制氮车连续油管气举排液技术在苏里格气田的应用_邓丹
氮气排液技术简介
注入方式
采用适当的注入方式，如 喷嘴、扩散器等，以增加 氮气与液体的接触面积和 混合效果。
混合效果
确保氮气与液体充分混合， 以提高排液效率。
液体排出与处理
排出方式
根据实际情况选择合适的排出方 式，如自流、泵送等。
处理方法
对排出的液体进行处理，如过滤、 分离等，以去除杂质和多余的氮气。
排出效果
确保液体排出顺畅，避免堵塞和溢 流。
石油运输
在石油运输过程中，通过氮气排液技术可以排出管道内的液体，避免管道堵塞和 腐蚀问题。
化工生产中的应用
化学反应
在某些化学反应中，氮气排液技术可用于控制反应条件，促 进反应进行，提高产品质量。
化工分离
氮气排液技术可用于化工分离过程中，将气体与液体分离， 提高分离效率和产品质量。
食品加工行业中的应用
氮气排液技术的历史与发展
历史
氮气排液技术的起源可以追溯到20世纪初，经过多年的研究和实践，该技术逐 渐成熟并广泛应用于各个领域。
发展
随着科技的不断进步和工业生产的需要，氮气排液技术也在不断发展和完善， 未来有望在更多领域得到应用。
02
氮气排液技术的基本原理
氮气排液的物理原理
氮气排液的物理原理主要是利用氮气 的物理性质，如低粘度、高扩散系数 和低溶解度等，来达到将液体从容器 中排出的目的。
氮气供应与准备
01
02
03
氮气来源
确保氮气供应充足，通常 使用液氮或高压气瓶作为 氮气来源。
氮气纯度
确保所使用的氮气纯度符 合要求，高纯度的氮气有 助于提高排液效果。
氮气准备
根据需要，对氮气进行预 处理，如除湿、除氧等， 以确保其性能稳定。
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田单井排水增产新模式苏里格气田是中国首个以煤层气为主的气田，位于中国内蒙古自治区锡林郭勒盟苏尼特左旗境内，是中国最大的煤层气气田之一。
为了实现气田的可持续开发和生产，苏里格气田采用了单井排水增产新模式。
传统的煤层气开采方式是通过多孔隙连通的煤层进行抽采，由于煤层气气井的连通性较差，导致气田的产量不稳定。
为了解决这一问题，苏里格气田采用了单井排水增产新模式。
该模式的核心思想是通过单井排水系统将气井之间的排水压力传导到同一水平地层的所有气井中，实现气井之间的压力平衡。
具体来说，气井通过导水管道和井渣排放口与主控中心相连，通过排水设备将井液进行稳定排放。
主控中心通过监控仪器实时监测气井的产量和排水情况，并通过调整单井排水系统的压力来控制气井的产量。
单井排水增产新模式的优点主要体现在以下几个方面：通过单井排水系统的建设，实现了气田内气井之间的压力平衡，提高了气井的产量。
传统的开采方式容易造成个别气井产量过大，导致其他气井产量下降，而单井排水系统可以有效平衡气井之间的产量差异。
单井排水系统可以实现气井的稳定排放，减少了环境污染。
传统的开采方式中，气井的排放不稳定，容易造成大量的煤层气外泄造成环境污染。
而通过单井排水系统的控制，可以实现气井排放的稳定，减少了环境污染的风险。
单井排水系统可以提高气田的开采效果，延长气田的生产寿命。
由于气井之间的产量差异较小，气田的开采效果得到了提高。
通过实时监测和调整单井排水系统的压力，可以及时调整气井的产量，保证气井的稳定开采，延长了气田的生产寿命。
苏里格气田的单井排水增产新模式为中国煤层气田的可持续开发和生产提供了一种新思路。
通过实现气井之间的压力平衡和稳定排放，该模式能够提高气井的产量、减少环境污染，提高气田的开采效果，延长气田的生产寿命。
连续油管排水采气技术在苏里格气田的应用研究
第 ｌ 期 ０
田
伟等 ：连 续油 管排 水 采气 技术 在苏 里格气 田的应用研 究
１ ５
渐增 大 至 ６０ ａ 平 均 １产 气 为 ０２ ５ ｘ ０ｍ３ ．ＭＰ ， ５ １ ．８ ６ １ ４ ，排 水方 式 为 间歇 出水 ，平 均 日产 水量 为 ０３ ｍ３ ． ２ 。以上
压 、压 差及产 气量 、产 水量 如表 ２ 图 ２所 示 。 、
． ．
一
低压、低渗透 、低丰度气藏 ， 且非坶 幽虽，压力系 数约为０ ７ ． ，因此开发难度较大。苏里格气 田大多 ８ 数气井生产 ８ ９ — 年后产气量不足０ ｘ ０ ３ － ． １ ． ５ ｍ ｄ ，产 液量 也有所 下 降 ，产水量 约为００～ ．ｍ３ ，其 中 ． １ ・ ５ ０
表２ 苏Ａ井连续油管生产 情况对比表
油管 规 格 油压 套压 油套 压差 日产 气 量 日增产 气量 日产 水 ／ ／ ｍｍ ／妊ａ ／ ａ ／ ａ ｈ ． ＭＰ ＭＰ ／０ｍ３ １４ ／ｏ ３ 量 ／＇ １％ ｍ
０７．油管 ３０ １１ ． ７１ ． ６ ． ０ Ｏ ８６ ． ５ ２ Ｏ１５ ． ６ ０ ０３ ． ２
作者简介 ：田伟（９ ５） １７ 一，工程师 ，主要从事采气 工艺技术研究工作 。地址 ：（１０ ８陕西省西安市 明光路 ２ 帐 庆油 田油气 ７０ １） ９
