采气技术培1

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，?76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： 二号集气站 分离、计量 一号集气站 高架分离 井口 真空加热炉 节流 缓冲罐 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：

生产分离器 分离、计量 井口 二号集气站 真空加热炉 节流 计量撬块 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：

（2）油套同采 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、D16、DK7、DK8、DK9、DT1、DK1、DP1为油套同采。

油压表 KQ-350

套压表 针型阀 套压表 油压表 KQ-350针型阀 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。

油管尺寸 2 3/8〞外径（ｍｍ） 60.30 73.00 88.90 壁厚（ｍｍ） 内径（ｍｍ） 4.83 5.51 6.45 50.60 62.00 76.00 单位容积（L） 2.01 3.02 4.53 2 7/8〞 3 1/2〞

三、各层位情况 1、层位

井号 E9 D10 D13 D15 D16 DT1 DK1 DK2 DK3 DK4 DK5 DK6 DK7 DK8 DK9 DP1 层位 S1 S2 H1 T2S1H1H3 S2 H3 H2 S1-1 H2 H3 H3 H3 S2H1H2 H1H2S1 S2 H1H2S1 S2 H2H3 H1S1-1 S1-1

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。

塔巴庙区块太原组气层压前地层测试压力数据表 井 号 层 位 地层中部深度（m） 地层压力（MPa） 压力系数 大5井 太2层 2849.00 27.27 0.96 大8井 太原组 2748.45 26.84 0.97 大10井 太2层 2737.40 24.51 0.90 大18井 太2层 2779.55 25.72 0.93 （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1

2

1

2

1

段、山1段、山2段、山2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。

塔巴庙区块山西组气层压前地层测试压力数据表 井 号 层 位 地层中部深度（m） 地层压力（MPa） 压力系数 大7井 山1层 2871.45 27.85 0.99 大8井 山2层 2632.5 23.50 0.89 大开5井 山2层 2795.0 27.01 0.97 大12井 山22段 2746.9 24.28 0.88

（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。

塔巴庙区块石盒子组气层压前地层测试压力数据表 井 号 层 位 地层中部深度（m） 地层压力（MPa） 压力系数 大9井 盒1层 2524.5 24.43 0.97 大10井 盒3层 2517.0 23.87 0.95 大16井 盒2层 2700.5 25.25 0.95 大开2井 盒3层 2663.1 26.64 1.02 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）。

大牛地气田天然气组份统计表 项目 层段 太1层 山1层 山2层 盒1层 盒2层 盒3层 甲烷组分 （%） 88.382 84.773 87.303 88.047 93.785 95.033 乙烷组分 （%） 5.182 8.498 6.455 6.798 2.797 2.316 氮气组分 （%） 0.558 1.203 3.09 2.163 1.686 1.857 相对密度 0.6345 0.6616 0.6296 0.6289 0.5896 0.5804 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

气体名称 临界温度 ℃ 21.5 14.5 5.5 2.5 1 10 29 甲烷 乙烷 丙烷 异丁烷 正丁烷 二氧化碳 硫化氢 近几年研究认为甲烷临界温度为47℃ 备注

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

层位 太1 太2 山1 山2 盒1 盒2 盒3 天 然 气 t=-20℃ t=-10℃ t=0℃ t=10℃ t=20℃ 相对密度 水合物生成压力（MPa） 0.6345 0.35 0.52 0.78 2.58 8.95 0.6332 0.36 0.53 0.79 2.59 9.01 0.6366 0.35 0.52 0.76 2.55 8.86 0.6458 0.32 0.48 0.71 2.45 8.53 0.6289 0.37 0.55 0.82 2.65 9.23 0.5896 0.58 0.87 1.29 3.91 13.59 0.5768 0.71 1.06 1.57 4.93 17.14 t=30℃ 31.12 31.32 30.81 29.64 32.06 47.23 59.55

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：

名项目 分子式 分子量 沸点（0.1MPa下）℃ 密度25℃，克/厘米3 冰点，℃ 粘度25℃，豪帕秒 与水溶解度20℃ CH3OH 32.04 64.7 0.7928 -97.8 0.5945 完全互溶 无色挥发，易燃液体，中等毒性 C2H6O2 62.1 197.3 1.110 -13 16.5 C4H10O3 106.1 244.8 1.113 -8 28.2 完全互完全互溶 溶 无色无无色无毒，有甜毒，有甜味粘稠味液体 液体 C6H14O4 150.2 288 1.119 -7 37.3 完全互溶 无色无毒，有甜味粘稠液体 称 甲醇 乙二醇 二甘醇 三甘醇 性状 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。

根据对国内大量排水采气工艺技术调研，目前国内主要的排水采气工艺方法其工艺水平、技术特点及使用范围见下表。

国内排水采气工艺方法及水平

举升方法 项目 目3前最大排液量(m/d) 目前最大井(泵)深(m) 井身情况(斜井、水平井) 地面环境条件 高气液比 开 采 条 件 含砂 地层水结垢 优选管柱 100（小油管） 2700 较适宜 适宜 很适宜 适宜 化防，较好 缓蚀，适宜 简单 很方便 低 泡排 120 3500 适宜 气举 400 3000 适宜 抽油机 70 2200 受限 装置大而重，一般适宜 气液分离较适宜 较差 化防，较差 高含H2S受限较差 较易 较方便 较低 ＜30 产量可调 电潜泵 500 2700 受限 装置小，适宜高压电源 较敏感，一般适宜 ＜5‰ 较差 较差 较复杂 方便 较高 ＜65 变频可调，很好 半年-1年半 射流泵 300 2800 适宜 动力源可远离井口，适宜 较敏感，一般适宜 无运动条件很适宜 适宜 适宜 较复杂 方便 较高 最高34 喷嘴可调，很好 装置小，适宜 适宜 很适宜 适宜 有洗井功能，很适宜 缓蚀，较适宜 适宜 适宜 适宜 适宜 较易 方便 较低 较低 可调 腐蚀性(H2S、CO2) 设计难易 维修管理 投资成本 运转效率（%） 灵活性 免修期 简单 方便 低 制度可调 注入量、注入周期可调 ＞2年 ＞1年 针对大牛地气田气井压力、产能、产水特征，选用与之相适宜的排水采气工艺，对维持气井的正常生产、提高气井的采收率尤其重要。从目前大牛地气田的情况，在结合近半年的采气经验，现在我们主要采取的有三种排水采气的方法：1、泡沫排水；2、提产携液；3、小油管采气。

1、泡沫排水

2003年在DT1井、D13井进行了试验，在DT1井取得了较好的效果，在D13井效果欠佳，主要原因是D13井为31/2”的大油管采气，且管鞋离地层较远。经过试验，基本确定的大牛地气田适合的泡排剂有三种：UT-6、UT-4两种棒状泡沫剂和UT-11B液体泡沫排水剂。但采输气使用泡排的方法，无疑将有大量的泡沫进入管道和容器，影响

正常生产，因此若把泡排用于采气还需要研究消泡剂和消泡的工艺。

2、提产携液

提产携液是利用提高产气量，是其利用自身能量的把井底积液带出地面，其要求条件，是气体的流动速度大于液滴下降的速度。我们在D13井、D10井进行了试验，带液效果较好。但对压力的影响较大，这种方法对地层是否有伤害，什么是最佳带液产量，需要我们作进一步研究。

3、优选采气管柱

优选采气管柱带液，原理等同于提产携液，其目的是增加气体在井内的流动速度，把井内积液带出地面。从目前DK6、DK7的使用23/8”采气管柱生产来看，DK6配产12000ｍ3/ｄ生产具有良好的带液能力；DK7配产4000ｍ3/ｄ不具备带液能力。具体管柱的优选和配产的匹配，以及管柱的下深的相互间的关系，也需要作进一步的理论和实践研究。

正常生产，因此若把泡排用于采气还需要研究消泡剂和消泡的工艺。

2、提产携液

提产携液是利用提高产气量，是其利用自身能量的把井底积液带出地面，其要求条件，是气体的流动速度大于液滴下降的速度。我们在D13井、D10井进行了试验，带液效果较好。但对压力的影响较大，这种方法对地层是否有伤害，什么是最佳带液产量，需要我们作进一步研究。

3、优选采气管柱

优选采气管柱带液，原理等同于提产携液，其目的是增加气体在井内的流动速度，把井内积液带出地面。从目前DK6、DK7的使用23/8”采气管柱生产来看，DK6配产12000ｍ3/ｄ生产具有良好的带液能力；DK7配产4000ｍ3/ｄ不具备带液能力。具体管柱的优选和配产的匹配，以及管柱的下深的相互间的关系，也需要作进一步的理论和实践研究。

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