CN111322040B - 一种产水气井全生命周期排水采气方法及系统 - Google Patents
一种产水气井全生命周期排水采气方法及系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111322040B CN111322040B CN202010183894.8A CN202010183894A CN111322040B CN 111322040 B CN111322040 B CN 111322040B CN 202010183894 A CN202010183894 A CN 202010183894A CN 111322040 B CN111322040 B CN 111322040B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- pressure
- water
- oil pipe
- liquid level
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 102
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 76
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 242
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 146
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 70
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 8
- 230000009545 invasion Effects 0.000 claims description 8
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 7
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 6
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 claims description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 5
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 8
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 4
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
本申请涉及一种产水气井全生命周期排水采气方法及系统，包括排水采气设备、气水分流装置、干燥设备、燃气发电机和压缩机。排水采气设备出口管线的第一支路连接到外输管网；第二支路连接有气水分流装置。从气水分流装置的顶部流出的气体经过调节阀并经干燥设备干燥后又分为两个支路，一个支路通过流量调节器流入燃气发电机，另一支路流入压缩机，燃气发电机通过燃烧天然气向压缩机提供电能；压缩机将天然气增压使之启动多级压力调节器，逐段排除井筒积液，保证气井连续生产。本申请能够适用产水气井全生命周期的排水采气，一次施工，长期有效，且气举开启压力低、能耗小，无需使用外界电能，安全可靠且能够重复使用，管理简单，维护费用少。
Description
技术领域
本申请涉及一种产水气井全生命周期排水采气方法及系统，适用于气井排水采气的技术领域。
背景技术
在天然气井的开采过程中，会经常遇到井底积液现象，如果无法及时将这些积液排出井外，不仅会对气井的产量有非常大的影响，而且会影响气井的最终采收率，为此必须要采用一定的排水措施，千方百计排除井底积液。气井中的液体主要是气态烃的凝析物和地层水，它们以液滴的形式分布在气相中，液体通常会在气相的作用下以液滴的形态送到地面。如果气相不能提供大于临界携液流速的有效流速，就不能将井筒内的液体送到地面，由此形成积液。积液会增加气层的回压，降低气井生产能力，甚至气井水淹，最终丧失生产能力。
除通过机抽、电潜泵、柱塞等直接将井筒积液排出地面方法外，其它方法一般需设法保证垂直管流中的气体流速大于临界携液气体流速，避免井底积液产生，消除或减弱井底积液对气井生产的影响。常用的排水采气方法包括泡沫排水采气法、速度管柱排水采气法、柱塞排水采气法和气举排水采气法。泡沫排水采气法是指将起泡剂注入井筒后与积液混合，借助天然气流搅动，产生大量低密度含水泡沫，降低携液所需的临界流速，从而在气井流量不变的情况下，实现排出井筒积液的目的。速度管柱排水采气法是指通过在井口悬挂较小管径的油管作为生产管柱，提高气体流速，降低临界携液流量，提升气井携液生产能力，实现排水采气。柱塞排水采气法是指以柱塞作为气液分隔界面，利用地层能量，将井底积液举升至地面，实现排水采气。
