苏里格气田泡沫排水采气现场试验资料课件

长庆油田苏里格气田研究中心 苏里格气田研究中心采气工艺研究所苏里格气田研究中心采气工艺研究所 二一年十二月二一年十二月 苏里格气田泡沫排水采气现场试验苏里格气田泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 苏里格气田研究中心采气工艺研究所长庆油田苏里格气田研究中心 汇报提纲 一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 二、排水采气泡排剂选型 三、泡沫排水采气现场试验 四、结论及建议 长庆油田苏里格气田研究中心 汇报提纲 一、苏里格积液气井排查长庆油田苏里格气田研究中心 苏里格气田气井气井出水类型主要是地层水（淡化地层水）、凝析水、凝析油和陈发型出水。（1）地层水、淡化地层水 地层水主要为成藏滞留水。正常地层水：储层段存在游离态水，在生产压差作用下，地层液态水从储层流入井筒最终产出地面的水，总矿化度大于35g/L。淡化地层水：正常地层水与凝析水的混合液，总矿化度在20g/L35g/L之间。一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 1、苏里格气田气井出水类型 长庆油田苏里格气田研究中心 苏里格气田气井气长庆油田苏里格气田研究中心 成藏滞留水：气藏在成藏过程中气对水的驱替不彻底，形成成藏滞留水。从相渗曲线看出，含水饱和度位于4178的区域为气水两相渗流区，苏里格气田气井含气饱和度普遍处于该区间，储层存在气水两相渗流。苏里格气田相渗曲线图苏里格气田相渗曲线图 一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 成藏滞留水：气藏在成藏过长庆油田苏里格气田研究中心 （2）凝析水 这种类型的水在气井开采初期就有，一般产水量很小且很稳定，矿化度很低。这种类型的水是存在于天然气中固有的组分，在地下以水蒸气形式存在，在生产中气藏温、压系统发生变化，气体容纳水的能力下降，水蒸气凝析而成的液态水。在生产管柱中，发生凝析的地方压力梯度会升高，凝析也与流速有关，凝析后液体滑落并堆积在孔眼或产层处。如果凝析发生在井筒中，且气体流速低于临界流速，这时液体就会积聚在井底，形成井底积液。凝析水的矿化度小于20g/L。一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 （2）凝析水 这种长庆油田苏里格气田研究中心 凝析水：通过对苏东16-32井的相图分析，可知：节流前压力低于临界凝析压力时（节流器位置约9.5MPa），将会产生少量的凝析液；节流后油压在0.54.5MPa之间，井筒温度060之间，位于相图上红色范围内，因此气井节流后有一定量凝析液产生。苏东16-32井相图 一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 凝析水：通过对苏东16-长庆油田苏里格气田研究中心 （3）凝析油 烃类也会发生凝析现象。在气藏开发中烃类会以气相的形式随气体一起进入井筒中，和凝析水机理一样，如果气体的温度低于临界凝析温度，会出现凝析油。（4）陈发性出水 出水机理可能是：由于气藏开采，气藏压力下降，饱和在低孔低渗层段中的毛细管水或残余水，因岩石和水本身的弹性膨胀而被挤出，被气流带到井底，在井底聚积到一定量后，就被气流带到地面，呈现陈发性出水。一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 （3）凝析油 长庆油田苏里格气田研究中心 井底积液有如下一些特征：（1）压力出现峰值，或者观察到压力急剧上升；（2）产量不稳定且递减率增大；（3）套压升高且油压下降；（4）压力曲线斜率有明显变化；（5）环空液面上升；（6）产液量为0。2、气井井底积液的特征、气井井底积液的特征 一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 井底积液有如下一些特征：（1）长庆油田苏里格气田研究中心 （1）压力出现峰值 一般气井有液体产出而没有井底积液时，液体以小液滴的形式存在于气体中（雾状流），并且对节流嘴前后压力没有任何影响；而当液体以段塞流的形式通过节流嘴时，由于液体密度相对较大，会导致节流嘴前后压力产生一个峰值，说明液体开始在井筒中堆积，或者液体以段塞流的形式到达地面，并开始以不稳定的流量产出。（2）产量递减曲线分析 平滑的一条是正常生产气井的流量递减曲线，有剧烈波动的一条是井筒积液气井的流量递减曲线。显然，积液气井递减快。