工 艺 研 究 院 ， Ｅｍ ｉ ｔ ｑ ｅ ｏｈｎ ． ｍ． — ａｌ ｗ ｃ＠ｐ ｔ ｃｉａ ｏ ｃ ： ｒ ｃ ｎ 收 稿 ８期 ：２ １．６２ ０ ００ ．０
部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力 ，依据管柱优选理论并结合苏里格气 田井筒现场情况 ， 选择 了连续油 管排水采气工艺 。现场试验结果表明 ，在原０７ ． ｍ油管内下人 ０ ８１ ３Ｏ ｍ ３． ｍｍ连续油管后 ，油压从 １１ ａ ．ＭＰ 降至０９ ａ ． ＭＰ ，套压从 ７１ ａ ． ＭＰ降至３６ ａ ． ＭＰ ，日产气量从０ ８ ｘ ０ｍ 增 至０３ １ １４ ，产气量 、产水量均明显增加 ，取得 了较好的排水采气效果 。 ． ６ １４ ２ ． × ０ｍ ９ 关键词 ：苏里格气 田；连续油管 ；排水采气
5气举和液氮排液
气举和液氮排液气举
气举和液氮排液气举气水是使用高压气体压缩机向井内打入高压气 体，用高压气体置换井筒内液体的施工方法。气举的目的是大幅度降低 井底的回压，使地层中的流体流入井筒。气举一般用在试油施工的诱喷 和求产、酸化施工的排酸、气井压井施工后的诱喷、低压井压裂后返排 等施工。
液氮排液是一种安全的气举施工，是使用专用的液氮车将低压液氮转 换成高压液氮，并使高压液氮蒸发注入井中，替出井内的液体。
氮气最大输出排量 10-15标准m3／h 最高工作压力 26-35MPa 氮气纯度 >95% 制氮车可以用于常规气举排液，它具有排液速度快、施工时间短、适合不同 压力的油层排液的特点。在高压井施工时安全可靠，在低压井施工时可形成较 人的负压，有利于自喷投产的诱喷施工。
气举和液氮排液气举
3．液氮排液程序
液氮泵车包括液氮罐、高压液氮泵、液氮蒸发器及控制装置和仪表等组成。 主要助能是储存、运输液氮，使低压液氮增压为高压液氮，并使高压液氮蒸 发注入井中。 液氮泵车有多种犁号，有美国AIRCO公司生产的PAUL37500-1型，美国 CRYOTEX公司生产的TR - 6000DF-15型和TR-600OC10S/15型，美国哈里伯 顿公司生产的M300-15CH型，加拿人N0WSC0公司生产的NTP-35O0型等。
目前使用连续油管车气举，最大下入
深度可以达到60OOm，排出l000m的液 柱约用30min。连续油管车的油管外径 有1 1/4in（31.8mm)，1 1/2in(38mm)，2in(50.8mm)， 31/in(89mm)等规格。
图5-1 用气举阀气举启动过程
气举和液氮排液气举
二、液氮排液
1.液氮泵车
气举和液氮排液气举把连续油管下入井内的生产管柱内，然后再把 液氮泵车与连续油管车相连。液氯泵车把低压液氯升至高压，再使高压液氮蒸 发，从连续油管注入到生产管柱中。蒸发的高压氮气通过连续油管的底部，从 连续油管和生产管柱的环形空间返到地面。连续油管可以逐步加深下入深度， 逐步降低井底回压，可以减少回压突降对地层造成的伤害。
苏里格气田集输管线的清管工艺技术研究
苏里格气田集输管线的清管工艺技术研究摘要：在苏里格天然气集输管道的建设和运行中，清管是一项非常重要、同时也是有一定风险的作业。
因此，对苏10“枝上枝”布站中集气管线清管技术措施及清管规律进行说明，为苏10安全生产提供依据是十分必要的。
关键词：天然气集气阀组管道清管稳态模拟动态模拟瞬态模拟1．苏10清管技术措施1.1“支上枝”布站清管方案“支上枝”布站共设集气阀组15座（1＃～15＃）。
15个集气阀组中的1#～7#集气阀组进入苏10－3站，8#～12#集气阀组进入已建的苏10－1站，13#～15#先进入11#集气阀组再进入苏10－1站。
每座集气阀组均设有清管发球装置，11＃集气阀组接收来自13～15＃阀组的天然气，故11#集气阀组兼具有3套清管收球装置。
通过以上设置可定期对相应集气支线进行清管操作。
各集气阀组与集气站相对位置见系统附图。
1.2 清管频率根据临时投产500kPa压降要求、正常投产200kPa压降要求和管线积液计算得到各阀组清管周期为：表1正压降集气阀组清管周期表对于临时投产阀组和具有负压降的集气阀组经计算（见2.2管线积液规律模拟）压降均可满足生产要求，但由于集液量的增加，会对后续生产操作带来影响，故建议清管周期为：表2 临时投产和负压降集气阀组清管周期2．清管运行规律清管过程中主要的工艺参数为清管器运行位置、清管器的运行速度、清管器前后压差及清管器的运行时间等。
现采用PIPEPHASE、TACITE对苏10井区待投产的集气阀组的清管操作进行模拟，为现场清管操作提供参考及依据。
2.1清管参数确定2.1.1稳态清管模型的计算2.1.1.1集气阀组管线高程变化图1 集气阀组管线走向图从图1可以看出苏里格苏10井区集气阀组管线走向起伏较大，各阀组的最大高程变化为：-115.2～6.3m(1#阀组)、0～45.55m（2#阀组）、0～55.11m（3#集气阀组）、-77.5m～0（4#阀组）、0～54.8m（5#阀组）、-172.2m～83.02（6#阀组）、-6.8～34.3m（7#阀组）、-16.95～40.73m（8#阀组）、0～106.98m（9#阀组）。
