裝置應(yīng)選擇壓力等級105MPa的AA級材質(zhì)采氣井口。第3章采氣方式選擇第3章采氣方式選擇3.1油管尺寸敏感參數(shù)分析影響氣井產(chǎn)能的因素很多，如油管尺寸、井口壓力、地層壓力、表皮系數(shù)、射孔密度等。這里主要進(jìn)行油管尺寸的敏感分析，是以節(jié)點(diǎn)分析為基礎(chǔ)的。將解節(jié)點(diǎn)取在井底。先假設(shè)一系列產(chǎn)量，根據(jù)地層壓力和產(chǎn)能方程計算井底壓力，即流入節(jié)點(diǎn)壓力。對分析的油管尺寸，再假設(shè)一系列產(chǎn)量，根據(jù)井口壓力和單相氣體垂直管流方法，計算井底壓力，即流出節(jié)點(diǎn)壓力。油管尺寸和產(chǎn)量數(shù)據(jù)關(guān)系如圖3.1所示。圖3.1油管尺寸和產(chǎn)量數(shù)據(jù)關(guān)系圖由圖中可以看出，當(dāng)油管尺寸從25.00mm增加到50.30mm時，產(chǎn)量增幅很大；當(dāng)管徑增加到62.00mm時，產(chǎn)量有一定的增加，但幅度減??；管徑再增加時，產(chǎn)量增加非常小。因此，推薦油管尺寸選取62.00mm(內(nèi)徑)。3.2氣嘴的選擇在氣井生產(chǎn)系統(tǒng)中，氣嘴起重要的控制作用。以地面井口針形閥為例，它將地層到分離器分隔為兩個子系統(tǒng)。由于它的存在，有時分離器回壓可能影響到地層，有時分離器回壓又影響不到地層。對于不同情況，氣嘴壓降與流量之間存在不同的流動特性。對于井下氣嘴、井下安全閥的設(shè)計和選擇，一般應(yīng)保證它們在非臨界流速下工作。3.3人工舉升采氣工藝對給定的一口產(chǎn)水氣井，究竟選擇何種排水采氣工藝，需要進(jìn)行不同排水采氣工藝方法的比較。排水采氣方法對井的開采條件有一定的要求，如果不注意地質(zhì)、開采及環(huán)境因素的敏感性，就會降低排水采氣裝置的效率和壽命。因此，除了井的動態(tài)參數(shù)以外，其他開采條件如產(chǎn)出流體性質(zhì)、出砂、結(jié)垢等，也是考慮的重要因素。此外，設(shè)計排水采氣裝置時，還需要考慮電力供給、高壓氣源、井場環(huán)境等，而最終因素是經(jīng)濟(jì)效益，必須進(jìn)行綜合、對比分析，最后確定采用何種排水采氣工藝對產(chǎn)水氣井進(jìn)行作業(yè)。綜合各種因素，采用人工舉升采氣。1、排液采氣方式的優(yōu)化根據(jù)氣田排液采氣方式優(yōu)選的特點(diǎn)和評價優(yōu)選的要求，建立排液采氣方式的技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析與評價的指標(biāo)體系應(yīng)滿足以下基本要求：（1）應(yīng)符合排液采氣方式這一基本特點(diǎn)。（2）應(yīng)根據(jù)措施評價的具體要求建立。（3）應(yīng)包括技術(shù)、經(jīng)濟(jì)兩方面的指標(biāo)。（4）應(yīng)包括靜態(tài)和動態(tài)指標(biāo)，評價時主要考察動態(tài)指標(biāo)。（5）指標(biāo)體系的建立應(yīng)力求科學(xué)實(shí)用、易懂、易行。根據(jù)建立指標(biāo)體系的基本要求以及氣田實(shí)際排液采氣方式優(yōu)選的需要，考慮到各方案的共性和可比性，經(jīng)反復(fù)分析與比較，最后確定出了氣井排液采氣措施方案的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)體系，其評價指標(biāo)體系內(nèi)容如圖3.2所示。圖3.2氣井排液采氣措施方案的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)體系2、排液采氣井安全性能的比較根據(jù)各種排液采氣工藝的特點(diǎn)、適用條件，以及安全性評價，結(jié)論如下。 （1）優(yōu)選管柱排液采氣工藝，其理論成熟，施工容易，管理方便，免修期長，投資少，效率高，除了適當(dāng)?shù)挠凸苤?，無須另外特殊的設(shè)備和動力裝置。從其裝置故障的事故樹分析中可以看出，導(dǎo)致優(yōu)選管柱排液采氣井裝置故障的最小割集有12個，在這些最小割集中，仔細(xì)觀察結(jié)構(gòu)重要度比較大的幾個事件，都是由于氣井本身的原因或者人員的操作失誤導(dǎo)致頂事件發(fā)生的，該方式本身引起的影響比較小，所以在氣井條件一定的情況下，采用優(yōu)選管柱排液采氣工藝是較安全的。（2）泡沫排液采氣工藝，具有施工容易、使用簡單、收效快、成本低、不影響日常生產(chǎn)等優(yōu)點(diǎn)，日益受到國內(nèi)外的普遍關(guān)注。根據(jù)泡排劑的不同，來確定需不需要輔助的設(shè)備把液劑注入到套管內(nèi)，本文主要以泡排劑為液劑來進(jìn)行分析的。