流量递减曲线流量递减曲线 一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 （1）压力出现峰值 长庆油田苏里格气田研究中心（3）套压上升油压下降 井底积液增加了流体对地层的回压，降低了井口油压。此外，随着液量不断增加，井筒压力损失较大，流体对地层的回压进一步增大，导致井口油压逐渐降低。油套环空封隔器解封，井筒积液特征表现为：产量下降而套压升高，维持该井生产所需的压差增大。气井生产时，气体会进入油套环空，受地层压力影响，气体压力较高，导致套压升高。因此，油压降低套压升高表明井底存在积液。一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心（3）套压上升油压下降 井底积长庆油田苏里格气田研究中心 （1）直观法 当气井关井后，如果油套压在较长时间内不平衡，而套管无泄漏等现象，则表明油管鞋处有积液的可能。气井产气量和套管压力的波动反应了气井井筒中液体积聚的特征，经大量的实际资料分析表明，高于油管流动压力1.38MPa的套管压力是液体积聚的迹象。3、积液气井排查方法 一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 （1）直观法 当气长庆油田苏里格气田研究中心 11425.28(450.445)kpw fwfVPP?kpVw fP（2）经验公式法 苏联学者提出了判别井内是否有积液的经验公式，表达式如下：式中：气井临界排液速度，m/s；研究表明，不积液的气井的临界流速随着井底压力的下降而增加，如果气井油管鞋处气流速度大于临界流速，则气井不积液，否则气井出现积液。井底流动压力，MPa；一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 11425.28(450.445长庆油田苏里格气田研究中心 （3）生产动态分析法 主要结合现场气井生产动态特征，根据现场气井生产动态分析，积液产水气井生产过程中表现特征主要有以下几个方面：压力、产量频繁波动。气井携液能力不足时，一般压力波动范围超过1.0MPa/d，产量波动幅度大于10%；生产过程中，压降速率大。积液产水井初期生产压降速率一般大于0.3MPa/d；（出水气井普遍生产30天套压压降4.0MPa左右，生产60天套压压降6.0MPa左右，压降速率明显高于常规气井。）压力恢复时油套压差大。实际生产过程中，可通过短期关井获取油、套压差法，粗略计算井筒积液量；部分积液井在生产曲线表征上表现为：套压上升。一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 （3）生产动态分析法 长庆油田苏里格气田研究中心 产液井识别 生产动态曲线 不连续生产，产气量、套压明显下降 产气量、套压频繁波动（积液初期）套压波动、产气量下降(积液中期)套压上升、产气量明显下降(积液后期)井口落实（关井恢复，存在较大油套压差）产液气井初步判断方法：一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 产液井识别 生产动态曲线 不连长庆油田苏里格气田研究中心 （4）关井恢复压力排查法 根据生产情况可初步判断气井是否积液，采用逐井关井恢复压力，通过观察关井恢复压力后气井油套压力的变化情况来核实气井积液情况。关井时间可以根据关井后油套压差的变化进行确定，如果油压套压恢复较慢、油套压差较大的气井，可以延长此类井的关井时间，以进一步确定井筒的积液程度。积液初期及中期用油套压压差计算，井筒积液初期基本上是属于油管积液，导致油套压存在压差是因为油管积液。通过关井恢复油压和套压，根据油套压差情况可以初步判断气井井筒积液情况。/hPg?2Vr h?利用公式 可以初步判断井筒积液程度。和 一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 （4）关井恢复压力排查法 长庆油田苏里格气田研究中心 （5）井筒探液面分析法 积液井后期出现油管及油套环空同时积液，需探测油管及油套环空液面位置，并结合油套压差来计算井底积液情况。A、压力测试确定油管液面 流压或者静压测试时确定气井液面或者气井是否积液的最有效方法。压力梯度曲线与流体密度和井深有关。对于单相流体，压力随深度基本呈线性关系。苏东23-54井压力梯度图 在井底状况下，纯气柱压力梯度的最大值为0.210MPa/100m。当压力梯度大于此值，就表明井底产生积液。气液混相的压力梯度越大，说明气井含液越多，在压力梯度图上梯度曲线的斜率越大。