膜制氮技术在油田矿厂的应用
1371 氮气车分类陆地撬装膜分离制氮设备：采用PRISM膜分离制氮工艺和技术；全套设备安装、固定在两个集装箱撬体内；低压氮气撬包括：空气压缩机组、空气处理和膜分离制氮机组、中央控制室、油箱；高压氮气撬包括：增压机组、柴油发电机、就地控制系统、工具箱、油箱等部分；能满足四种不同施工工况输出，并留有相应出口接头及阀门；能够满足边远地区、海洋、无外接电力、无外接动力情况下正常运行；布局合理，满足汽车装载和公路运输要求；满足野外高风沙工况及油气田防火、防爆要求。
目前主要膜制氮设备排量范围在600～3600Nm 3/h/台，压力范围在25～50MPa，氮气纯度可控范围95%～99%，主要动力驱动以柴油驱和电驱为主，气驱成本要远低于柴油驱成本。
2 膜制氮原理两种或两种以上气体混合物通过PRISM膜时，由于各种气体在膜中溶解速率和扩散系数的差异，导致不同气体在膜中相对渗透率不同。
根据这一特性，可以将气体分为“快气”和“慢气”，当在膜两侧产生压差时，气体在压差的作用下产生分离，膜制氮的核心为PRISM膜分离器，其由许多束细小的中空纤维丝组成，每个分离器含有数以万极的纤维束，压缩过滤后的纯净空气经气动球阀进入PRISM膜分离器进行分离。
3 膜制氮油田矿厂应用3.1 提高采收率我国大部分油田进入开发后期，采出程度低、含水率高、底层亏空等问题十分普遍，多轮水驱、蒸汽吞吐等提高采收率方式对于大部分油田效果不佳。
纯氮气驱、氮气泡沫驱、氮气辅助蒸汽吞吐以及氮气复合驱等增油控水措施的出现，有效地解决老油田底层亏空大、出水率高等难题。
3.1.1 纯氮气驱向地层中注入氮气时，由于氮气在地层原油及地层水中中的溶解性非常差，但有良好的膨胀性，可以有效地提高补充地层能量，提高地层压力，推动原油流动性。
由于重力分异作用，氮气在油层中向上运移，驱替油层上部孔隙中的剩余油，因此在连通性好的区块构造中部、或区块构造高部位注入氮气时，可以提高剩余油的波及效率。
苏里格气田循环补能排水采气工艺研究
行人工操作、执行自动控制及数据自动采集，并与
井场现有通讯系统相连接，实现数字化无人值守[1-3]。
1.2 装置技术参数 渊 见表 1冤
表 1 同步回转排水采气装置技术参数
序号
项目
参数及功能
1
吸入压力/MPa
0 ~ 4.5
2
排出压力/MPa
0.5 ~ 12.0
苏里格气田气井在生命周期中，一般排水采 气工作需要持续 80%以上的时间，该阶段的采气 量占气井累计产量的 60%以上。气井投产后能量 衰减快，产量递减的主要原因为井筒积液，气井 通常在 1 ~ 4 年左右即需要开展排水采气工作。目 前全气田总井数超过 12 000 口，其中产量低于 1 万 m3/d 的水平井约为 700 多口。由于水平井井 身结构的特殊性，常规排水采气工艺效果受限， 无法有效发挥高成本水平井的产能。因此，探索 研究一种新型排水采气工艺至关重要。
第 46 卷 第 1 期 31
采输技术
风机冷却器、阀门和管道等构成。其中，主机同步
回转压缩机具有气液混输、无液击风险、变工况适
应强等特点，可满足含水天然气的增压输送。
气体增压流程采取 1#、2# 两台主机串联布置，
形成两级压缩，气体经进气缓冲系统缓注入
Cyclic energy supplement drainage and gas recovery technology applied in Sulige Gas Field
SHAO Shuai1, LIANG Xuanji2, LIU Pengchao3 1. Shaanxi Changyuan Energy Technology Co., Ltd., Xi 'an 710018, China 2. Xi 'an Changqing Technology Engineering Co., Ltd., Xi 'an 710021, China 3. Jiangsu Fengtai Fluid Mechinery Technology Co., Ltd., Yancheng 224100, China
气举排液优化设计
举采 油是 一种 长期 的生产 方式 ，在其 设计 中产液 量是 由地 层 的供液 能力决 定 的 ，所 以不 但要 考虑 地层 和
井筒 之 间的供 给平衡 ，还 要考 虑地层 供液 能力 随时 间的变 化 。气举 排液 只是 一个卸 载过 程 ，其 目的是 排 出井 筒 和井底 附近地 层 的液体 ，不但 要求 彻底快 速返 排 ，还需 要有 一个合 理 的井底 流压 ，以防止 引起 地
［ 收稿 日 期］ ２ １ —１ ～０ ０１ ０ ８ ［ 作者 简介 ］ 李 军 亮 （ ９ ７一 ，男 ，２ ０ 年 大 学 毕 业 ，博 士 ，讲 师 ，现 主 要 从 事 油 气 田 开 发 教 学 和科 研 工作 。 １７ ） ０１