气举排水采气是依靠外来高压气源或压缩机，向井筒内注入高压气体与产层产出流体在井筒中混合，降低井筒内流体的密度及其静水压力，从而降低井底流压，使产层流体流入井筒并被举至地面的一种排水采气方式。当高压气体进入油套环空后，环空内的液面被挤压下降，如不考虑液体被挤入地层，油套环空内的液体则全部进入油管，油管内的液面上升，在此过程中压缩机的压力不断升高。当油套环空内的液面下降到油管管鞋时，压缩机压力达到最大，称开启压力。注入气体进入油管与油管内的液体混合，液面不断上升，直至喷出地面，在开始喷出之前，井底压力大于或等于地层压力，喷出之后由于油套环空仍继续进气，油管内液体继续喷出，使混有天然气液体密度进一步降低，井底压力相应降低，压缩机压力也随之下降，当井底压力低于地层压力时，地层流体就流入井内。由于地层出液使油管内混气液体密度稍有增加，因而压缩机压力又有所上升，经过一段时间后趋于稳定，达到稳定生产状态，此时压缩机压力称为工作压力。如果此时压缩机停止作业，油管内部分液体回落，并且地层进行短暂井筒续流，液面重新升高，压缩机重新启动后，必须将这段时间内恢复的液体重新排出去，当液面降至一定高度时会再次停机作业，仍然会有残留液面高度。所以反复停开机排除井底固有的积液有限，大大降低了压缩机的工作效率，恢复生产的层位和产能有限，并且过于频繁重复的停开机作业，反复使压缩机达到最大压力，这势必会加大压缩机的损耗及能耗，增加作业成本。在后期出气量不高的情况下，考虑到耗能产出比，一般都不会继续使用压缩机排水采气，从而造成了气井资源的浪费。
另外，目前使用的上述排水采气方法均为单项使用，其应用范围受到很大的限制，难以满足气井全生命周期的排水采气需求；不仅整体作业费用增加，而且影响气井开采效果。因此急需一种适用于气井全生命周期的排水采气技术，解决气井的积液问题。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术中的上述缺陷，设计一种产水气井全生命周期排水采气方法及系统。
本申请一方面涉及一种产水气井全生命周期排水采气系统，包括排水采气设备、气水分流装置、干燥设备、燃气发电机和压缩机，排水采气设备的出口管线分为两个支路，第一支路连接到外输管网；第二支路连接有气水分流装置；外输管网通过单向阀连接到气水分流装置的上游；
从气水分流装置的顶部流出的气体经过调节阀并经干燥设备干燥后分为两个支路，其中一个支路通过流量调节器流入燃气发电机，另一支路流入压缩机，燃气发电机通过燃烧天然气以向压缩机提供电能；
排水采气设备包括地下设备和地面设备，地下设备包括套管、油管和小油管，油管放置在套管内并与套管之间形成第一环空，小油管放置在油管内并与油管之间形成第二环空；小油管上设有多个压力调节器，油管的底部设有密封件；第二环空内设有至少一个液位传感器；压缩机的出口管路上依次通过流量调节器和气压表连接到排水采气设备的第二环空内；
地面设备包括三个四通件，上四通件连通出口管线，中四通件连通进口管线，下四通件连通第一环空；上四通件的顶端设有压顶件，中四通件设有小油管固定件，小油管固定在小油管固定件上；小油管与出口管线连通，小油管和油管之间的第二环空与进口管线连通。
优选地，所述液位传感器包括上液位传感器和下液位传感器，上液位传感器的设置位置高于最上面的压力调节器，下液位传感器的设置位置低于最下面的压力调节器，上液位传感器和下液位传感器之间还设有至少一个液位传感器。优选地，气水分流装置的主体呈倒圆台型，上侧壁设有切向入口，顶部设有气体出口，气水分流装置的底部还设有液体收集器，其侧壁连接有液位传感器，分流后的气体从气水分流装置的顶部流出，分流后的液体流入底部汇集，当汇集到一定液位深度时，底部的阀门打开从而将液体排出。
本申请的另一方面，涉及一种产水气井全生命周期排水采气方法，利用如上所述的产水气井全生命周期排水采气系统，包括以下步骤：
(1)作业准备
(1.1)测量井内压力、温度分布和液面高度；
(1.2)泵车设备排尽地面管线空气，并对地面管线进行分级试压，最高试压压力稳压10分钟，压降小于0.5MPa视为合格；
(1.3)地面试压正常以后，逐一将设备吊至井口进行安装；
(1.4)根据小油管与井口的距离，拉出足够长度的小油管后，引导小油管进入上四通件，并将小油管卡于卡管盒中，拉出的小油管弯曲度不得大于5％，根据气举作业深度和井内液面高度，控制小油管上压力调节器在地下的定点位置，并计算各压力调节器的打开压力；
(1.5)向小油管中打压，将密封件打开，准备气举作业；
(2)气举作业
(2.1)打开压缩机和连接到外输管网的单向阀，缓慢开启压缩机和排水采气设备之间的流量调节器，初期采用小排量向第二环空内注气，每10分钟注气压力增大值不超过0.8MPa；
(2.2)关闭排水采气设备出口管线上第一支路的调节阀，使开始采出的天然气优先供应到燃气发电机，以向压缩机提供自动运行所需的能量；
(2.3)将第二环空内的液体液面逐渐压低，蓄能后达到开启压力，逐级启动小油管上设置的压力调节器以举升井筒积液，使注气压力达到预设压力范围并稳定一段时间，直至高压气体从小油管底部进入；
(2.4)待压缩机能够正常运行以后，打开上述第一支路的调节阀，此时系统进入正常自动运行阶段；
(2.5)通过多个液位传感器检测第二环空内的液面位置，并对应地调整各管路上设置的流量调节器，使得系统能够自动稳定运行；当液面高度较高时，增大流入第二环空内的天然气流量，当液面高度较低时，减少流入第二环空内的天然气流量。
其中，步骤(2.3)中，逐级启动小油管上设置的压力调节器的步骤可以包括：
1)注入气通过入口进入第二环空，随着压力升高，环空液面下降，小油管内的液位上升；