一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 （5）井筒探液面分析法 长庆油田苏里格气田研究中心 B、超声波探油套环空液面的基本原理 、已知套压，井内气体密度及井内液体密度，井筒温度分布等；、仪器测试得到液面深度，根据套压和气体密度及温度场，可以计算得到液面位置的气柱压力Pg；、由于测到液面深度，从而得到了井内液柱高度，通过密度可以计算出液柱压力PL；、这样，地层流动压力Pf=Pg+PL。一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 B、超声波探油套环空液面长庆油田苏里格气田研究中心 苏东23-54井压力梯度图y=0.0002x+3.3632R2=0.9994y=0.0089x-5.5482R2=0.99710.0002.0004.0006.0008.00010.00012.0000200400600800100012001400160018002000深度（m）压力（MPa）井号 测井日期 中深 中压 中温 通井深度 液面深度 苏东23-54 2010-5-19 2981.50 m 21.53MPa 98.44 1890.00m 1070.90m 压力梯度0.02 压力梯度0.89 回声仪探测液面法（油套环空）压力计拉梯度法测液面 苏东23-54完钻井深3034m，节流器下深1900m，射孔段2980m2983m，油管节流器以上积液829.1m，套管积液145m，液位高于射孔段。分析 井号 套压MPa 油压MPa 环空液面m 中深压力MPa 中深m 液面误差%备注 苏东23-54 15.66 3.32 2889 20.3 2981.5 1 关井 一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 苏东23-54井压力梯度图y=长庆油田苏里格气田研究中心 （6 6）试气法 苏里格气田压力系数小（0.80.9），储层表现为“大孔小喉”特征，气井产量低，压后恢复时间短（24小时），部分气井入地液靠弹性驱动能量排出很困难。压后不能彻底排液，易造成“水敏”、“水锁”现象，所以压后排液也是影响气井产能的关键环节。通过气井压后排液阶段油套压差数据可初步判断气井投产后是否产液，基本判识方法主要如下：试气后关井恢复存在油、套压差；试气后油套压恢复速率不同步。024681012144:244:254:264:274:284:294:305:015:025:035:045:04时间压力油压套压苏东13-61井恢复曲线（油套压恢复速率不同步）024681012141618204.30 5.20 5.40 5.60 时间压力油压套压苏东19-54井恢复曲线（气井存在油、套压差)一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 （6）试气法 苏长庆油田苏里格气田研究中心 （7 7）现场作业经验法 油管充压：将套管压力向油管充压，根据油压变化判断积液位置。油压逐渐下降：节流器以下积液 油压无变化或变化速率小：节流器以上积液。一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 （7）现场作业经验法 长庆油田苏里格气田研究中心 苏东23-54、苏东20-46井井口油压变化统计表 苏东23-54 苏东20-46 时间（分钟）套压（MPa）油压（MPa）时间（分钟）套压（MPa）油压（MPa）3 9.69 9.62 0 16.12 16.12 6 9.7 9.62 15 17.1 9.53 9 9.74 9.62 20 17.12 9.54 12 9.79 9.62 35 17.26 9.8 15 9.79 9.62 18 9.84 9.62 21 9.88 9.62 关井21分钟油压不变，节流器以上积液 关井35分钟油压下降6.32MPa，节流器以下积液 通过以上判断：苏东23-54判断为节流器以上积液（压力计探液面为节流器以上830m）；苏东20-46判断为节流器以下积液。依据：气相和液相通过节流器气嘴速率差异造成。一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 长庆油田苏里格气田研究中心 苏东23-54、苏东20-46井长庆油田苏里格气田研究中心 汇报提纲汇报提纲 一、苏里格积液气井排查 二、排水采气泡排剂选型二、排水采气泡排剂选型 三、泡沫排水采气现场试验 四、结论及建议 长庆油田苏里格气田研究中心 汇报提纲 一、苏里格积液气井排查长庆油田苏里格气田研究中心 二、排水采气泡排剂选型 泡沫排水采气工艺流程示意图 适应范围：适用于弱喷及间歇喷产水气井的排水。优点：投资小，见效快；操作简便；易于推广，井的适应性强，选井范围大。