石 油 天 然 气 学 报 ＊ 油 气 田开 发 工 程
朱 德 智 （ 中石化中原油田分公司采油二厂， 河南濮阳 ４ ０１ ５ ０） ７
［ 要 ］ 气举 是 一种 有效 的排 液 方 式 ， 可 以 快速 彻 底 地 排 出 井 筒 积 液 和 井底 附 近 地 层 的 液 体 。 研 究 了气 举 摘
排 液 的设 计 方法 ，在 此 基 础 上 绘 制 了反 映排 液 量 、注 气 量 、 排 液 深 度 以及 井 底 流 压 之 间关 系 的 图版 。 根 据 气举 排 液 的特 点 ，该 图版 对 于 同 一层 位 （ 度 、地 层 压 力 梯 度 和 温 度 梯 度 相 似 ） 的 油 气 井 是 可 以 通 用 深 的 。在 确 立 合理 流压 的情 况 下 ，根 据 该 图版 进 行 气举 排 液 设 计 ， 可 以大 大 提 高 设 计 效 率 。 实 例 证 明 该 方
和分 析 。
１ ）已知 井 口压 力 户 ｎ 启动压 力 Ｐ 假 设排 液量 为 Ｑ。注气 量为 Ｑ ， 和 ， 根据 多相管 流计 算方法 和气 体单
氮气助返排解堵技术
能量较 低 ，抗 伤 害 能力 较 弱 ，生产 过 程 中 的洗 井 、 注聚等作 业与措 施极 易造成 地层堵 塞 ，从 而导致 油 井 产液量 明显 下降甚 至不 出液 。 根据 不 同的生 产情 况和油层 物性 以及油 井措施
情 况 进 行 分 析 ，河 南 某 油 田地 层 堵 塞 主 要 是 ：机 械
体可人 油层孑 隙 冲散 “ Ｌ 桥架 ”物 质 ，打 破毛管 压力
造成 的油流阻 力 ；在 放压返排 时 ，地层 中的气体 向
井 筒 运 移 过 程 中 ，可 携 带 出堵 塞 物 和 残 酸 ， 因 而 具 有 较 强 的 返 排 驱 动 能 力 。 主 剂 ＡＮ０２ 改 性 、
性均 很好 ，即使 在 ０ Ｃ，也 不会 有 晶体析 出 。而且
反 应 物 和 生 成 物 均 有 离 子 防膨 功 能 ，也 不 会 产 生 新
的地 层 伤 害 。
型 进 行 解 堵 配 方 的研 究 和 改 进 ，该 油 田 已研
该 技术应 用 的特点是 依靠高 温及产 生 的气体 对
自生 热 氮 气 助 返 排 酸 化 解 堵 技 术 是 利 用 不 同 的 酸 液 组 份 及 添 加 剂 来 处 理 地 层 中 各 种 铁 质 和 无 机 堵
井号 普
泌 １２ ｌ ５４ ．
Ｔ７ ２ ６ ３ — ３１ ．
＿ 油台 解 油 液 ｆ 堵增／ ＝ ７ ：
下 ４— ９ ８ １ ２ ．２
Ｔ４ ２ ０１ １． ０ ９
塞 ，对 渗透率 较低 的油层 ，通过 调整酸液 浓度 ，以 达到溶 蚀岩石 的作用 与 效果 。发 热 剂 产 生 的热 量 ，
魏 ２ ６ １． ３ ０ ７
苏里格气田低产低效井间开管理的摸索及间开效果分析
苏里格气田低产低效井间开管理的摸索及间开效果分析【摘要】苏里格气田属于低压低产气藏，气井生产中后期，因井底压力和产气量低，气井携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井的正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。
本文在针对苏里格地区低产低效井进行间开生产以恢复气井生产，摸索低产井的间开制度及间开周期，合理制定其工作制度，对间开效果进行了分析评价。
【关键词】苏里格气田低产井间开间开制度效果＜b＞ 1 气田概况＜/b＞苏里格气田西区位于苏里格气田西侧，行政区划处于内蒙古自治区鄂托克前旗和陕西省定边县境内，构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西部，勘探范围约7950km2。
苏里格气田是低渗、低压、低丰度，大面积分布的中粗颗粒砂岩岩性气藏；有效储层为辫状河砂岩沉积中的粗岩相带，非均质性强，连续性较差，其地质条件非常复杂。
气井产量低、中后期，因井底压力和产气量低，气井携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井的正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。
针对苏里格地区低产低效井开展间开试验，通过间歇气井生产制度优化研究，分析不同类型、不同产量气井在不同开关井生产制度下的生产动态，摸索制定单井最佳开关井生产制度，使气井能量得到补充恢复后，开井生产将井筒积液带出，从而恢复气井产能，提高气井采收率。
＜b＞ 2 间开井的选取＜/b＞2.1 间开井的选取原则（1）日产气量小于0.5ⅹ104m3的气井；（2）气井生产能力差，井筒积液严重，常开生产已无气量。
（3）通过流压测试和环空液面测试判断存在积液或疑似积液的气井；2.2 气井积液判断针对苏里格气田“三低”特色以及气井采用节流器生产的工艺特点，研究并形成了五种基本的气井积液判断技术，确保了积液井判识及试验选井。