2)第一级压力调节器暴露后，气体从第一级压力调节器进入小油管，与小油管内的液体混合，密度减小，气液混合物被排出地面；
3)气体继续进入环空，环空液面继续下降，直至第二级压力调节器暴露；
4)注入压力下降至第一级压力调节器的关闭压力，气体从第二级压力调节器处注入；
5)气体继续注入，重复上述过程，直至气体从小油管底部进入，实现气井连续生产。
本申请的有益技术效果包括：
(1)通过设置燃气发电机，使其能够通过燃烧天然气向压缩机提供电能，从而避免了外接电源造成的设备冗繁和额外的电能损耗，实现了气井采气系统的自给自足；
(2)通过设置气水分流装置，使得分流后的液体流入底部汇集，当汇集到一定液位深度时，底部的阀门打开从而将液体排出，分流处的气体经过干燥后将进入燃气压缩机和压缩机，提供满足燃气发电机运转所需的天然气燃料并循环使用开采出的天然气；
(3)通过设置干燥设备，干燥后的燃气中去除了混入其中的液滴，避免了潮湿的天然气进入压缩机而造成的压缩机内壁结垢，避免了压缩机压缩效率的损失，更重要的是避免了结垢过多而造成的压缩机损坏和气井的停工；同时，也避免了潮湿的天然气进入发电机后造成的发电机效率损失和线路短路故障，解决了现有技术中出现的很多故障问题；
(4)外输管网通过单向阀连接到气水分流装置的上游，以在系统初始运行时向第二环空内注入压缩气体，以获得压缩机正常运行所需的天然气，当系统运行稳定以后，连接到外输管网的单向阀可以关闭，此时利用开采出的天然气作为压缩机的循环载气；
(5)通过设置压力调节器，降低了气举压力，减小了能量损耗。压力调节器的其他作用还包括：可灵活的改变注气点深度，以适应井的供液能力；作为注气通道，以通过第二环空向小油管内提供压缩气体；压力调节器是单向通道，可以防止井内液体从第二环空内倒流；
(6)采用本申请的全生命周期排水采气方法，系统能够快速进入正常自动运行阶段，压缩机能够进行连续性作业，其所需能量可以通过开采并分流干燥后的天然气自动供给，使得压缩机长时间在稳定生产状态工作，保持稳定的工作压力和负荷，减少损耗；同时，该方法能够根据井下检测到的液面高度，自动调节外部管路上的流量调节器，使得系统能够维持平衡，花费最小的能量实现了开采的最大效能。
附图说明
图1显示了本申请的一种产水气井全生命周期排水采气系统的整体布置示意图。
图2显示了本申请的排水采气设备的结构示意图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本申请的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
如图1所示，其中示出了本申请的一种产水气井全生命周期排水采气系统的整体布置示意图。如图所示，该排水采气系统包括排水采气设备1、气水分流装置2、干燥设备3、燃气发电机4、压缩机5。排水采气设备1的出口管线分为两个支路，第一支路连接有调节阀6、流量调节器8和气压表7，并最终连接到天然气的外输管网51；第二支路连接有气水分流装置2，用于将第二支路中传送的气体和液体进行分流。气水分流装置2的主体呈倒圆台型，上侧壁设有切向入口，以将混有液体的气体从切向引入，利用气体切向引入造成的旋转运动，使具有较大惯性离心力的液滴甩向外壁面进而将气体和液体分开。分流后的气体从气水分流装置2的顶部流出，分流后的液体流入底部汇集，当汇集到一定液位深度时，底部的阀门打开从而将液体排出。因此，气水分流装置2的顶部还需设置气体出口，气水分流装置2的底部还设有液体收集器，其侧壁的一定高度处连接有液位传感器201，当其中分离出的液体超出设定液位时，打开气水分流装置底部的调节阀，排出液体收集器中收集的液体。气水分流装置将生产的气水分离，提供满足燃气发电机4运转所需的天然气燃料，并使得开采出的天然气能够被作为压缩载气而循环使用。
从气水分流装置2的顶部流出的气体经过调节阀并经干燥设备3干燥后分为两个支路，其中一个支路通过流量调节器8流入燃气发电机4，另一支路流入压缩机5，燃气发电机4通过燃烧天然气以向压缩机5提供电能，从而避免了外接电源造成的设备冗繁和额外的电能损耗。众所周知，气井作业都是在野外环境下，想要连接到现场电源非常困难，如果能够实现气井系统的自给自足，显然是对现有技术的巨大贡献。优选地，还可以在燃气发电机4上连通至少一块蓄能电池9，以将多余的电量储存在蓄能电池9中作为备用电源，供压缩机或其他设备使用。通过干燥设备3干燥后的燃气中去除了混入其中的液滴，避免了潮湿的天然气进入压缩机而造成的压缩机内壁结垢，避免了压缩机压缩效率的损失，更重要的是避免了结垢过多而造成的压缩机损坏和气井的停工；同时，也避免了潮湿的天然气进入发电机后造成的发电机效率损失和线路短路故障，解决了现有技术中出现的很多故障问题。压缩机5的出口管路上依次通过流量调节器8和气压表7连接到排水采气设备1的油管环空内。
外输管网51通过单向阀50连接到气水分流装置2的上游，以在系统初始运行时通过外输管网51中的天然气向井下注入压缩气体，以开采出压缩机正常运行所需的天然气。当系统运行稳定以后，单向阀50可以视情况而关闭，此时依靠地面下采出的天然气提供压缩机正常运行所需的循环载气。上述压缩气体可以是氮气等惰性气体。