泡沫排水采气技术能够用于苏里格气田产水气井排液生产，但目前工艺条件下，加注措施有待改进。1、泡沫排水采气工艺技术 长庆油田苏里格气田研究中心 二、排水采气泡排剂选型 泡沫排水长庆油田苏里格气田研究中心 由于泡沫排水采气工艺具有不进行修井作业就可实施工艺，投资小、易操作，能及时排除生产井筒及井底积液的优点，泡沫排水采气技术为常规使用的一种排水采气技术，同样也适用于苏里格气田。苏里格气田具备水体封闭、地层非均质性强、剩余地质储量大等特点，综合比较各种排水采气工艺，结合目前气井的井身结构、大部分井具有一定自喷能力的特点，并考虑“低成本”的要求，分析认为泡沫排水采气适合于苏里格气田。二、排水采气泡排剂选型二、排水采气泡排剂选型 长庆油田苏里格气田研究中心 由于泡沫排水采气工艺具有不进长庆油田苏里格气田研究中心（1）、罗氏泡高试验 罗氏泡高仪罗氏泡高仪 按QB 385标准装置测定罗氏泡高（包括开始时、三分钟后罗氏管内的泡沫高度），起始泡高反映了泡排剂的静态起泡能力，三分钟后罗氏管内的泡沫高度反映了泡沫的稳定性。2、起泡剂的研制及室内试验 二、排水采气泡排剂选型 长庆油田苏里格气田研究中心（1）、罗氏泡高试验 长庆油田苏里格气田研究中心 现有泡排剂的罗氏泡高实验现有泡排剂的罗氏泡高实验 No.选用泡排剂名称 泡排剂浓度 凝析油含量（%）起始泡高（mm）3min后泡高（mm）1 SPI-5 1%0 120 70 5 60 16 10 45 0 2 CT5-2 1%0 150 40 5 65 19 10 33 0 3 8002 1%0 140 20 5 60 0 10 20 0 4 8005 1%0 135 10 5 55 0 10 18 0 5 ERD-05 1%0 120 110 5 100 85 10 74 10 二、排水采气泡排剂选型二、排水采气泡排剂选型 长庆油田苏里格气田研究中心 现有泡排剂的罗氏泡高实验 No长庆油田苏里格气田研究中心 动态泡沫测定仪动态泡沫测定仪（2）动态带水实验 二、排水采气泡排剂选型 长庆油田苏里格气田研究中心 动态泡沫测定仪（2）动长庆油田苏里格气田研究中心 动态带水选择泡排剂实验动态带水选择泡排剂实验 No.选用泡排剂名称 泡排剂浓度 凝析油含量（%）带出水量 带水时间 1 SPI-5 1%0 275 600 5 105 10 0 2 CT5-2 1%0 265 600 5 115 10 0 3 8002 1%0 267 600 5 78 10 0 4 8005 1%0 275 600 5 79 10 0 5 ERD-05 1%0 280 600 5 110 10 45 二、排水采气泡排剂选型二、排水采气泡排剂选型 长庆油田苏里格气田研究中心 动态带水选择泡排剂实验 No长庆油田苏里格气田研究中心 实验总结：（1）ERD-05泡沫排水剂能适应苏东井区泡沫助采要求，与苏东井区生产井地层水混合后，在井下温度、压力条件下不产生堵塞。（初次使用或凝析油较多时应适当加大浓度）。（2）ERD-05具有在地层水和H2S气体中起缓蚀功能的作用，可降低地层水和H2S气体对钢铁的腐蚀，保护井下管串，延长使用寿命，缓蚀率40%。二、排水采气泡排剂选型 长庆油田苏里格气田研究中心 实验总结：长庆油田苏里格气田研究中心 汇报提纲汇报提纲 一、苏里格积液气井排查 二、排水采气泡排剂选型 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 四、结论及建议 长庆油田苏里格气田研究中心 汇报提纲 一、苏里格积液气井排查长庆油田苏里格气田研究中心 1、泡排选井 选井原则：（1）连续生产，产量下降，同时套压上升或有上升趋势的井；（2）产量、套压频繁波动的井；（3）关井后，油压不能恢复到套压水平，存在油套压差的井；（4）井口流量计和远传设备都完好的井。根据以上原则在苏东区块选取了苏东31-55、苏东40-59、苏东27-62、苏东23-54、苏东18-39、苏东26-71六口井采用研制的ERD-05起泡剂和ERD-06泡排棒进行现场泡排试验。同时在苏6、苏36区块选取了苏6-0-9、苏6-9-7、苏36-6-9、苏36-4-4四口井采用UT-11C起泡剂和UT-6泡排棒进行现场泡排试验。本试验的苏36-6-9井为连续生产井；苏6-9-7井为自喷生产井；苏6-0-9井和苏36-4-4井为间歇井。三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 1、泡排选井 选井原则：长庆油田苏里格气田研究中心 2、泡排方式、泡排方式 根据现场情况，采取油管投注泡排棒，油套环空注泡排剂，地面管线加注消泡剂的加注方式，泡排后开井时间定为加注泡排剂2-3小时后开井。