（1）油套压差法。
气井正常生产时，关井压力恢复后，油压趋于套压，油套压压差较小；气井积液有关井压力恢复后，油压与套压存在一定压差，初步判定：当油套压差≤2MPa时气井无积液，正常生产；5MPa≥油套压差≥2MPa时，气井存在少量积液；油套压差≥5MPa，气井严重积液。
速度管柱排水采气技术
速度管柱排水采气技术摘要：根据临界携液流量理论，将较小管径的连续管安装在井筒处作为生产管柱，不仅能够提高气井携液流速，降低临界携液流速，还能够恢复自喷生产，避免压井对地层造成的伤害，进而有效规避油管断裂产生的事故风险。
国外对连续管作为速度管柱的使用拥有丰富的实践经验，下入深度最大可达6250m。
在我国苏里格气田中使用速度管柱排水采气技术，在改善气井积液状况，促进气井平稳生产方面发挥了重要作用。
基于此点，本文就速度管柱排水采气技术进行浅谈。
关键词：速度管柱排水采气气田开采一、速度管柱排水采气的机理分析就新完钻井而言，必须要求完井速度管柱设计合理，实现对气井原始流量和压力的有效控制。
在开采过程中，为了应对气井产量和地层压力的不断下降，要在确保地层能量能够正常维持气井正常生产的基础上，充分考虑气井流入和流出规律，对生产管柱尺寸进行调整或采取一系列增产措施。
虽然保持现有完井管柱对单井实施酸压或压裂改造能够在短期内提高气井产量，但是这种做法却存在作业成本高、返排不彻底、工作液破胶、井底积液等弊端，极大地降低了气井持续生产的安全性。
而更换完井生产管柱这一措施，不仅会增加成本费用，而且还会受井筒老化的影响致使在气井作业过程中时刻面临“落鱼”的风险，以此同时一旦出现井底积液还必须实施强化排液的相关措施，进而增加了改造难度。
由此可见，上述措施存在较大的操作风险，并且气井完井的成本较高，而速度管柱完井可以有效弥补这些弊端。
速度管柱是利用小直径管柱充分发挥其对井下流体的节流增速作用，由井筒悬挂装置或地面悬挂器悬挂于井筒或生产油管内部，充当完井生产管柱。
在地层流体受天然能量的作用流入速度管柱的情况下，根据变径管流体力学理论可知，因过流面积小于生产油管，因此会增加较小过流截面上的流体速度。
速度管完井管柱一般会采用小直径挠性管，现阶段CT逐步成为充当速度管的首选，其完井管柱外径可在6.35-73.025范围内选择，最高屈服强度为800MPa。
井口冷冻暂堵工艺在苏里格气田的应用
井口冷冻暂堵工艺在苏里格气田的应用1. 引言1.1 井口冷冻暂堵工艺的概述井口冷冻暂堵工艺是一种在油气井中暂时停用井口，从而达到控制井口产液的目的的技术手段。
通常情况下，采用液氮等低温介质通过控制系统输送至井口位置，通过低温的影响使周围成分凝固，形成冻层，从而实现暂时堵塞井口的目的。
井口冷冻暂堵工艺的主要优点是可以实现对井口的快速封闭，有效控制井口液体的涌出，减少泄漏的可能性，从而保障井下的安全。
这种工艺还可以为后续维护、修复井口提供便利条件。
在石油、天然气等资源开发领域中得到广泛应用，为油气井生产运行提供了重要技术支持。
在苏里格气田的应用中，井口冷冻暂堵工艺也发挥了关键作用，为气田的安全生产和稳定运行做出了积极贡献。
1.2 苏里格气田的背景苏里格气田位于中国陕西省延安市境内，是中国最大的陆上气田之一，也是国家重点工程之一。
苏里格气田是中国石油天然气集团公司的主要生产基地之一，拥有丰富的天然气资源储量，是中国重要的能源供应基地。
苏里格气田的发现和开发对中国天然气工业的发展起到了重要的推动作用，为解决我国能源供应问题发挥了重要作用。
苏里格气田地处西部地区，交通便利，具有得天独厚的地理优势，有利于天然气资源的开发和利用。
苏里格气田的地质条件复杂，开发难度大，因此需要运用先进的技术手段和工艺方法来提高开采效率和保障生产安全。
在这样的背景下，井口冷冻暂堵工艺的引入和应用成为了解决苏里格气田开发中遇到的难题的重要手段之一。
2. 正文2.1 井口冷冻暂堵工艺在苏里格气田的引入井口冷冻暂堵工艺是一种常用的油田及天然气田井口管理技术。
其主要目的是通过对井口进行冷冻处理，形成暂时性的堵塞，以达到控制井口流体的目的。
在苏里格气田，井口冷冻暂堵工艺最早是在20世纪90年代初引入的。
由于苏里格气田地处高海拔、寒冷干燥的气候条件下，井口情况较为复杂，传统的井口管理方式已经无法满足要求。
因此，引入井口冷冻暂堵工艺成为当时解决井口安全问题的有效途径。
大庆油田井下作业分公司加速探索连续油管技术
52023年8月上 第15期 总第411期TECHNOLOGY ENERGY |能源科技一根几千米长的油管，连上不同的工具就有不同的功能：洗井、冲砂、气举、压裂、修井……这被称为“万能作业机”的连续油管设备，天然就具有“万能”作用吗？在油田勘探开发中，它又有怎样的特殊性？连续油管技术的发展现状如何？未来发展方向在哪儿？让我们一探究竟。
科研攻关不断强化“2017年，我们在树9-2区块试验应用连续油管直井缝网压裂技术，当时，我们遇到很多困难，其中防喷器、合压井口、平板阀、套管短节等，这一套待压裂井井口组合内通径各不相同，连续油管连接着下井的压裂工具顺利走通这条‘通道’就很难，当时真有一步一坎的感觉。