如图2所示，其中显示了本申请的排水采气设备1的结构示意图，包括地下设备和地面设备。地下设备包括套管20、油管21和小油管22，其中套管20用来支撑地层壁面，油管21放置在套管20内并与套管20之间形成第一环空。小油管22放置在油管21内并与油管21之间形成第二环空。小油管22上设有至少一个压力调节器24，压力调节器24上设有空气入口并连通小油管和第二环空。油管21的底部设有密封件25和容纳腔26，容纳腔26用于密封件25被打开以后回收密封件。容纳腔26上设有通孔，这样在密封件25被打开以后，可以将油管21的内部与第一环空连通。第二环空内设有上液位传感器27和下液位传感器23，上液位传感器27的设置位置高于最上面的压力调节器24，下液位传感器23的设置位置低于最下面的压力调节器24，上液位传感器27和下液位传感器23之间还可以根据需要设置至少一个液位传感器，以实时监测油管内的液位。
地面设备包括三个四通件，分别是上四通件13、中四通件14和下四通件15。上四通件13连通出口管线12，中四通件14连通进口管线11，下四通件15连通第一环空。上四通件13的顶端设有压顶件10，以防止设备中的气体冒出。中四通件14设有小油管固定件，小油管22固定在小油管固定件上，油管固定在下四通件15上。小油管22与出口管线12连通，小油管22与油管21之间的第二环空与进口管线11连通。需要说明的是，本申请中的小油管是本领域的常用技术术语，是指相对于油管21的尺寸来说更小的油管，无需限定其尺寸的范围。另外，附图2中的设备只是示意性的，并不构成对其具体结构的限定。
下面说明采用本申请的排水采气系统进行的产水气井全生命周期排水采气方法的详细步骤：
1.作业准备
1.1测量井内压力、温度分布和液面高度；
1.2泵车设备排尽地面管线空气，并对地面管线进行分级试压，最高试压压力稳压10分钟，压降小于0.5MPa视为合格；
1.3地面试压正常以后，逐一将设备吊至井口进行安装；
1.4根据小油管与井口的距离，拉出足够长度的小油管后，引导小油管进入上四通件，根据气举作业深度和井内液面高度，控制小油管上压力调节器在地下的定点位置，并计算各压力调节器的打开压力；其中，小油管可以卡于卡管盒中，拉出的小油管弯曲度不得大于5％；
气举生产过程中，由于开启压力较高，这就要求压缩机额定输出压力较大，但由于气举系统在正常生产时，其工作压力比开启压力小得多，势必造成压缩机功率的浪费。为了降低压缩机的开启压力与工作压力之差，必须降低开启压力。压力调节器的主要作用是降低压缩机的开启压力，以减小能量损耗。压力调节器的其他作用还包括：可灵活的改变注气点深度，以适应井的供液能力；作为注气通道，以通过第二环空向小油管内提供压缩气体，迫使第二环空内的液面升入小油管并排出；压力调节器是单向通道，可以防止井内液体从第二环空内倒流；
1.5向小油管中打压，将密封件打开，准备气举作业；
2.气举作业
2.1打开压缩机和连接到外输管网的单向阀，缓慢开启压缩机和排水采气设备之间的流量调节器，初期采用小排量向第二环空内注气，每10分钟注气压力增大值不超过0.8MPa；
2.2关闭排水采气设备出口管线上第一支路的调节阀，使开始采出的天然气优先供应到燃气发电机和压缩机；
2.3将第二环空内的液体液面逐渐压低，蓄能后达到开启压力，逐级启动小油管上设置的压力调节器以举升井筒积液，使注气压力达到预设压力范围并稳定一段时间，直至高压气体从小油管底部进入；
2.4待压缩机能够正常运行以后，关闭连接到外输管网的单向阀，打开上述第一支路的调节阀，此时系统进入正常自动运行阶段；
2.5通过多个液位传感器检测第二环空内的液面位置，并对应地调整各管路上设置的流量调节器，使得系统能够自动稳定运行；当液面高度较高时，增大流入第二环空内的天然气流量，当液面高度较低时，减少流入第二环空内的天然气流量；当液面高度高于上液位传感器的位置时，说明此时第二环空内积液较多而且仅通过压缩循环的天然气已经不能满足需求，此时还可将连接到外输管网的单向阀打开，增加注入的压缩气体量。
采用本申请的上述全生命周期排水采气方法，系统能够快速进入正常自动运行阶段，压缩机能够进行连续性作业，其所需能量可以通过开采并分流干燥后的天然气自动供给，使得压缩机长时间在稳定生产状态工作，保持稳定的工作压力和负荷，减少损耗；同时，该方法能够根据井下检测到的液面高度，自动调节外部管路上的流量调节器，使得系统能够维持平衡，花费最小的能量实现了开采的最大效能。
在一种优选实施方式中，可以采用以下公式计算压力调节器在井下的深度：
顶部压力调节器的深度为
第i级压力调节器的深度为
其中，Pke表示开启压力(MPa)，Pwh为井口油管内的流动压力(MPa)，Pso[i]为第i个压力调节器的地面注气压力(MPa)，ds为井内液体的重度，Gg为第二环空内气柱的压力梯度(MPa/m)，Pt[i]为第i个压力调节器处的气层压力(MPa)。采用上述公式，计算简单，得出的压力调节器的深度能够满足实际采气作业的需要。
优选地，本申请步骤2.3中的逐级启动小油管上设置的压力调节器的具体步骤可以包括：
1)注入气通过入口进入第二环空，随着压力升高，环空液面下降，小油管内的液位上升；
2)第一级压力调节器暴露后，气体从第一级压力调节器进入小油管，与小油管内的液体混合，密度减小，气液混合物被排出地面；
3)气体继续进入环空，环空液面继续下降，直至第二级压力调节器暴露；
4)注入压力下降至第一级压力调节器的关闭压力，气体从第二级压力调节器处注入；
5)气体继续注入，重复上述过程，直至气体从小油管底部进入，实现气井连续生产。