從其裝置的事故樹分析中可以看出，導(dǎo)致泡沫排液采氣井裝置故障的最小割集有16個，并且最小割集中包含有兩個或者兩個以上基本事件占了較多的比例，只有這些基本事件同時發(fā)生的時候，頂事件才會發(fā)生，其發(fā)生失效的可能性要比只包含一個基本事件的最小割集要小很多；小割集，同時電潛泵的大排量，也容易導(dǎo)致底層由此可見游梁式抽油機(jī)排液采氣井發(fā)生裝置故障的可能性比較高，基本事件的最小割集所占的比例相對比較大，其發(fā)生危險的概率就相對來說小一些。（3）采氣工藝＞射流泵排液采氣工藝＞電潛泵排液采氣工藝＞游梁式抽油機(jī)排液采氣工藝所以在氣井條件一定的情況下，采用泡沫排液采氣工藝也是比較安全的。（4）電潛泵排液采氣工藝，是一種有效的低壓、大排量排水工藝技術(shù)，其排量大，適應(yīng)性強(qiáng)，操作簡單，管理方便，容易處理腐蝕和結(jié)蠟問題；由于電潛泵長期工作，容易發(fā)生電泵故障。從其裝置事故樹模型可以看出，導(dǎo)致電潛泵排液采氣井裝置故障的最小割集有56個，并且這些最小割集中含有一個基本事件的最小割集占了很大的比例，這說明電潛泵排液采氣井發(fā)生危險的可能性比較大的的坍塌，這也說明了其安全性不是很高。（5）游梁式抽油機(jī)排液采氣工藝，該項(xiàng)工藝具有設(shè)備性能可靠，管理方便，投資少，效益高等優(yōu)點(diǎn)。但是該工藝需要的設(shè)備相對比較多，運(yùn)動件較多；從其裝置設(shè)備的事故樹模型可以得出，導(dǎo)致頂事件發(fā)生的最小割集有92個，并且其含有的一個基本事件的最小割集占的比例很大，安全性能比較差。（6）射流泵排液采氣工藝，其井下無運(yùn)動件，結(jié)構(gòu)簡單，工作耐久可靠，適應(yīng)力強(qiáng)，全套工藝裝置結(jié)構(gòu)簡單，操作管理簡便，維修費(fèi)用低；從其工藝失效的事故樹模型，可以看出，導(dǎo)致射流泵排液采氣工藝失效的最小割集有64個，但含有兩個或者兩個以上。由此可見，這些排液采氣工藝安全性的排序?yàn)椋簝?yōu)選管柱排液采氣工藝＞泡沫排液采氣工藝＞氣舉排液采氣工藝＞射流泵排液采氣工藝＞電潛泵排液采氣工藝＞游梁式抽油機(jī)排液采氣工藝。3、泡沫排水采氣工藝技術(shù)（1）泡沫排水采氣工藝機(jī)理氣田、氣井出水產(chǎn)生兩個直接結(jié)果：一是井筒積液、回壓增大、井口壓力下降、氣井生產(chǎn)能力受到嚴(yán)重影響；二是井底近區(qū)積液，產(chǎn)層由于“水侵”、“水鎖”、“水敏性粘土礦物膨脹”等原因，使得氣相滲透率受到極大傷害，這將嚴(yán)重地影響氣田最終采收率。泡沫排水采氣，是針對產(chǎn)水氣田開發(fā)而研究的一項(xiàng)助采工藝技術(shù)，具有施工容易、收效快、成本低、不影響日常生產(chǎn)等優(yōu)點(diǎn)。（2）泡沫劑的作用加入化學(xué)藥劑，降低了流動介質(zhì)的密度從而減小了所需的最小氣流速度。泡沫藥劑可以解除堵塞并且疏通氣流通道，從而改善氣井的生產(chǎn)能力，減小地層壓力損失，增大井底流壓，從而增大氣流速度。 改變井筒氣液分布結(jié)構(gòu)：加入起泡劑后，由于氣液界面張力而產(chǎn)生穩(wěn)定泡沫，不斷消耗氣井底部液相，連續(xù)氣相推動液體升至井口以后，泡沫帶液除去，積液越來越少，油管內(nèi)的泡沫質(zhì)量隨壓力連續(xù)分布。加大氣井生產(chǎn)壓差，增加氣井產(chǎn)量；使得氣井產(chǎn)量增加，增加的產(chǎn)量使氣井的攜液能力或排液能力增強(qiáng)。井底殘留的表面活性劑，有助于氣層損害的減少：高質(zhì)量的起泡劑有助于消除氣層水鎖或有效地保護(hù)氣層。調(diào)整摩阻損耗：氣水同產(chǎn)或氣水油同產(chǎn)的氣井摩阻損耗在其他條件相同的情況下，按照Hagedon和Brown的觀點(diǎn)，持液率HL和兩相雷諾數(shù)中的兩相粘度，都與氣液界面張力有關(guān)。表面活性劑的加入，氣液界面張力減少，描述多相管流的液體速度數(shù)NLV、氣體速度數(shù)Ngv、油管直徑數(shù)NL、液體粘度數(shù)Nu都將減小，從而使氣水（油）同產(chǎn)氣井的摩阻損耗發(fā)生變化。按Turner的觀點(diǎn)，韋伯?dāng)?shù)Nwb與氣液界面張力成反比，從而降低了攜帶液滴所需要的最小氣體速度，使氣體排液更容易。高質(zhì)量泡沫是一種非牛頓流體，視剪切速率的不同，泡沫有不同的流變模式：泡沫的流變性決定了泡沫排水過程垂直管流所遵循的規(guī)律,表面活性劑的加入使垂直管流的流體性質(zhì)發(fā)生變化。（3）泡沫的穩(wěn)定性當(dāng)泡沫一旦形成，表面積增大，體系的自由能增加，因此泡沫是屬于熱力學(xué)不穩(wěn)定體系，總是自發(fā)地從自由能較高的狀態(tài)向自由能較低的狀態(tài)轉(zhuǎn)化。所以泡沫的破裂、合并的過程，是體系自由能減少的自發(fā)過程。由于氣泡直徑的差異而造成的壓差，使氣體發(fā)生擴(kuò)散、導(dǎo)致氣泡合并、數(shù)目減少。泡沫中的液體由于重力作用及邊界吸引作用而在不斷排液，加上蒸發(fā)作用，使液膜不斷變薄，最終導(dǎo)致泡沫的破裂。（4）起泡劑的影響①增加液膜的彈性吸附了表面活性劑的液膜，受到外界沖擊、震動時會發(fā)生局部變形而使液膜變薄，變薄處的表面積增大，表面吸附分子的密度減少，表面張力增大。