”大庆油田井下作业分公司大型压裂项目经理部连续油管总监马骏骥说。
工艺技术需要探索试验，配套工具需要“天衣无缝”。
中国石油大庆油田井下作业分公司组建了11人的攻关团队，来自不同岗位的骨干精英，专门研究如大庆油田井下作业分公司加速探索连续油管技术通讯员 韩晓旭 邹莉娜何让“万能作业机”真正“万能”起来。
2019年，连续油管底封拖动压裂技术成功拓展应用至直井精控、水平井切割体积、直井缝网压裂三项压裂领域，实现储层的定位改造、高效开发。
2020年，连续油管应用从新井转向老井，针对老区薄差层老井重复压裂改造，攻关大通径连续油管“双封单卡上提”压裂工艺，助力老井压裂提效提产。
2021年，在页岩油直井压裂上试验连续油管技术。
2022年，在转方式开发井压裂上试验连续油管技术。
……“10多年来，我们在连续油管技术探索过程中，已获得集团公司科技进步二等奖一次，获得分公司级以上科技奖项40余项，发表8篇核心期刊论文，拥有3项国家专利。
”井下作业分公司技术发展部干事杜晓明介绍说。
如今，井下作业分公司连续油管业务从常规的通洗图为连续油管大型压裂施工现场62023年8月上 第15期 总第411期能源科技| TECHNOLOGY ENERGY井、冲砂、气举等简单作业快速拓展到压裂、修井等特色领域，已发展形成3大类27项配套工艺技术，累计应用2000余口井、增油70多万吨，创造了直井细分压裂39层、单趟管柱压裂94段、拖动细分163段、最大施工排量16.5立方米每分钟等多项国内连续油管施工记录，同常规施工相比，作业效率整体提高30%以上。
苏里格气田排水采气工艺技术现场应用效果
苏里格气田排水采气工艺现场应用效果分析贾金娥吴红钦郭瑞华周忠强王小佳张军峰第三采气厂技术管理科摘要：苏里格气田开采以来，先期开发试验井已进入中、后期，压力和产能普遍较低，不能满足生产过程中的气井携液要求，导致部分气井井底或井筒内积液，严重影响气井连续生产。
2010年在苏14、桃2、苏48、桃7区进行泡排实验；苏48和苏西开展4口速度管柱排水采气实验；苏48、苏47、苏120、桃2区块进行10口气举阀排水采气实验。
通过对比分析以上三类排水采气工艺在苏里格气田的实验效果，评价现场可行性、实际应用价值、及推广应用前景，对苏里格气田不同类别的产水井，应用不同的现场排水采气的可行性。
关键词：苏里格气田排水采气泡沫排水速度管柱气举阀1.前言1.1排水采气的目的和意义苏里格气田是低产、低压、低丰度、非匀质性的复杂气田。
自开采以来，2002年、2003年投产的先期开发试验井已进入中、后期，压力和产能普遍降低，不能满足生产过程中的气井携液要求，导致部分气井井底或井筒内积液，严重影响气井连续生产。
在苏48区块出现地层产水量较大的现象，个别气井出现水淹现象。
产水气井日益增多，产水量也逐渐增大，排水采气工作日益突出，根据不同区块的气井出水情况，采取合理有效的排水采气措施，提高单井生产过程中的排液效率，提高单井产量，确保气井的正常平稳生产。
1.2 主要研究内容本课题主要有针对性地对2010年采气三厂进行的泡沫排水采气、速度管柱、气举阀排水采气工艺作业进行适应性评价，为不同区块各类低产低效井探讨一种与之相适应的排水采气工艺方法，指导苏里格气田后期产水井的排水采气工作。
1.2.1泡沫排水采气原理泡沫排水采气就是从井口向井底注入起泡剂，井底积水与起泡剂接触后，借助天然气流的搅动，生成大量低密度水泡沫，随流携带到地面，该方法是针对自喷能力不足，气流速度低于临界的气井一种较为有效的排水采气方法。
实质就是将表面活性剂（起泡剂）从携液能力不足的生产井井口注入井底，借助于天然气流的搅拌作用，使之与井底积液充分混和，从而减小液体表面张力，产生大量比较稳定的含水泡沫，减少气体滑脱量，使气液混合物密度大大降低，从而降低自喷井油管内的摩阻损失和井内重力梯度，有效地降低井底回压，井底积液更易被气流从井底携带至地面。
探讨油田作业工艺适应性比较与应用
二次污染伤害 ， 提高油气井生产能力。 ①油、 气、 水井作业全过程不压井作业机
具 及施 工技术 研究 ； ②无伤 害作业 工作 液体系研 究 ③提 高作 业 自动化程 度和 作 业质 量配 套工 具 、 装备 研究 。
２ ． ４ 特殊 工艺井 作业技 术
２井下作业技术发展
根据 油气 田勘探 开 发对井下 作业技 术 的新要 求 ， 要 围绕提 高单 井产量 、 降 低作 业成本 总 目标 ， 从作业 装备 和作业 技术两 个 方面 ， 在 加强对 现有大 修侧 钻 等新 技术 的整合 、 配 套完善 和推 广应用 的 同时 ， 发展提 高 单井产量 作业 技术 等 ６ 项重点 技 术 。 ２ ． １ 提 高单井 产量 作业技 术 以提高油 气井单 井产量 ， 降低综 合生产成本 为 目标， 开展 防砂射 孔技术 、 径 向钻 孔技术 、 高 效选择 性堵水 技术 、 气体 －氧化 碳 、 氮气 、 烟 道气 ） 增产 技术４ 项 内容 研究 。 ①防砂 射孔 技术研究 针对 出砂油 气层 的开 采 ， 开 展充填 式防砂 射孔 和 大孔径 防 砂射孔 技术研 究 。 在 目前研 制的单 一 防砂射 孔弹 的基 础上 ， 重 点开 展 防砂 射孔 弹的 防砂评 价研究 ， 根 据储层 岩性 及 出砂粒径 ， 研 制系 列防砂 射 孔 弹， 开 发防砂射 孔优化 设计软件 ， 形成 防砂射 孔技术 系列 ， 提 高 防砂效果和 油气