本申请提供的产水气井全生命周期排水采气方法及系统，能够适用气井全生命周期的排水采气，其气举开启压力低、能耗小，正常排水采气期间能够自循环，无需使用外界电能，安全可靠且能够重复使用，管理简单，维护费用少。
优选地，在排水采气之前还可以对储层的含气饱和度进行检测。一般认为储层的骨架不可压缩，其中流体可压缩。在侵入压差作用下，储层中弹性流体被压缩，挤出一定体积被泥浆滤液所填充，形成侵入带，可以根据以下经验公式计算：
其中，r为侵入带的侵入半径，R为侵入带压差作用的外边界半径，ΔP为侵入压差，θw为水流体压缩系数，Sw为含水饱和度，θ0为油或气的压缩系数，S0为含油或气的饱和度。根据上述公式，在已知r，R，ΔP，θw，θ0参数值的情况下，可以通过实验测定Sw和S0，据此根据矿层的含水饱和度、含油或气的饱和度来获得储层信息。
具体地，实验测试储层含气饱和度的步骤可以包括：
(1)在待开采区域中选定至少三个测试点，在每个测试点钻孔至储层；
(2)向储层内加压注入泥浆，记录此时的侵入压差，保持压力恒定至少24小时；
(3)通过地层打孔的方式测定此时储层冲洗带和过滤带的宽度，得到上述公式中的r和R；其中冲洗带是指岩石孔隙受到泥浆滤液的冲洗，原始流体被挤走，空隙中为泥浆滤液和残留的地层水或油气；过滤带是指距离井壁一段距离后，泥浆滤液径向上逐渐减少，原始流体增加，冲洗带和过滤带合称为侵入带；上述公式中的r是指冲洗带的宽度，R是指冲洗带和过滤带的宽度之和；
(4)继续向储层中加压注入泥浆，记录加压后的侵入压差，保持压力恒定至少24小时；
(5)测定加压后的储层冲洗带和过滤带的宽度，得到新的r和R；
(6)根据至少两次测量的结果，计算储层的含水饱和度和含气饱和度。
虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属技术领域内的技术人员，在不脱离本申请所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本申请的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
Claims (5)
1.一种产水气井全生命周期排水采气方法，其特征在于，所述排水采气方法利用一种产水气井全生命周期排水采气系统，所述产水气井全生命周期排水采气系统包括排水采气设备、气水分流装置、干燥设备、燃气发电机和压缩机，排水采气设备的出口管线分为两个支路，第一支路连接到外输管网；第二支路连接有气水分流装置；外输管网通过单向阀连接到气水分流装置的上游；
从气水分流装置的顶部流出的气体经过调节阀并经干燥设备干燥后分为两个支路，其中一个支路通过流量调节器流入燃气发电机，另一支路流入压缩机，燃气发电机通过燃烧天然气以向压缩机提供电能；
排水采气设备包括地下设备和地面设备，地下设备包括套管、油管和小油管，油管放置在套管内并与套管之间形成第一环空，小油管放置在油管内并与油管之间形成第二环空；小油管上设有多个压力调节器，油管的底部设有密封件；第二环空内设有至少一个液位传感器；压缩机的出口管路上依次通过流量调节器和气压表连接到排水采气设备的第二环空内；
地面设备包括三个四通件，上四通件连通出口管线，中四通件连通进口管线，下四通件连通第一环空；上四通件的顶端设有压顶件，中四通件设有小油管固定件，小油管固定在小油管固定件上；小油管与出口管线连通，小油管和油管之间的第二环空与进口管线连通；
其中，在排水采气之前对储层的含气饱和度进行检测，根据以下经验公式计算：
其中，r为侵入带的侵入半径，R为侵入带压差作用的外边界半径，ΔP为侵入压差，θw为水流体压缩系数，Sw为含水饱和度，θ0为油或气的压缩系数，S0为含气饱和度；
测试储层含气饱和度的步骤包括：
(1)在待开采区域中选定至少三个测试点，在每个测试点钻孔至储层；
(2)向储层内加压注入泥浆，记录此时的侵入压差，保持压力恒定至少24小时；
(3)通过地层打孔的方式测定此时储层冲洗带和过滤带的宽度，得到上述公式中的r和R；
(4)继续向储层中加压注入泥浆，记录加压后的侵入压差，保持压力恒定至少24小时；
(5)测定加压后的储层冲洗带和过滤带的宽度，得到新的r和R；
(6)根据至少两次测量的结果，计算储层的含水饱和度和含气饱和度；
所述排水采气方法包括以下步骤：
(1)作业准备
(1.1)测量井内压力、温度分布和液面高度；
(1.2)泵车设备排尽地面管线空气，并对地面管线进行分级试压，最高试压压力稳压10分钟，压降小于0.5MPa视为合格；
(1.3)地面试压正常以后，逐一将设备吊至井口进行安装；
(1.4)根据小油管与井口的距离，拉出足够长度的小油管后，引导小油管进入上四通件，并将小油管卡于卡管盒中，拉出的小油管弯曲度不得大于5％，根据气举作业深度和井内液面高度，控制小油管上压力调节器在地下的定点位置，并计算各压力调节器的打开压力；
(1.5)向小油管中打压，将密封件打开，准备气举作业；
(2)气举作业
(2.1)打开压缩机和连接到外输管网的单向阀，缓慢开启压缩机和排水采气设备之间的流量调节器，初期采用小排量向第二环空内注气，每10分钟注气压力增大值不超过0.8MPa；
(2.2)关闭排水采气设备出口管线上第一支路的调节阀，使开始采出的天然气优先供应到燃气发电机，以向压缩机提供自动运行所需的能量；
(2.3)将第二环空内的液体液面逐渐压低，蓄能后达到开启压力，逐级启动小油管上设置的压力调节器以举升井筒积液，使注气压力达到预设压力范围并稳定一段时间，直至高压气体从小油管底部进入；