這將形成局部的表面張力梯度，因此鄰近處的表面活性分子就向此處遷移，并同時帶動液體—起運(yùn)動，結(jié)果使表面張力復(fù)原，變薄的液膜重新變厚，即所謂“馬朗格尼”效應(yīng)。這種由于表面張力梯度而引起的表面張力復(fù)原作用，直接與表面張力差有關(guān)。因此可以使溶液的表面張力發(fā)生明顯變化的起泡劑，能造成較大的表面張力梯度，便可增加馬朗格尼效應(yīng)，即增加了液膜的彈性，有利于提高泡沫的穩(wěn)定性。②增加液膜強(qiáng)度決定泡沫穩(wěn)定性的關(guān)鍵因素在于液膜的強(qiáng)度，而液膜強(qiáng)度主要決定于表面吸附膜的堅固性，在實(shí)驗(yàn)上即以表面粘度為其量度。有兩個以上親水基的表面活性劑，當(dāng)表面活性劑在液面排列時，伸在液相中的親水端，會形成一些交叉、纏繞，表面粘度會比液相粘度高得多，所以就能使液膜穩(wěn)定。如蛋白質(zhì)、肥皂等的水溶液可以形成水凝膠性的表面膜，具有很高的表面粘度，因而形成的泡沫穩(wěn)定性極好。因此起泡劑的水溶液表面粘度較大者，泡沫的壽命也較高。③增加溶液粘度某些起泡劑的表面活性物質(zhì)可以大幅度地提高溶液的粘度，比較粘稠的液體膜，有助于吸收對泡膜的沖擊，起到緩沖作用，降低沖擊泡膜的速度，使泡膜能持久些，并且由于溶液的粘度大，流動度低，也延緩了排液的速度，從而增加了泡沫的穩(wěn)定性。④起泡劑的協(xié)同作用在起泡劑中，添加一些別的活性物質(zhì)，由于兩種或兩種以上的活性物質(zhì)的協(xié)同作用的結(jié)果，因而可以大大促進(jìn)起泡劑的起泡性能，并大幅度提高其穩(wěn)定性，這些活性物質(zhì)稱之為穩(wěn)泡劑。如在純凈的十二烷基硫酸鈉中加入少量的十二醇，則可起到明顯的穩(wěn)泡作用。這是由于協(xié)同作用的結(jié)果，使構(gòu)成的混合膜的吸附分子密度大為增加，混合膜中的分子間的作用增強(qiáng)。 在一定條件下，甚至可用正、負(fù)離子混合物作起泡劑，不但不會發(fā)生沉淀，反而可獲得比單一表面活性劑更好的穩(wěn)泡效果。（5）表面電荷的影響離子型表面活性劑，在水中離解后，即帶有電荷。用離子型表面活性劑穩(wěn)定的泡沫，泡膜上形成兩層離子吸附的雙電層結(jié)構(gòu)。當(dāng)泡膜變薄到一定程度，離子間靜電相斥，阻礙著離子彼此接近，降低排液速度，延緩泡膜變薄的進(jìn)程，使泡沫得以穩(wěn)定。不同離子、發(fā)生相互作用的距離不同，一般當(dāng)膜厚度減到大約100納米時，表面電荷的靜電斥力即可發(fā)揮作用。（6）溫度的影響溫度對泡沫穩(wěn)定性的影響較復(fù)雜，歸納起來，表現(xiàn)在以下幾個方面：①對表面張力的影響：溫度升高，表面活性劑自由能增加。②對粘度的影響：溫度升高，分子間作用力小，液相粘度減?。?。③對泡膜液體蒸發(fā)的影響：隨著溫度的升高，液膜的蒸發(fā)增加，促使液膜減薄，因而會降低泡沫的穩(wěn)定性。④對吸附的影響：當(dāng)溫度升高時，表面吸附量減少，則泡沫的穩(wěn)定性降低。（7）礦化度的影響當(dāng)溶液中礦化度很高時，濁點(diǎn)越低，泡沫劑(非離子表面活性劑類)在其濁點(diǎn)以上的水溶液中的溶解度降低，易形成新相，不但使泡沫劑性能變差，而且有消泡作用；當(dāng)溶液電解質(zhì)濃度很高時，泡沫液(陰離子表面活性劑類)膜的擴(kuò)散雙電層被壓縮，相斥作用減小，膜變薄速度加快，再加上溫度影響，使泡沫劑性能明顯減小。因此，在泡沫劑選擇上，必須考慮藥劑對礦化度的抵抗能力。（8）起泡劑及其性能要求①起泡能力強(qiáng)起泡劑的起泡能力由泡沫高度表示。②泡沫攜液量大泡沫的水膜越厚，單位體積泡沫含水量越高，表示泡沫的攜水能力越大。③泡沫的穩(wěn)定性適中取決于排液快慢和液膜的強(qiáng)度，受界面張力（及其修復(fù)作用）、表面粘度、溶液粘度、氣體通過液膜的擴(kuò)散、表面電荷的影響，其中表面粘度是影響泡沫強(qiáng)度的主要因素。泡沫的穩(wěn)定性差，有可能中途破裂而使水分落失，達(dá)不到將水?dāng)y帶到地面的目的。④在含凝析油和高礦化水中有較強(qiáng)的起泡能力凝析油和高礦化水都具有一定的消泡能力。因此，起泡劑應(yīng)具有一定的抗油性能和抗高礦化度性能，以保證一定的起泡能力和泡沫攜液量。此外，由于氣水井的復(fù)雜性，要求下井的起泡劑要滿足不同井況對起泡劑的特殊要求（含硫、高溫等）。（9）起泡劑的適用條件①氣水井一般氣水井，主要采用陰離子型起泡劑，如磺酸鹽、硫酸酯鹽等。特點(diǎn)：親水能力強(qiáng)，溶解性好，降低表面張力的能力也強(qiáng)。對于水中礦化度較高的井，多采用非離子型起泡劑。原因：不僅有優(yōu)良的表面活性，而且吸附損失小，起泡能力更大。②含凝析油的氣水井采用多組分的復(fù)合起泡劑，也可采用兩性或聚合物表面活性劑。原因：具有協(xié)同效應(yīng)，即在同時使用兩種或兩種以上類型不同的表面活性劑，可以得到比單獨(dú)使用一種表面活性劑更好的效果。③含硫化氫的氣水井為抑制硫化氫對氣井設(shè)備的腐蝕，需加注緩蝕劑。要求相互之間能配伍，使起泡劑的性能不受影響，緩蝕劑的效果也不會有所降低。根據(jù)該氣田地質(zhì)條件采用陰離子型起泡劑。4、泡沫排水采氣工藝設(shè)計（1）選井（泡排能否成功的關(guān)鍵）對泡排工藝而言，選井的好壞將直接影響泡沫工藝質(zhì)量以及能否獲得成功。經(jīng)現(xiàn)場理論分析與實(shí)踐，屬下列條件之一的氣水井不宜選作泡排井。①油管下得太淺的氣水井如果油管鞋沒有下到氣層中部，泡沫劑不易流到井底，在油管鞋末就被氣流所帶走，難以達(dá)到消除井底積液的目的。②氣井油套管互不連通或油管串不嚴(yán)密的氣水井如果油套管本身不連通，起泡劑無法流入井底，不能消除井底或井筒積液。當(dāng)油管串密封不好，將發(fā)生泡沫劑短路而流不到井底，達(dá)不到泡排目的。③水淹停產(chǎn)氣井由于泡排工藝只是一種助噴工藝，本身不能增加氣井能量，因此，要對這類氣井進(jìn)行泡排工藝必須先進(jìn)行輔助工藝，(如氣舉、液氮舉升等排水方法)。④水氣比大的氣水井泡沫排水的主要對象是那些產(chǎn)量不高的中小型氣水井。產(chǎn)水量一般在100m3/d以下，氣水比在160～1500m3/m3之間，其發(fā)泡條件最佳。礦化度較高井不宜采用。當(dāng)氣井水氣比過大(＞60m3/104m3)時，氣井舉水所要求能量也大，可能使帶水失敗。（2）氣流速度的控制氣流速度在1～3m/s時，泡沫帶水能力小，不利于泡排。氣流速度＜1m/s或＞3m/s時，有利于帶水。通過選擇油管尺寸，控制井口壓力，可以獲得合理的氣流速度。（3）起泡劑最佳注入濃度和注入量①最佳注入濃度根據(jù)其性能和氣井本身的條件來確定。在泡沫排水采氣中，起泡劑濃度加入不當(dāng)，可導(dǎo)致工藝失敗。注入濃度過低，達(dá)不到改善井筒氣水兩相流流態(tài)的目的；注入濃度過高，井筒壓降反而回升，而且地面消泡困難，分離器也會產(chǎn)生較高的回壓。起泡劑注入氣井的濃度一般應(yīng)小于其臨界膠束濃度，從而降低起泡劑的浪費(fèi)，避免給氣井、地面集輸及氣水分離等帶來不必要的危害。對正在生產(chǎn)的氣井，開始試驗(yàn)時，建議按其臨界膠束濃度的70%加入，再視其帶水的情況酌情加減。對停產(chǎn)井，初始加入起泡劑宜稍過量，以達(dá)到既能正常帶水又不影響地面氣水分離的目的。但實(shí)際上影響濃度的因素較多，要視氣流速度、分離條件、井溫和有否凝析油而定。②起泡劑注入量根據(jù)起泡劑注入濃度和氣井產(chǎn)水量，直接計算起泡劑注入量。同時，還要考慮起泡劑的類型、氣井帶水生產(chǎn)平穩(wěn)狀況、溫度和不溶物等物性參數(shù)。但主要應(yīng)以氣井帶水穩(wěn)定連續(xù)為宜。根據(jù)地層相關(guān)數(shù)據(jù)的研究分析：若使用UT-11D型泡沫排水劑，其最佳(最經(jīng)濟(jì))使用濃度為井底積液的3‰；若使用UT-6型棒狀泡沫排水劑，其最佳(最經(jīng)濟(jì))使用濃度為井底積液的2‰。5、泡排劑加注工藝（1）泡沫藥劑的加注設(shè)備①投藥筒投藥筒加注采用重力作用原理加注，適用井口壓力低于10MPa的淺井，該裝置一次可加藥兩根。其優(yōu)點(diǎn)是設(shè)備制作簡單、費(fèi)用低，用于棒狀泡沫劑施工。加注時可從拆卸井口投藥筒的油管堵頭，從油管堵頭處加入泡排劑。②平衡罐平衡加注設(shè)備適用于井口壓力小于6MPa的氣井，每次可加入30L藥劑。加注的泡排劑通過在重力作用下自動流入井底。采用針閥可控制加注速度，實(shí)現(xiàn)連續(xù)加注。其優(yōu)點(diǎn)是不需要外加動力。③泡排車泡排車加注適用于井口壓力低于32MPa的氣井，加注容量為容量250L以內(nèi)，加注動力來源于擎的動力帶動柱塞泵。其優(yōu)點(diǎn)是可移動性強(qiáng)、加注量大，適應(yīng)各種類型的氣井。④柱塞泵柱塞泵加注適用于井口壓力低于80MPa以下的連續(xù)產(chǎn)水、產(chǎn)水量大的氣井。加注時采用電動機(jī)提供動力，其動力電壓為380V電力。其優(yōu)點(diǎn)是可向井內(nèi)連續(xù)不間斷加注藥劑，并可較方便地改變加注速度。（2）泡排劑加藥量及加藥周期①加藥量的確定根據(jù)氣井自身攜液量及井筒液面高度確定。②加藥周期的確定a、根據(jù)井底流壓、套壓、油壓的差值的變化確定加藥周期在理想狀態(tài)下，單井的井底流壓、套壓、油壓對油套環(huán)空相通的井?dāng)?shù)值是相近的，當(dāng)井筒積液后，就會出現(xiàn)井底流壓>套壓>油壓的現(xiàn)象。差值越大，積液越多，在泡排技術(shù)應(yīng)用的過程中我們通過壓差變化的對比找到最小壓差下的周期作為最佳加藥周期。b、根據(jù)產(chǎn)氣量、產(chǎn)液量的變化來確定加藥周期在泡排過程中加入定量藥劑后能持續(xù)多少天的藥效是我們關(guān)注的問題，通過井口計量，找到一定藥量的條件下持續(xù)藥效最多的天數(shù)作為最佳泡排周期。固體泡排棒加藥量按井底積液的1‰-3‰左右，每次使用泡排棒2～3根，通過油管投入，每三天一次，到了泡排后期每五天一次，使用固體泡排棒的試驗(yàn)未進(jìn)行消泡施工。液體泡排劑加藥量第一次按井底積液的1％注入量加注（UT-11D），從第二次開始起泡劑注入量按照井底積液的1‰-3‰加注，注入時按照泡排劑和清水比例為1:2行混合，使用泡排車從油套環(huán)空注入，每天注一次或隔一天一次，根據(jù)施工情況可以調(diào)整注入時間間隔.第一次注起泡劑后要關(guān)井2～4小時，待起泡劑沉到井底并與積液充分混合再開井生產(chǎn)。井筒中積液量的1-3‰為理論加藥量，在實(shí)際加注時選用藥劑量下限，為減少入井藥劑對地層的污染，防止藥劑不溶堵塞管柱。6、泡排效果分析（1）日產(chǎn)氣量根據(jù)地質(zhì)單井配產(chǎn)與實(shí)際日氣產(chǎn)量的關(guān)系反映出氣井實(shí)施泡排的效果。（2）日產(chǎn)水量氣井產(chǎn)水量的變化是對泡排的最佳判斷標(biāo)準(zhǔn)，可以直接反映出起泡劑的帶液效果，采用計量方式，按照正常輪換計量方式計算，每個計量分離器管8口井，每口氣井連續(xù)監(jiān)測7-10天，那么之后連續(xù)49-70天之內(nèi)不會對氣井進(jìn)行計量，因此如果要摸準(zhǔn)氣井產(chǎn)水量是一項(xiàng)比較繁重的工作，截至目前，日報中大部分井產(chǎn)水量不能反映出地層的出水規(guī)律，其作為泡排評價的參考性比較差。（3）套壓下降率氣井套壓反映的是地層壓力的變化趨勢，因此它只和氣井產(chǎn)氣多少有關(guān)，大部分氣井都是按照配產(chǎn)生產(chǎn)，不論泡排工藝實(shí)施的好與壞都可以說與套壓下降關(guān)系不大，除非環(huán)空積液導(dǎo)致套壓下降，這樣的套壓下降不能說明地層能量變化，因此套壓下降率只能反映出井內(nèi)是否嚴(yán)重積液。（4）油套壓差這是目前我們用的最為普遍的評價標(biāo)準(zhǔn)，從某種意義來說，這可能是目前我們用來評價泡排成功率的唯一標(biāo)準(zhǔn)，也是直接反應(yīng)井筒積液的參數(shù)，只要井口油套壓準(zhǔn)確，就基本能夠反映出井筒積液情況。從油管鞋至井口，套壓和油壓存在這樣的關(guān)系：套壓=油壓+摩阻損失+液體重力+滑脫損失。（5）提產(chǎn)帶液次數(shù)這個參數(shù)主要是針對提產(chǎn)帶液措施實(shí)施頻繁的氣井提出的，實(shí)施泡排工藝后氣井提產(chǎn)帶液次數(shù)減少就認(rèn)為達(dá)到了泡排目的，這個參數(shù)和套壓下降率相關(guān)，提產(chǎn)或放空帶液的次數(shù)多了，套壓下降一定就快。綜上所述，在目前的生產(chǎn)制度下，5項(xiàng)評價指標(biāo)只有日產(chǎn)水量、油套壓差、提產(chǎn)或放空帶液次數(shù)可以直接反映出泡排前后氣井生產(chǎn)情況的變化，但目前大部分氣井產(chǎn)水量無法進(jìn)行計量，氣井產(chǎn)水規(guī)律還需要進(jìn)一步摸索，因此我廠泡排井實(shí)施效果評價難度較大，能夠準(zhǔn)確錄取到數(shù)據(jù)的指標(biāo)只有油套壓差和提產(chǎn)放空帶液次數(shù)。7、泡排總體效果（1）通過現(xiàn)場試驗(yàn)證明，UT-4、UT-11D、UT-6三種藥劑可滿足該區(qū)排水需求，可推廣使用。（2）UT-6固體泡沫排水劑加注后關(guān)井時間控制在1-2個小時之內(nèi)較為適宜。（3）UT-11D油氣田用泡沫排水劑在加注過程中在井筒內(nèi)有一定損失，可以考慮適當(dāng)加大藥劑使用量以便到達(dá)井底藥劑濃度能達(dá)到使用濃度。（4）油套壓差大于1MPa的氣井，周期從套管加注UT-11D油氣田用泡沫排水劑，以穩(wěn)定氣井生產(chǎn)，連續(xù)加注效果更佳。（5）油套壓差小于1MPa的氣井從油管投入UT-6固體泡沫排水劑，周期性加注。（6）對于積液嚴(yán)重，第一次加注泡排劑的井，應(yīng)適當(dāng)增加藥劑的加注量縮短其加注周期待積液排出后再根據(jù)其產(chǎn)液量大小制定其加注周期及加注量。第4章井下作業(yè)設(shè)計第4章井下作業(yè)設(shè)計4.1壓裂優(yōu)選壓裂的方法分水力壓裂和高能氣體壓裂兩大類。水力壓裂是靠地面高壓泵車車組將流體高速注入井中，借助井底憋起的高壓，使油層巖石破裂產(chǎn)生裂縫。為防止泵車停止工作后，壓力下降，裂縫又自行合攏，在地層破裂后的注入液體中，混入比地層砂大數(shù)倍的砂子，同流體一并進(jìn)入裂縫，并永久停留在裂縫中，支撐裂縫處于開啟狀態(tài)，使油流環(huán)境長期得以改善。水力壓裂，使地層產(chǎn)生的裂縫形態(tài)，一般較單一，但因巖石的性質(zhì)不同，所生成裂縫的寬窄、長短也不一樣。對于硬巖層，最終獲得的支撐縫寬3毫米左右，縫長可達(dá)百米以上。根據(jù)該氣田各項(xiàng)數(shù)據(jù)得知，該氣田應(yīng)用水力壓裂。目前，國外中、高滲層端部脫砂壓裂技術(shù)普遍應(yīng)用；深井超深井壓裂技術(shù)、泡沫壓裂技術(shù)、純二氧化碳壓裂技術(shù)得到發(fā)展；天然裂縫性油氣藏中水力裂縫的擴(kuò)展及延伸機(jī)理研究繼續(xù)深入，并比著手研究宏觀各項(xiàng)同性地層中水力裂縫的擴(kuò)展問題。