重点 开展 针对多 底分 支井 、 侧钻小 井 眼井 、 水平井 等特殊 工 艺井作 业井 下 工具 的研制 和配 套工艺 技术研 究 ， 形成 特殊 工艺 井作业 技术 系列 ， 满足 生产 需 要。 ①多底分 支井完 井再进入 技术研究 ； ②小尺寸 井眼修井 、 压 裂酸化 等措施 作 业井 下工 具及 配套 技术研 究 ； ③水 平 井作 业配套 技术 研究 。
气举和液氮排液气举
３．液氮排液程序 （１）连接气举管线，连接液氮泵车，在进口管线上 可以加一个单流阀，防止井筒流体进入泵车。 （２）启动液氮增压泵和高压液氮泵前，必须充冷却 泵腔，由于工作介质液氮是低温液化气，必须保证泵 有足够的正净吸入压头，即泵腔吸入压力应比液氮在 泵腔温度下的饱和蒸汽压高一定值。 （３）泵腔温度降低达到规定标准后，启动增压泵和 高压液氮泵，注入氮气。
常规作业工序 气举和液氮排液气举
中国石油长庆培训中心
CNPC Changqing Training Center
一般在正举时，压力变化比较缓 慢；反举时，当井内的压缩气体到达井 内管柱底部上返时，压力下降十分剧烈， 容易引起地层出砂或损坏套管。
常规作业工序 气举和液氮排液气举
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二、液氮排液 １．液氮泵车
液氮泵车包括液氮罐、高压液氮泵、 液氮蒸发器及控制装置和仪表等组成。 主要功能是储存、运输液氮，使低压液 氮增压为高压液氮，并使高压液氮蒸发 注入井中。
常规作业工序 气举和液氮排液气举
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（１）使用气举阀气举，要采用 反举方式。 （２）当压风机把高压气体由油 套环空打入井筒，液面降到气举 阀的位置时，气体顶开气举阀进 入油管举出油管中的液体，降低 油管内压力。 （３）压力降到一定程度后，气 举阀自动关闭，打入的高压气体 继续下行，依次打开下面的各级 气举阀。 （４）最后高压气体通过油管底 部进入油管，举空气举深度井筒 内的液体。
连续油管氮气气举排液技术浅析
Ｖ ＝Ｈ ×（ Ｖ￣ ｍ － Ｑ ） 式中 ： Ｖ 一一排 出体积 ， ｍ Ｈ一一掏 空 深度 ， ｍ； Ｖ 一一 套 管 内容 积 ， ｍ ；
Ｑ 一 一油管 排 代量 ， １ ＂ １ １ ；
（ ３ ） 氮气 用量计 算
Ｑ
Ｑ
Ｂｘ Ｖ
Ｑ￣ ／６ ９ ０
艺技术 的 整合 配套 ， 达 到最 大程 度提 高返 排率 和最 小程度 对储 层 的伤 害 。 技术 原 理 １ ． 在试 油试 气时 ， 为取 全取准 各项资料 、 安 全高效试 油 ， 我们 目前一般 采用 ＭＦ Ｅ （ Ａ Ｐ Ｒ） ￣ Ｊ ｌ 射联 作＋ 开 井放 喷测 气 、 水力 封 隔器等 工艺 。 但 测一 射联作 或压
常规抽 汲排液 ５ ０ ｍｓ ， 需要７ ２ ｈ ， 对 比连 续油管气 举排液 和抽 汲排液 ， 气 举是 抽 汲效率 的１ ８ ． ５ 倍。 而且在气 井抽汲过 程 中存 在较大安 全隐 患 ， 且劳 动强度 大 ， 施 工成本 高 ； 相 比气举大 大提 高排液 速度 ， 做 到试油 工作 在安全 可靠 的前提 下 有 较大提 速 ， 获 得很 好 的现场 使用 效果 和经 济效益 。 结论 与认 识 １ ． 使用连 续油管液 氮气举排 液工艺可 以产生小直 径管柱 内的循环 通道 ， 在 井 筒 内形成 混气水环 境 ， 有 效减低 井内液柱压 力 ， 大大 缩短 了排液的 时间 ， 减少
１ ｌ Ｏ Ｌ ／ ｍｉ ｎ。 整 个气 举 过程 用 时６ ． ３ ３ ３ ｈ， 共 注 氮气 ７ ６ ２ ３ ｍ ， 气举压 力 ４ ． ２ ～１ ５ ． ８ ＭＰ ａ ， 举 出井 筒水５ ０ ｍ讣 时后 ， 出 口发现 间断溢 流现象 ； 溢 流１ ． ２ ５ 小时 后 ， 出口 气 量增 加 ， 倒 管线 进分离 器 ， 分 离器 出 口点火 把 ， 诱 喷成 功 。
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*收稿日期：2012－07-16作者简介：邓丹，男（1986-），2008年毕业于重庆科技学院，石油与天然气地质勘探技术专业，现为长庆油田第三采气厂气井修井大队技术干部，主要从事井下修井工作。