(2.4)待压缩机能够正常运行以后，打开上述第一支路的调节阀，此时系统进入正常自动运行阶段；
(2.5)通过多个液位传感器检测第二环空内的液面位置，并对应地调整各管路上设置的流量调节器，使得系统能够自动稳定运行；当液面高度较高时，增大流入第二环空内的天然气流量，当液面高度较低时，减少流入第二环空内的天然气流量；
其中，采用以下公式计算所述压力调节器在井下的深度：
顶部压力调节器的深度为
第i级压力调节器的深度为
其中，Pke表示开启压力，Pwh为井口油管内的流动压力，Pso[i]为第i个压力调节器的地面注气压力，ds为井内液体的重度，Gg为第二环空内气柱的压力梯度，Pt[i]为第i个压力调节器处的气层压力。
2.根据权利要求1所述的产水气井全生命周期排水采气方法，其特征在于，步骤(2.3)中，逐级启动小油管上设置的压力调节器的步骤包括：
1)注入气通过入口进入第二环空，随着压力升高，环空液面下降，小油管内的液位上升；
2)第一级压力调节器暴露后，气体从第一级压力调节器进入小油管，与小油管内的液体混合，密度减小，气液混合物被排出地面；
3)气体继续进入环空，环空液面继续下降，直至第二级压力调节器暴露；
4)注入压力下降至第一级压力调节器的关闭压力，气体从第二级压力调节器处注入；
5)气体继续注入，逐级启动小油管上设置的压力调节器，直至气体从小油管底部进入，实现气井连续生产。
3.根据权利要求1或2所述的产水气井全生命周期排水采气方法，其特征在于，所述液位传感器包括上液位传感器和下液位传感器，上液位传感器的设置位置高于最上面的压力调节器，下液位传感器的设置位置低于最下面的压力调节器，上液位传感器和下液位传感器之间还设有至少一个液位传感器。
4.根据权利要求1或2所述的产水气井全生命周期排水采气方法，其特征在于，气水分流装置的主体呈倒圆台型，上侧壁设有切向入口，顶部设有气体出口，气水分流装置的底部还设有液体收集器，其侧壁连接有液位传感器，分流后的气体从气水分流装置的顶部流出，分流后的液体流入底部汇集，当汇集到一定液位深度时，底部的阀门打开从而将液体排出。
5.根据权利要求3所述的产水气井全生命周期排水采气方法，其特征在于，气水分流装置的主体呈倒圆台型，上侧壁设有切向入口，顶部设有气体出口，气水分流装置的底部还设有液体收集器，其侧壁连接有液位传感器，分流后的气体从气水分流装置的顶部流出，分流后的液体流入底部汇集，当汇集到一定液位深度时，底部的阀门打开从而将液体排出。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010183894.8A CN111322040B (zh) | 2020-03-16 | 2020-03-16 | 一种产水气井全生命周期排水采气方法及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010183894.8A CN111322040B (zh) | 2020-03-16 | 2020-03-16 | 一种产水气井全生命周期排水采气方法及系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111322040A CN111322040A (zh) | 2020-06-23 |
| CN111322040B true CN111322040B (zh) | 2022-03-08 |
Family
ID=71165814
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010183894.8A Active CN111322040B (zh) | 2020-03-16 | 2020-03-16 | 一种产水气井全生命周期排水采气方法及系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111322040B (zh) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11274662B2 (en) | 2020-06-26 | 2022-03-15 | DropTech, LLC | Intake-adaptable gas generator |
| US12173698B2 (en) | 2020-06-26 | 2024-12-24 | DropTech, LLC | Intake-adaptable gas generator |
| CN112377148B (zh) * | 2020-11-12 | 2023-01-03 | 中联煤层气有限责任公司 | 速度管联通装置及方法 |
| CN112943170B (zh) * | 2021-03-03 | 2022-08-09 | 盘锦华晨石油装备制造有限公司 | 一种低压气井增压增产伴生循环气举系统 |
| CN114002386B (zh) * | 2021-10-29 | 2024-01-05 | 上海神开石油科技有限公司 | 一种用于气体分析系统气源的微型排水装置 |
| CN114183099A (zh) * | 2022-02-15 | 2022-03-15 | 东营云起石油科技有限公司 | 一种负压举升井筒液体作业方法 |