根據(jù)對該氣田的分析，該區(qū)塊砂巖儲層孔隙類型多樣、演化機(jī)理復(fù)雜，以巖屑溶孔為主，儲層主體屬超低滲儲層。該氣田采用“中前置液、中排量、中砂量、中砂比、微過量頂替、多層壓裂”為特色的壓裂改造工藝技術(shù)。該區(qū)塊儲層巖性以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，為中孔、特低滲型儲層。油藏具有正常的溫壓系統(tǒng)。優(yōu)選具有表（界）面張力低、濾失小、低溫下能徹底破膠的低溫、低傷害壓裂液配方體系。試驗(yàn)研究認(rèn)為壓裂液以羥丙基瓜膠作增稠劑，以硼砂為膠聯(lián)劑，輔以殺菌劑、破乳劑、助排劑、破膠劑等，主要性能指標(biāo)如下： 增稠劑濃度0.30~0.35%基液表觀粘度21~36mPa·s破乳率≥90%界面張力≤5mN/m防膨率≥85%破膠液粘度≤10mPa·s水質(zhì)機(jī)雜：＜2mg/LPH值：6.5~7.5針對該區(qū)塊數(shù)據(jù)要求，本設(shè)計開展了壓裂液耐溫、耐剪切、穩(wěn)定巖石顆粒、改變巖石潤濕性等項(xiàng)研究工作，研制了適合該區(qū)塊田壓裂改造的壓裂液體系。壓裂液材料篩選增稠劑用于提高水溶液粘度、降低液體濾失、懸浮和攜帶支撐劑，根據(jù)壓裂需要，對現(xiàn)有改性胍膠增稠劑進(jìn)行了篩選。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，金嶺集團(tuán)改性胍膠和北京礦院改性胍膠的水不溶物均較低，由其形成的壓裂液殘渣較低，基液粘度測試上看，金嶺集團(tuán)改性胍膠壓裂液的粘度比北京礦院改性胍膠高，具有良好的增粘性能。因此，選擇金嶺集團(tuán)改性胍膠和北京礦院改性胍膠作為高溫壓裂液增稠劑。本設(shè)計研究的壓裂液體系采用復(fù)配交聯(lián)劑。交聯(lián)劑溶液清澈透明，無雜質(zhì)及沉淀，與基液交聯(lián)后，凍膠表面光滑，彈性良好，同時，采用CNN-01、CNN-02交聯(lián)控制劑，調(diào)整交聯(lián)反應(yīng)的熱力學(xué)及動力學(xué)過程，控制交聯(lián)反應(yīng)速度，從而保證了壓裂液具有較好的緩速交聯(lián)性能。由于該區(qū)塊氣田儲層一般深度在-3624~-3694m，閉合壓力大，Φ0.45~0.9mm支撐劑加入困難，根據(jù)這一實(shí)際，本設(shè)計開展了小粒徑陶粒的優(yōu)選，優(yōu)選出的Φ0.425~0.85mm的陶粒的破碎率、導(dǎo)流能力與Φ0.45~0.9mm陶?；鞠喈?dāng)，完全符合壓裂增產(chǎn)需要。因此，在嚴(yán)格確定非標(biāo)產(chǎn)品的檢驗(yàn)指標(biāo)與程序、確保質(zhì)量的前提下，可以應(yīng)用Φ0.425~0.85mm、86MPa的高強(qiáng)度陶粒，這樣即降低了施工難度又可保證壓裂改造效果。4.2工程參數(shù)優(yōu)化本設(shè)計在進(jìn)行工程參數(shù)優(yōu)化時，主要是依據(jù)工程風(fēng)險評估及鄰井相對應(yīng)層位施工效果分析，由此可得工程參數(shù)優(yōu)化結(jié)果如下：（1）若微裂縫不發(fā)育，有一定濾失時：加砂規(guī)模：100m3施工排量：4.5~5.0~5.5~6.0m3/min；施工砂比7%~14%~20%~25%~30%~35%；前置液比例為35%；（2）若測試壓裂解釋當(dāng)量裂縫數(shù)為1~2條時：加砂規(guī)模：90m3；施工排量：4.5~5.0~5.5~6.0m3/min；施工砂比為5%~10%~15%~20%~25%；前置液比例為40%；（3）若測試壓裂解釋當(dāng)量裂縫數(shù)為大于3條時，加砂規(guī)模：80m3；施工排量：4.5~5.0~5.5~6.0m3/min；施工砂比為5%~10%~15%~20%~25%；前置液比例為45%。礫砂巖儲層由于施工井?dāng)?shù)少，目前尚不能統(tǒng)計出相關(guān)規(guī)律，總的原則是壓裂加砂量一般不應(yīng)少于60m3。4.3儲層敏感性分析油氣儲層中普通存在著粘土和碳酸鹽等礦物。如果外來流體與儲層礦物或流體不匹配，會發(fā)生各種物理、化學(xué)作用，導(dǎo)致儲層滲流能力下降，影響油氣藏的評價，降低增產(chǎn)措施的效果，減小油氣的最終采收率。常見的敏感性礦物可分為酸敏性礦物、堿敏性礦物、鹽敏性礦物、水敏性礦物及速敏性礦物等，與之相對應(yīng)的是儲層的五敏性。根據(jù)多口井的敏感性試驗(yàn)，本區(qū)儲層具有弱-中等酸敏、弱堿敏、中等鹽敏、水敏和速敏變化大，由無～強(qiáng)均存在。綜合以上分析以及儲層敏感性分析，現(xiàn)有如下設(shè)計方案：（1）儲層的各項(xiàng)敏感性傷害比較嚴(yán)重，但通過防膨劑氯化銨對各項(xiàng)敏感性傷害的影響試驗(yàn)后認(rèn)為，水敏的傷害是主要的，降低了水民的傷害后，其他傷害也得到不同程度的控制。（2）對于低滲氣田，采用低注采的開發(fā)方式，對于保護(hù)儲層合理的開發(fā)，延長注水周期是十分重要的，在注水開發(fā)及其他措施中首先考慮防膨措施。（3）由于碳酸鹽并不是以充填膠結(jié)為主，在酸化中使用稀鹽酸，在酸化前后的入井液中加入絡(luò)合劑、后使用緩速酸代替土酸，降低酸化后儲層的污染程度。（4）在壓裂施工中，在施工前打入一定體積的前置液。來降低對儲層的污染。4.4試注要求保護(hù)油層是試注前一項(xiàng)重要工作，要根據(jù)敏感性試驗(yàn)的結(jié)果優(yōu)化注入水質(zhì)和注入?yún)?shù)。試注需要論證的內(nèi)容概括起來，如表4.1所示：表4.1試注論證內(nèi)容表項(xiàng)目試注工作概要速敏實(shí)驗(yàn)（1）確定油井不發(fā)生速敏傷害臨界注入量；（2）發(fā)生速敏傷害的臨界注入量太小，不能滿足配注要求，要設(shè)計增注方案。水敏實(shí)驗(yàn)（1）如無水敏，則注入地層的工作液礦化度要小于地層水礦化度，不作嚴(yán)格要求；（2）如果有水敏，則必須進(jìn)行防粘土膨脹和穩(wěn)定粘土的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選配方。作出防膨概念設(shè)計，根據(jù)水敏的特點(diǎn)采用先期防膨、定期防膨、長期防膨（連續(xù)注入），除長期防膨外，處理半徑一般為1.2-3.0m，濃度由室內(nèi)實(shí)驗(yàn)決定，注入排量小于臨界排量，注入壓力低于破裂壓力。鹽敏實(shí)驗(yàn)如果有鹽敏，則進(jìn)入地層的各類工作液都必須控制在兩個臨界礦化度之間。堿敏實(shí)驗(yàn)（1）如果有堿敏，則進(jìn)入地層的各類工作液都必須控制其pH值在臨界pH以下；（2）如果是強(qiáng)堿敏地層，由于無法控制水泥漿的pH值在臨界pH值以下，為了防止油氣層傷害，要設(shè)計屏蔽式暫堵術(shù)，減少傷害試注概念設(shè)計（1）應(yīng)做好注水參數(shù)的概念設(shè)計；（2）試注期間至少要系統(tǒng)取吸水剖面和指示曲線（包括分層指示曲線），驗(yàn)證試注概念設(shè)計的正確性，及時修正錯誤。因此，注入水應(yīng)滿足以下幾個要求：（1）儲層為強(qiáng)水敏、速敏，故應(yīng)做出防膨設(shè)計，優(yōu)選注入水配方，并保證注入排量小于臨界排量，注入壓力低于破裂壓力；（2）儲層有鹽敏性，應(yīng)控制注入水鹽度低于臨界鹽度；（3）儲層有堿敏，臨界PH值7.0。注入水PH值需保證控制在7.0以下，考慮儲層還具有極強(qiáng)的酸敏性，注入水PH值不應(yīng)過低，應(yīng)略低于7.0。由以上分析，注入地層前都應(yīng)進(jìn)行必要的處理，才能滿足注水要求4.5防腐按照防腐研究結(jié)論，對產(chǎn)氣量在10×104m3/d以上的氣井，采用13Cr-80材質(zhì)的油管加井下封隔器等配套工具進(jìn)行防腐；對其產(chǎn)氣量在10×104m3/d以下的氣井，采用N-80材質(zhì)油管環(huán)空加注防腐劑。（1）XX油田腐蝕因素分析從已鉆油井來看，由于所鉆井有限，且存在地層的非均質(zhì)性，因此，在鉆遇新井時仍然要注意硫化氫的監(jiān)測與防護(hù)工作。地層水礦化度為13519mg/l,礦化度很高，高礦化度下CO2的腐蝕會更加嚴(yán)重。XX油田雖然未給出塊CO2分壓，但是綜合油田開發(fā)防腐經(jīng)驗(yàn)，可以預(yù)見引起XX油田油井管材及設(shè)備腐蝕的主要因素為高溫、高礦化度條件下的CO2腐蝕。（2）XX油田防腐措施方案根據(jù)該氣田數(shù)據(jù)顯示，該氣田氣產(chǎn)量在10×104m3/d以下，所以采用N-80材質(zhì)油管環(huán)空加注防腐劑。井口材質(zhì)選擇EE級。4.6水合物堵塞的解堵措施在井站和集氣管線內(nèi)，一旦形成水化物，管線兩端的壓差就會增大，輸氣量減少，嚴(yán)重時可能完全堵塞管線，影響采氣工作的進(jìn)行和連續(xù)平穩(wěn)供氣，所以，解除水化物堵塞尤為重要。在氣田進(jìn)行水合物解堵的措施有：注入防凍劑法、加熱法、降低壓力解堵法。方法一：注入防凍劑可以由支管、壓力表短節(jié)放空管等處注入，降低水合物形成的平衡溫度，使之生成的水化物分解。方法二：根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，水化物與金屬的接觸面升至30~40℃方法三：在井場、集氣站或集氣管線已形成水化物堵塞時，可將部分氣體經(jīng)過放空管線放空，使壓力短時間降低（即相應(yīng)降低了水化物的形成溫度），當(dāng)水合物的溫度剛一低于管壁溫度，生成的水化物立即分解并自管壁脫落被氣流帶出，實(shí)踐證明這種方法解堵效果較好。主要有以下幾種方式：（1）關(guān)閉冰堵段兩端閥門，從兩端放空管放空；（2）關(guān)閉冰堵段一端閥門，由關(guān)閉的閥門和冰堵段兩端放空；（3）關(guān)閉冰堵段兩端閥門，從一端放空管放空。當(dāng)管線溫度低于0℃4.7定向井桿管柱扶正防磨技術(shù)1、滾輪扶正器的安裝在“狗腿”度變化大的井段前后抽油桿上各接2個，在造斜點(diǎn)處接2個，在滑桿以上的抽油桿上依次接2個，在距井口25m和45m附近抽油桿上各接1個。