三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 2、泡排方式 根据现场情长庆油田苏里格气田研究中心 3、加注制度、加注制度 井号 泡排加注制度 加注周期 泡排剂加注量 起泡剂与水配比浓度 消泡剂加注量及比例 苏东31-55 前三天连续加注，以后间隔一天加注 泡排棒23根，泡排剂2025kg 前期1:1，后期1:2 消泡剂10kg，配比1:1 苏东40-59 前三天连续加注，以后间隔一天加注 泡排棒23根，泡排剂2530kg 前期1:1，后期1:2 消泡剂10kg，配比1:1 苏东27-62 前两天连续加注，以后间隔两天加注 泡排棒23根，泡排剂2530kg 前期1:1，后期1:2 消泡剂10kg，配比1:1 苏东23-54 前两天连续加注，以后间隔两到四天加注 泡排棒23根，泡排剂2025kg 前期1:1，后期1:2 消泡剂10kg，配比1:1 苏东18-39 前两天连续加注，以后间隔两到四天加注 泡排棒23根，泡排剂2530kg 前期1:1，后期1:2 消泡剂10kg，配比1:1 苏东27-61 前两天连续加注，以后间隔两天加注 泡排棒2-3根，泡排剂25-30kg 前期1:1，后期1:2 消泡剂10kg，配比1:1 苏36-3-9 前四天连续加注，以后间隔三到五天加注 泡排剂10-20kg 1:5 苏6-9-7 前三天连续加注，以后间隔五天加注 泡排剂10-20kg 1:5 苏36-4-4 间隔三到五天加注 泡排剂10-16kg 1:5 苏6-0-9 间隔四到六天加注 泡排棒4根，泡排剂10-16kg 1:5 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 3、加注制度 井号 泡排加注制度长庆油田苏里格气田研究中心 井号 试验前 试验后 油套压差 减小MPa 日产气量增加104m3/d 油压 MPa 套压MPa 油套压差MPa 产气量104m3/d 平均油压MPa 平均套压MPa 油套压差MPa 平均日产气量104m3/d 苏东31-55 2.89 10.43 7.54 0.0935 2.64 7.25 4.61 0.2425 2.93 0.149 苏东40-59 2.91 20.67 17.76 0.4307 2.53 17.31 14.78 0.4483 2.98 0.0176 苏东27-62 3.2 12.6 9.4 0.4100 3.41 11.56 8.15 0.4423 1.25 0.0323 苏东23-54 2.64 14.79 12.15 0.09 3.02 13.23 10.21 0.2176 1.94 0.1276 苏东18-39 2.96 8.11 5.15 0.1085 3.34 9.23 5.89 0.0849-0.74-0.0236 苏东26-71 2.58 14.57 11.99 0.1021 2.87 14.2 11.33 0.2894 0.66 0.1873 泡排试验前后生产情况对比表泡排试验前后生产情况对比表 效果：单井平均压差降低1.503MPa，产气量上升0.0817104m3/d。4、试验效果分析（1）苏东区块试验井泡排效果分析 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 井号 试验前 试验后 油套压差 长庆油田苏里格气田研究中心 苏东31-55井2008年11月17日开始投产，原始套压为22MPa。2010年6月29日开始进行泡排，泡排后套压由10.43MPa下降到7.25MPa，产气量由泡排前0.0935104m3/d提高到0.2425104m3/d。泡排后油套压差减小2.93MPa，日产气量增加0.149104m3/d。苏东31-5531-55井基本数据 东31-5531-55井泡排前生产数据 井号 油压（MPa）套压（MPa）产气量（104m3/d）液面高度（m）油管 油套环空 苏东31-55 2.89 10.43 0.0935 823 226 井号 所属集气站 投产前套压（MPa）节流器下深（m）节流嘴大小（mm）配产（104m3/d）苏东31-55 苏东11站 22 1900 1.8 0.9 苏东31-55 2010-06-2131-55 2010-06-21至2010-07-25 2010-07-25 采气曲线 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 苏东31-55井2008长庆油田苏里格气田研究中心 苏东40-59井2009年4月6日开始投产，原始套压为20.8 MPa。