| CN116104456B (zh) * | 2023-04-14 | 2023-06-30 | 陕西航天德林科技集团有限公司 | 一种排水采气系统及排水采气方法 |
| CN117722163A (zh) * | 2024-02-08 | 2024-03-19 | 山东科瑞油气装备有限公司 | 一种移动式天然气气举排水的快移设备及其使用方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN201963276U (zh) * | 2011-03-10 | 2011-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 增压气举排水采气装置 |
| CN103306643A (zh) * | 2013-07-10 | 2013-09-18 | 崔斌 | 一种排水采气装置及方法 |
| CN106869863A (zh) * | 2017-02-07 | 2017-06-20 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种气井全生命周期工艺试验系统 |
| CN206737899U (zh) * | 2017-06-02 | 2017-12-12 | 四川瑞晟石油设备开发有限公司 | 一种全自动排水采气设备 |
| CN109736750A (zh) * | 2019-01-07 | 2019-05-10 | 中国石油大学(华东) | 一种预置管柱气液增压雾化排水采气设备 |
| CN109736757A (zh) * | 2019-01-03 | 2019-05-10 | 辽河石油勘探局有限公司 | 利用压缩机降低气井井内压力损失的增产方法 |
| CN110107264A (zh) * | 2019-05-22 | 2019-08-09 | 迪瑞普技术（北京）有限公司 | 一种适用于气井全生命周期排水采气的气举 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060076145A1 (en) * | 2004-10-13 | 2006-04-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas lift using a gas/oil mixer |
| CN101403292A (zh) * | 2008-11-11 | 2009-04-08 | 大庆油田有限责任公司 | 机采水平井气举法产液剖面测试工艺方法 |
| US8219319B2 (en) * | 2009-12-18 | 2012-07-10 | Chevron U.S.A. Inc. | Workflow for petrophysical and geophysical formation evaluation of wireline and LWD log data |
| CN106484933B (zh) * | 2015-08-31 | 2019-06-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于确定页岩气井井控动态储量的方法及系统 |
| US10689958B2 (en) * | 2016-12-22 | 2020-06-23 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Apparatus and methods for operating gas lift wells |
| CN109184621B (zh) * | 2018-09-17 | 2024-07-26 | 西安恩诺维新石油技术有限公司 | 一种排水采气集成装置 |
-
2020
- 2020-03-16 CN CN202010183894.8A patent/CN111322040B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN201963276U (zh) * | 2011-03-10 | 2011-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 增压气举排水采气装置 |
| CN103306643A (zh) * | 2013-07-10 | 2013-09-18 | 崔斌 | 一种排水采气装置及方法 |
| CN106869863A (zh) * | 2017-02-07 | 2017-06-20 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种气井全生命周期工艺试验系统 |
| CN206737899U (zh) * | 2017-06-02 | 2017-12-12 | 四川瑞晟石油设备开发有限公司 | 一种全自动排水采气设备 |
| CN109736757A (zh) * | 2019-01-03 | 2019-05-10 | 辽河石油勘探局有限公司 | 利用压缩机降低气井井内压力损失的增产方法 |
| CN109736750A (zh) * | 2019-01-07 | 2019-05-10 | 中国石油大学(华东) | 一种预置管柱气液增压雾化排水采气设备 |
