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苏里格区块解防堵工艺技巧研究和应用[精彩]

苏里格区块解防堵工艺技巧研究和应用[精彩]苏里格区块解防堵工艺技巧研究和应用[精彩] 苏里格区块解防堵工艺技术研究和应用项目长:吴广海承担单位:渤海钻探工程技术研究院一、项目概况 (一)、立项依据苏里格气田苏20区块地处毛乌素沙漠，地理条件及自然环境差、海拔起伏大、昼夜温差悬殊、冬季最低气温在零下30?以下，气井以高压低温的状态生产，井筒很容易生成水合物冻堵。另外区块内各集气站点、压缩机布置集中统一，而整个管网压力分布不均匀，许多单井至集气站距离远，地势低洼不平，地面天然气长输管线经常发生冻堵。 2008、2009年冬季苏里格气田均发...

苏里格区块解防堵工艺技巧研究和应用[精彩] 苏里格区块解防堵工艺技术研究和应用项目长:吴广海承担单位:渤海钻探工程技术研究院一、项目概况 (一)、立项依据苏里格气田苏20区块地处毛乌素沙漠，地理条件及自然环境差、海拔起伏大、昼夜温差悬殊、冬季最低气温在零下30?以下，气井以高压低温的状态生产，井筒很容易生成水合物冻堵。另外区块内各集气站点、压缩机布置集中统一，而整个管网压力分布不均匀，许多单井至集气站距离远，地势低洼不平，地面天然气长输管线经常发生冻堵。 2008、2009年冬季苏里格气田均发生不同程度的管线堵塞，致使气田开井率下降，气井停产，由于堵塞影响整个气田产量下降10%左右，因此，有效的解决堵塞问题可以在很大程度上提高开井时率，提高区块的产气量。 (二)、研究内容 (1)《气井井下节流与排液优化设计》软件研究与完善; (2)防止井筒水合物及混合物堵塞“一井一策”防堵措施研究; (3)积液造成气井堵塞原因分析研究; (4)排液工艺技术研究。 (三)、技术指标 (1)《气井井下节流与排液优化设计》软件设计与现场实测误差小于10%; (2)“一井一策”解防堵及排液措施科学实用，堵塞率降低50%; (3)现场试验应用6,10井次。 (四)、研究期限 2010年1月-2010年12月二、研究计划和执行情况 (一)、研究计划 1、《气井井下节流与排液优化设计》软件研究与完善; 2、防止井筒水合物及混合物堵塞“一井一策”防堵措施研究; 3、积液造成气井堵塞原因分析研究; 4.、排液工艺技术研究。 (二)、执行情况按照计划执行三、技术研究情况 (一)、气井堵塞原因分析通过对苏20区块的堵塞情况进行分析，主要存在以下堵塞: , 1、井筒水合物堵塞; , 2、地面流程管线堵塞; , 3、投产初期压裂液残渣、砂、水合物等混合堵塞; , 4、井筒或地面积液造成的堵塞; , 5、其他堵塞 1、井筒水合物堵塞井筒水合物是气井生产过程中处于高压低温状况下，天然气中水与烃类气体构成的结晶状的复合物。水合物在油管中生成后会降低井口压力，影响气井产量，严重的会堵塞油管，致使气井关井停产。 , 结晶水合物 2、地面冰堵地面冰堵是由于气井生产带出液体较多，在大直径集输管线中气体无法全部排出，长时间沉积造成。同时由于苏里格沙漠特殊的环境和地理条件，风沙大，管线埋藏深度不够，地势起伏不平，低洼处管线容易积水。苏里格地面环境及管线情况 3、投产初期压裂液残渣、砂、水合物等混合物堵塞苏里格所有气井均经过压裂后才能投产，在压后返排的过程中，有的井在井壁上会形成很多粘稠物压裂液残渣，同时，返排时排出的压裂砂和长时间高压下的开井形成的井筒水合物，形成一种混合堵塞。粘稠混合物 4、井筒或地面积液造成的堵塞积液是气井堵塞的主要原因，包括低产井的井筒积液和地面管线积液，积液后给地层造成较大的回压，致使气井产量降低，积液严重的会造成水淹，致使气井停产。 5、其他堵塞除了以上几种堵塞外，还个别存在着其他因素造成的堵塞，主要包括井筒作业过程中的杂物，地面管线焊接过程中的杂物或铁屑，在流动过程中，与液体或砂子等形成管线的堵塞。压裂液残渣及杂物等混合堵塞是个别情况，地面流程管线堵塞也主要是由于气井大量出液造成的堵塞，冬季通过开启压缩机和扫线能减少地面堵塞程度，因此，本项目解防堵工作主要集中在防止井筒水合物堵塞和提高气井的携液能力两方面开展工作。本课题也主要是立足于解决井筒水合物堵塞和井筒积液的解决方案，优化设计，现场实施，并逐步摸索最佳的解决措施，提高气井生产效率。 (二)、防止井筒水合物堵塞工艺技术研究 1、防止井筒水合物堵塞的方法 (1)井筒或地面管线定期加注甲醇，防止水合物形成。(注醇工艺简单一台注醇车两个人，但是消耗人力物力，一般一口井生产2-3天就要注醇一次，苏里格195口井，劳动强度大) (2)采用井下节流工艺防止井筒水合物堵塞(目前采用)。苏里格气田天然气水合物形成温度表压力1.5 2.5 3 5 6 7 10 12 15 18 (MPa) 温度(?) 3.3 7.6 9.0 13.2 14.5 15.6 17.8 18.8 20.3 21.5 从上表中可以看出，防止井筒内生成气水合物，最有效的办法就是降低井筒内压力，即采用井下节流技术。节流器工作原理:将井下节流器下至设计位置，通过利用地温加热，使节流后气流温度基本能恢复到节流前温度，并高于水合物生成温度，达到井筒不生成水合物的条件。井下节流工艺从2006年气田投入开发就开始使用，基本避免了井筒形成水合物堵塞。 18 16 14 12 10 温度 8井口温度 6水合物形成温度 184 162 140 1.552.32.52.7312 10井口压力温度 8井口温度 6水合物形成温度 4 2 0 1.552.32.52.73 井口压力苏里格气田水合物形成温度与井口实测温度对比表从图中看出，投放节流器后，井口压力下降至1.5-3MPa。实测井口温度高于水合物形成温度，节流器起到了节流降压的作用。达到了避免水合物生成的目的。 2、井下节流设计软件的研制情况但是随着苏里格气田逐步进入开发后期，低产井比例越来越高，对节流器的下入和排液提出了更高的要求。特别是气井积液后井筒流态发生变化，计算井筒温度压力的模型发生变化，因此，为了提高气井携液能力，更准确的计算节流器位置，需要改进软件进一步优化设计。

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