2、固定式尼龍扶正器的安裝斜井段采用“三扶四限”或“三扶六限”桿。4.8清防蠟工藝技術(shù)采取綜合的清防蠟工藝技術(shù)①在結(jié)蠟嚴(yán)重的井中從環(huán)空定期加清蠟劑；②采用固體防蠟塊或強(qiáng)磁防蠟器進(jìn)行防蠟；③推廣應(yīng)用熱油熔蠟車溫控?zé)嵯辞逑灩に嚒?.9清防垢工藝技術(shù)XX油田的地層水最主要的特點(diǎn)是高礦化度，地層水屬NaHCO3型，總礦化度13519mg/l，氯離子3155mg/l。屬高礦化鹵水，呈弱堿性。XX油田主要是判斷碳酸鹽巖能否析出?？梢酝茢郮X油田地層水可以產(chǎn)生碳酸鹽巖，且從井底到井口都有分布。隨著油田的進(jìn)一步開發(fā)，外來流體不斷進(jìn)入，有可能生成其它新垢。（1）除垢劑的篩選對于碳酸鹽巖垢的清除一般使用無機(jī)酸，但由于井筒內(nèi)的溫度較高，用易揮發(fā)的無機(jī)酸除垢容易造成揮發(fā)酸對油管的腐蝕，另外，還必需采取措施防止酸液大量進(jìn)入地層引起對地層的損壞，推薦采用15%HCl+1.5%緩蝕劑。表4.2除垢劑酸液配方表酸液配方溫度（℃）腐蝕速度g/(m2.h)15%HCl+1.5%緩蝕劑A1303.1328%HCl+2%緩蝕劑A1309.0915%HCl+1.5%緩蝕劑B1306.5428%HCl+2%緩蝕劑B13020.31XX油田所生成的垢主要為碳酸鹽巖垢，清除容易，通常采用油套循環(huán)除垢劑的方式對油套管進(jìn)行清洗。（2）除垢劑的現(xiàn)場實(shí)施工藝由于XX油田地層水主要產(chǎn)生碳酸鹽巖垢，易清除，對井筒鹽垢的清除可采用油套循環(huán)的方式對油套管進(jìn)行清洗，注入過程中應(yīng)嚴(yán)格控制流量及壓力，防止酸液大量流入地層；對地層鹽垢的處理應(yīng)選用較易返排的酸液，垢被清除后及時返排酸液以防止傷害地層。4.10提高深井泵泵效工藝技術(shù)①優(yōu)選合理的抽汲參數(shù)；②嚴(yán)把檢泵質(zhì)量關(guān)；4.11防斷脫工藝技術(shù) ①嚴(yán)把桿、管的下井質(zhì)量關(guān)； ②必須采用K級標(biāo)準(zhǔn)光桿、特制拉桿；4.12防砂技術(shù)（1）金屬纖維防砂篩管防砂工藝技術(shù)金屬纖維防砂篩管，具有施工工序簡單、操作方便、抗拉強(qiáng)度高、抗腐蝕能力強(qiáng)、結(jié)構(gòu)簡單、滲透率大、防砂效果好等特點(diǎn)。對出砂嚴(yán)重、滲透率較高，地層能量比較充足，砂粒粒徑大于0.03-0.05mm以上的井均可采用“金屬纖維防砂篩管”防砂。（2）復(fù)合式防砂篩管防砂工藝技術(shù)復(fù)合式防砂篩管主要由中心篩管、纖維濾層和割縫篩管三部分組成。其中割縫篩管的管體分布了寬0.3mm，長100mm的縫隙，分布密度為1000條/m，可實(shí)現(xiàn)對砂粒的初步過濾，并保證供液的充足。纖維層由吸水性差，彈性好、耐高溫、抗腐蝕的的纖維組成，充填在中心篩管和割縫篩管構(gòu)成的空間里，形成第二道過濾層，實(shí)現(xiàn)對直徑小于0.05mm的細(xì)粉砂的過濾。中心篩管分布著φ10mm的小孔，密度為50孔/m，井筒流體經(jīng)過濾后通過中心篩管可進(jìn)入油管，從而實(shí)現(xiàn)了防砂效果。從井下起出的篩管，卸開刺洗干凈后檢查管體有無變形、腐蝕等現(xiàn)象，割縫寬度是否>0.3mm，確認(rèn)工具可繼續(xù)使用后，將新的纖維重新填入即可繼續(xù)使用。防砂效果明顯，經(jīng)濟(jì)效益好。維修費(fèi)用通常只占原成本的1%。作業(yè)時把它接在泵下50-100m處，以下再接20-50m尾管和絲堵。根據(jù)地層出砂程度和產(chǎn)液量確定濾砂管長度，一般情況使用12-15m，產(chǎn)量高和出砂嚴(yán)重的油井應(yīng)適當(dāng)加大篩管使用長度，以保證充足的供液能力。 依據(jù)該氣田的底層情況，對氣井出砂的情況設(shè)計方案如下：（1）在砂害嚴(yán)重的氣田，經(jīng)常起出油管清除砂堵，或沖洗砂埋氣層和處理地面匯管等；（2）定期對設(shè)備、管道的技術(shù)狀況進(jìn)行檢查，對磨損腐蝕比較嚴(yán)重的設(shè)備或管道，應(yīng)及時給予維修或更換；（3）采取一定技術(shù)措施進(jìn)行防砂，如：砂拱防砂，機(jī)械防砂，化學(xué)防砂等技術(shù)方法；（4）采取適當(dāng)?shù)脑霎a(chǎn)措施，并進(jìn)行正確的操作和管理；（5）降低生產(chǎn)速度、地層中的含水率以及地層流體的粘度；第5章HSE設(shè)計第5章HSE設(shè)計該氣田屬高壓氣藏，采氣工程方案執(zhí)行過程中，各項(xiàng)生產(chǎn)作業(yè)工作都要樹立“以人為本、安全第一、能源與自然和諧”的原則，認(rèn)真貫徹執(zhí)行國家、地方及行業(yè)、企業(yè)有關(guān)健康、安全、環(huán)境的法律、法規(guī)和規(guī)定，按照股份公司“三高”氣井管理規(guī)定編制HSE作業(yè)例卷，并對操作