2010年6月29日开始进行泡排，泡排后套压由20.67MPa下降到17.31MPa，目前产气量为0.4483104m3/d，泡排前后产气量变化不大。分析原因可能是井底积液较少，可能由于节流器配产较小或油套环空堵塞引起套压一直未下降。苏东40-5940-59井基本数据 苏东40-5940-59井泡排前生产数据 井号 油压（MPa）套压（MPa）产气量（104m3/d）液面高度（m）油管 油套环空 苏东40-59 2.91 20.67 0.4307 210 204.5 井号 所属集气站 投产前套压（MPa）节流器下深（m）节流嘴大小（mm）配产（104m3/d）苏东40-59 苏东8站 20.8 1900 1.2 苏东40-59 2010-06-2140-59 2010-06-21至2010-07-31 2010-07-31 采气曲线 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 苏东40-59井2长庆油田苏里格气田研究中心 苏东27-62井2009年11月19日投产，原始套压为20.1 MPa。该井于2010年9月6日开始进行泡排，泡排后套压由12.6MPa下降到11.56 MPa，平均日产气量由0.41104m3/d提高到0.4423104m3/d。泡排后油套压差减小1.25MPa，日产气量增加0.0323104m3/d。苏东27-62井基本数据 苏东27-62井泡排前生产数据 井号 油压（MPa）套压（MPa）产气量（104m3/d）液面高度（m）油管 油套环空 苏东27-62 3.2 12.6 0.41 井号 所属集气站 投产前套压（MPa）节流器下深（m）节流嘴大小（mm）配产（104m3/d）苏东27-62 苏东11站 20.1 1900 2.0 0.4 苏东27-62 2010-09-04至2010-10-31 采气曲线 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 苏东27-62井2长庆油田苏里格气田研究中心 苏东23-54井2008年11月11日投产，原始套压18.5 MPa。该井于2010年9月6日开始进行泡排，泡排后套压由14.79MPa下降到13.23MPa，日产气量由0.09104m3/d提高到0.2176104m3/d。泡排后油套压差减小1.94MPa，日产气量增加0.1276104m3/d。苏东23-5423-54井基本数据 苏东23-5423-54井泡排前生产数据 井号 油压（MPa）套压（MPa）产气量（104m3/d）液面高度（m）油管 油套环空 苏东23-54 2.64 14.79 0.09 830 92.5 井号 所属集气站 投产前套压（MPa）节流器下深（m）节流嘴大小（mm）配产（104m3/d）苏东23-54 苏东11站 18.5 1900 1.3 0.1 苏东23-54 2010-09-0423-54 2010-09-04至2010-10-27 2010-10-27 采气曲线 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 苏东23-54井2008长庆油田苏里格气田研究中心 苏东18-39井2009年11月19日投产，原始套压21.5 MPa。该井于2010年9月15日开始进行泡排，泡排后套压由8.11上升到9.23MPa，日产气量由0.1085104m3/d降低到0.0849104m3/d，分析可能与该井本身产量较低、地层能量不足有关。苏东18-3918-39井基本数据 井号 所属集气站 投产前套压（MPa）节流器下深（m）节流嘴大小（mm）配产（104m3/d）苏东18-39 苏东13站 21.5 1900 2.1 0.4 苏东18-3918-39井泡排前生产数据 井号 油压（MPa）套压（MPa）产气量（104m3/d）液面高度（m）油管 油套环空 苏东18-39 2.96 8.11 0.1085 苏东18-39 2010-09-0418-39 2010-09-04至2010-10-152010-10-15采气曲线 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 苏东18-39井2009长庆油田苏里格气田研究中心 苏东26-7126-71井基本数据 井号 所属集气站 投产前套压（MPa）节流器下深（m）节流嘴大小（mm）配产（104m3/d）苏东26-71 苏东9站 20.3 2000 2.6 0.5 苏东26-7126-71井泡排前生产数据 井号 油压（MPa）套压（MPa）产气量（104m3/d）液面高度（m）油管 油套环空 苏东26-71 2.58 14.57 0.1021 1400 139.5 苏东26-71 2010-09-0426-71 2010-09-04至2010-10-07 2010-10-07 采气曲线 苏东26-71井2009年6月24日投产，原始套压20.3MPa。该井于2010年9月6日开始进行泡排，泡排后套压由14.57MPa下降到14.2MPa，日产气量由0.1021104m3/d提高到0.2894104m3/d。泡排后油套压差减小0.66MPa，日产气量增加0.1873104m3/d。三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 苏东26-71井基本数据 井号长庆油田苏里格气田研究中心 井号 阶段 平均油压（MPa)平均套压（MPa)油套压差（MPa)日均产气量（104m3/d)油套压差减小（MPa）平均日增产气量（104m3/d）集气站日均产水量（m3）平均日增产水量（m3）苏36-3-9 加注前（2010.6.1-6.21）3.15 6.59 3.44 1.1374 1.39 0.0612 13.81 1.01 加注后（2010.6.22-7.31）3.21 5.26 2.05 1.1986 14.82 苏6-9-7 加注前（2010.6.1-6.25）1.6 6.63 5.03 0.3819 1.97 0.3011 12.46-1.07 加注后（2010.6.26-7.31）1.62 4.68 3.06 0.6830 11.39 苏36-4-4 加注前（2010.6.1-6.23）3.56 10.35 6.79 0.0402 0.57-0.0252 13.94 0.94 加注后（09.6.23-7.31）4.08 10.30 6.22 0.015 14.88 苏6-0-9 加注前（2010.6.11-6.26）2.81 13.22 10.41 0.1028 1.47 0.1504 13.13-0.17 加注后（2010.6.27-7.31）2.85 11.79 8.94 0.2532 12.96 采气四厂试验井泡排前后生产情况对比表采气四厂试验井泡排前后生产情况对比表（2）苏6、苏36区块试验井泡排效果分析 效果：单井平均压差降低1.35MPa，产气量上升0.1219104m3/d。三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 井号 阶段 平均油压（MPa)长庆油田苏里格气田研究中心 苏36-3-9井2007年11月3日投产，投产前套压24MPa。该井从2010年6月22日开始进行泡排，泡排后套压由6.59MPa下降到5.26MPa，日均产气量由13.1374104m3/d提高到1.1986104m3/d。泡排后油套压差减小1.39MPa，日产气量增加0.0612104m3/d。苏36-3-936-3-9井基本数据 井号 所属集气站 投产前套压（MPa）节流器下深（m）节流嘴大小（mm）配产（104m3/d）苏 36-3-9 苏36-2站 24 1900 2.4 1.5 苏36-3-936-3-9井泡排前生产数据 井号 油压（MPa）套压（MPa）产气量（104m3/d）液面高度（m）油管 油套环空 苏 36-3-9 3.15 6.59 1.1374 苏36-3-9 36-3-9 采气曲线及产水量和泡排剂加注量曲线 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 苏36-3-9井2007长庆油田苏里格气田研究中心 苏6-9-7井2006年5月26日投产，投产前套压23.6MPa。该井从2010年6月26日开始进行泡排，泡排后套压由6.63MPa下降到4.68MPa，日均产气量由0.3819104m3/d增加到0.6830104m3/d。泡排后油套压差减小1.97MPa，日产气量增加0.3011104m3/d。苏6-9-76-9-7井基本数据 井号 所属集气站 投产前套压（MPa）节流器下深（m）节流嘴大小（mm）配产（104m3/d）苏6-9-7 苏6-1站 23.6 1800 2.7 2.0 苏6-9-76-9-7井泡排前生产数据 井号 油压（MPa）套压（MPa）产气量（104m3/d）液面高度（m）油管 油套环空 苏6-9-7 1.6 6.63 0.3819 209.4 179.4 苏6-9-7 6-9-7 采气曲线及产水量和泡排剂加注量曲线 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 苏6-9-7井2长庆油田苏里格气田研究中心 苏36-4-4井2007年7月18日投产，投产前套压20MPa。