| CN110107264A (zh) * | 2019-05-22 | 2019-08-09 | 迪瑞普技术（北京）有限公司 | 一种适用于气井全生命周期排水采气的气举 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 柱塞气举排水采气技术进展及应用;薛翔;《化学工程与装备》;20180515(第5期);全文 * |
| 靖边气田高产水气井井口循环气举效果分析;华忠志等;《石油化工应用》;20190925;第38卷(第9期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111322040A (zh) | 2020-06-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111322040B (zh) | 一种产水气井全生命周期排水采气方法及系统 | |
| CN111512017B (zh) | 低压气举式人工举升系统及方法 | |
| US4793408A (en) | Device for separating and extracting components having different densities from an effluent | |
| US4711306A (en) | Gas lift system | |
| CN104428485B (zh) | 在钻井流体回流管中使用气举的井眼环空压力控制系统及方法 | |
| RU2469182C2 (ru) | Способ проведения скважинных операций с использованием погружных электроцентробежных насосов и система для осуществления способа | |
| CN103998783A (zh) | 水平和垂直井产流体泵送系统 | |
| US6860921B2 (en) | Method and apparatus for separating liquid from a multi-phase liquid/gas stream | |
| CN110374497B (zh) | 一种井下瓦斯孔的钻孔装置及其钻孔方法 | |
| CN101903617A (zh) | 地下水的生产、传输及注射方法和设备 | |
| CN108798516A (zh) | 一种构造煤原位煤层气水平井洞穴卸压开采方法 | |
| Libson et al. | Case histories: Identification of and remedial action for liquid loading in gas wells intermediate shelf gas play | |
| CN114135249A (zh) | 可复用、自动补压瓦斯抽采钻孔封孔系统及其工作方法 | |
| CN107558962A (zh) | 同心管式间歇型气举排水工艺 | |
| US6298918B1 (en) | System for lifting petroleum by pneumatic pumping | |
| CN109322644A (zh) | 一种煤层气井控压排水采气方法以及系统 | |
| CN112360368B (zh) | 油井堵水方法 | |
| RU137332U1 (ru) | Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине | |
| CN111173488B (zh) | 一种利用可控冲击波实现气井投产的方法 | |
| RU2296213C2 (ru) | Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины | |
| US10436007B2 (en) | Device for discharging liquids accumulated in a well | |
| EA029770B1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| CN118774683B (zh) | 一种海域天然气水合物水平井分段回采系统及工艺方法 | |
| RU2789535C1 (ru) | Способ удаления конденсата или жидкости глушения из заглушенной газовой скважины, способ эксплуатации газовой скважины и профилактики ее "самоглушения" и забойное устройство для их осуществления | |
| RU2722897C1 (ru) | Способ бесперебойной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, обеспечивающий вынос скапливающейся забойной жидкости |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |