气田后期开发技术负压采气装置2016年11月一、气田现状项目提纲二、排水采气技术应用三、负压采气技术四、负压采气设备五、成本投入及选井（一）概况我国已开发的气田，大多数属于低孔低渗的弱弹性水驱气田。气井经过多年的开采，多数气井已经进入低压低产期。天然气气田开发到中后期随着采气作业的进行，气田井口压力会迅速下降，同时气井产生的积液，回压增大、井口气压在气田中后期将长期将保持在一个较低压力小幅浮动，井口压力偏低，井底天然气不能够进入输气管网。当井口压力低于管网压力，气井被迫关闭闲置或封堵废弃，大量可采储量得不到利用。井底附近区积液，产层会受到“水侵”、“水锁”、“水敏性粘土矿物的膨胀”等影响，使得气相渗透率受到极大损害。一、气田现状（二）含水气田开采存在问题1、井深达到4500-5000米，现有的排水采气工艺技术无法适应这些井的生产需要。2、压力低，压力系数仅为0.5，井底流压在2.0-6.5MPa之间，井口油压一般为1.2-2.5MPa，低于集输压力。3、生产管柱管径一般为Ø73-62的复合油管，气量减小后带液困难。4、渗透性差、气产量低、水产量少，渗透率在0.01-9.8×10-3/µm2之间，单井产量在（0.5-2）×104/d。（三）增压采气工艺气田进入开发后期，气井普遍低压，采出的天然气不能靠自身自然能量输送。通过采用压缩机增压输送，可降低气井（气水井）井口流动压力，进一步提高气藏采收率。一、气田现状（四）排水采气工艺在气井中常有烃类凝析液或地层水流入井底。当气井产量高、井底气液速度大而井中流体的数量相对较少时，水将完全被气流携带至地面，否则，井筒中将出现积液。积液的存在将增大对气层的回压，并限制其生产能力，有时甚至会将气层完全压死以致关井。排除井筒及井底附近地层积液过多或产水，并使气井恢复正常生产的措施，称为排水采气。一、气田现状（一）气井常用的排水采气工艺技术如何快速、有效的进行气井排液，是含液气井生产过程中的核心问题。目前国内外采用的排液采气主要工艺有以下技术。二、排水采气技术应用速度管柱连续气举连续油管机抽排水活塞气举泡沫排采适用于井深小于2500米，有一定自喷能力的小产水量气井一次性投资高、易损坏套管、安全风险大、发泡剂较单一，适用于单纯产水井、凝析井适用于小产水量垂直管柱气井，易卡油管排液周期长、能耗利用率低对地层能量要求较高，低压井效果不明显负压采气技术汇报（二）低压气井采气工程现状气藏压力递减，生产压差降低，单井产量下降。油压低，无法进管网，必须增压输送。井筒压力降低、气量下降，气体携液能力降低，井筒积液严重。对低压低产井压裂酸化，极易发生水敏及水锁现象。常规排水采气工艺选择二、排水采气技术应用负压采气技术汇报（一）负压采气概念在井口或井(阀)组增加一套装置，尽可能释放井底天然气，确保井底天然气能够进入输气管网。一套橇装式可移动单井增压采气装置可有效延长气田开发寿命，增加采气量和收益，因为，提高采收率需从以下两方面考虑：要降低井口回压、提高输送能力，降低地层废弃压力降低井筒内流体阻力、增大举升压差，提高排液能力提高最终采收率三、负压采气技术压力差2.07MPa储层压力=3.45MPa管网压力=1.38MPa正常生产井三、负压采气技术压力差0.68-0.69MPa储层压力=2.07MPa管网压力=1.38MPa低压、地产井三、负压采气技术压力差2.0MPa储层压力=2.07MPa管网压力=1.38MPa负压采气井管网压力=0.07MPa负压采气机组三、负压采气技术负压采气技术汇报（一）负压采气概念——排液机理我们可以通过气井相关参数，计算出不同油压下井口气体携液的临界速度与临界流量，如下图：由图可知，此井在油压0.3MPa左右时，井口临界流速与临界流量相互交叉，只有在0.3MPa井口回压下气体流量大于临界流量，才会有较好的携液能力。00.20.40.60.811.21.402468101214161800.20.40.60.811.21.41.61.451.301.150.970.760.640.300.004.645.045.586.337.498.3711.8516.68气井在不同油压下携液临界流量与流速关系临界速度临界流量油压（m/s）（104m³/d）三、负压采气技术负压采气技术汇报（二）负压采气概念——增气机理流入曲线绘制—...