苏东36-4-4井从2010年6月24日开始进行泡排，泡排后套压由10.35MPa下降到10.30MPa，日均产气量由0.0402104m3/d下降到0.015104m3/d。分析可能与该井本身产量较低、地层能量不足有关。苏36-4-4井基本数据井基本数据 井号 所属集气站 投产前套压（MPa）节流器下深（m）节流嘴大小（mm）配产（104m3/d）苏 36-4-4 苏36-2站 20 无 1.2（原）苏36-4-436-4-4井泡排前生产数据 井号 油压（MPa）套压（MPa）产气量（104m3/d）液面高度（m）油管 油套环空 苏 36-4-4 3.56 10.35 0.0402 29.7 苏36-4-4 36-4-4 采气曲线及产水量和泡排剂加注量曲线 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 苏36-4-4井2007长庆油田苏里格气田研究中心 苏6-0-9井2007年8月16日投产，投产前套压18MPa。苏东6-0-9井从2010年6月27日开始进行泡排，泡排后套压由13.22MPa下降到11.79MPa，日均产气量由0.1028104m3/d提高到0.2532104m3/d。泡排后油套压差减小0.57MPa，日产气量增加0.1504104m3/d。苏6-0-9井基本数据 井号 所属集气站 投产前套压（MPa）节流器下深（m）节流嘴大小（mm）配产（104m3/d）苏6-0-9 苏6-2站 18 无 1.0（原）苏6-0-9井泡排前生产数据 井号 油压（MPa）套压（MPa）产气量（104m3/d）液面高度（m）油管 油套环空 苏6-0-9 2.81 13.22 0.1028 1046 5 苏6-0-9 采气曲线及产水量和泡排剂加注量曲线 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 苏6-0-9井2007年长庆油田苏里格气田研究中心 试验结论：试验结论：（1）可以将气井的泡排阶段分成强排阶段和稳排阶段。强排阶段通过连续加注和加大起泡剂用量来提高气井携液能力。此阶段压力下降较为明显，日产气量逐渐上升。稳排阶段油套压差波动频繁，总体是趋于稳定减小。此阶段逐渐较少起泡剂的用量，并延长加注时间，使得气井进一步排出井筒积液。（2）泡排制度：在泡排初期一般连续加注，待气井产量有所提高后，间隔三到五天加注泡排剂，由于单井产液无法计量，可以根据套压的变化情况来确定泡排制度，对于泡排前油套压差较大的气井如果套压有明显下降，可将泡排剂加注间隔时间加长，无明显变化的井需加密泡排剂加注。（3）泡排剂加注后开井时间：通过试验得出一般在加注泡排剂后23个小时能满足气井泡排需要，但是这不一定是最佳时间，需要进一步摸索。（4）泡排剂加注浓度：不同泡排剂加注浓度有所区别，ERD-05可以1：2的浓度加注；UT-11C泡排剂浓度可以1:5进行加注。三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 长庆油田苏里格气田研究中心 试验结论：（1）可以将长庆油田苏里格气田研究中心 汇报提纲汇报提纲 一、苏里格积液气井排查一、苏里格积液气井排查 二、排水采气泡排剂选型二、排水采气泡排剂选型 三、泡沫排水采气现场试验三、泡沫排水采气现场试验 四、结论及建议四、结论及建议 长庆油田苏里格气田研究中心 汇报提纲 一、苏里格积液气井排查长庆油田苏里格气田研究中心 （1）根据积液井不同的产液类型，进行泡排剂选型。（2）对套压较高、油套压差较大的积液井进行连续性加注泡排剂进行诱排，恢复气井自身带液能力。（3）对含油量较大的井加大泡排剂注入剂量。（4）对油压恢复较快的井从油套环空进行少量泡排剂加注，提高气井带液能力。（5）需要进一步摸索泡排后最佳开井时间。1、结论和认识 四、结论及建议 长庆油田苏里格气田研究中心 （1）根据积液井不同的产长庆油田苏里格气田研究中心 存在的问题：单井产液量无法计量，以及数据远传系统和流量计的不稳定性造成很难准确判断单井的日产气量等数据，因此，试验效果分析存在一定误差。建议：（1）可在单井上使用分离器，以便计量试验井的产气量以及产液量，也有助于摸清苏里格气田的产水规律；（2）根据目前苏里格区块低成本开发生产实际情况，建议井口增加平衡罐。一方面泡沫排水施工时有利于消泡施工；另一方面在冬季有利于解决管线冻堵问题。（3）在苏里格气田尝试其他排水采气技术。2、存在问题及建议 四、结论及建议 长庆油田苏里格气田研究中心 存在的问题：单长庆油田苏里格气田研究中心 汇报完毕汇报完毕 请各位领导、同事批评指正请各位领导、同事批评指正 长庆油田苏里格气田研究中心 汇报完毕 请各位领导、同事批评指