Nitrogen gas generation car coiled tubing gas liftdrainage technology in the application of Sulige gas fieldDENG Dan ，ZHAO Weijun（Gas Production Plant 3of PetroChina Changqing Oilfield Company ，Wushenqi Neimenggu 017300，China ）Abstract :Bottom effusion is the main reason for individual well ’production descent andreservoir pollution,we use the type of technology which can drain quickly and effectively bottom effusion at low cost that is the key to sulige gas field development and the normal production.Coiled tubing nitrogen gas lifting drainage technology is what use nitrogen gas generation car or liquid nitrogen pump truck with coiled tubing equipment to drain fluid,the technology that use nitrogen gas generation car with coiled tubing equipment to drain fluid,is more low cost and safer than another technology that use liquid nitrogen pump truck with coiled tubing equipment to drain fluid in the field application.We use NPIU1200-35HP membrane nitrogen gas and pressure generating equipment to manufacture nitrogen and boost pressure on the spot.To enforcement Several Coiled tubing nitrogen gas lifting drainage field operations,and achieved significant results.So the nitrogen gas generation car coiled tubing gas lift drainage technology in the sulige gas field development production has important ap －plication value.Key words ：coiled tubing ；nitrogen gas generation car ；gas lift drainage ；application value制氮车连续油管气举排液技术在苏里格气田的应用邓丹，赵卫军（中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗017300）摘要：井底积液是导致单井产量下降和储层污染的主要原因，采用何种方式能够实现积液井快速有效低成本地排液复产是苏里格气田开发及正常生产的关键。
连续油管氮气气举排液技术是使用制氮车或者液氮泵车配合连续油管设备进行排液作业的工艺技术，在现场应用中发现使用制氮车比用液氮泵车进行连续油管氮气气举排液作业的成本更低、更安全。
苏里格气田采用NPIU1200-35HP 膜制氮增压设备进行现场制氮和增压，配合进行连续油管氮气气举排液作业施工数井次，取得了显著的成效。
因此，制氮车连续油管气举排液技术在苏里格气田开发生产中具有重要的应用价值。
关键词：连续油管；制氮车；气举排液；应用价值中图分类号：TE357.7文献标识码：A文章编号：1673-5285（2012）09-0081-04石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION 第31卷第9期2012年9月Vol.31No.9Sept.2012苏里格气田在开发生产过程中，边底水的大量侵入、修井、酸化压裂增产及提高采收率等众多作业环节，都可能造成生产井井筒积液而停产。
而修井液、废酸、废油、聚合物残液及地层水等积液长时间的浸泡，往往对油气储层造成极大的污染和伤害。
因此，快速有效地排液复产是保持单井产能、高效、低成本开发苏里格气田的关键。
目前，生产井排液复产方法众多，最常用的工艺有：气举排液、化排和机械抽汲等工艺方法。
常见传统的排液方法是抽汲排液,这种工艺受到抽汲设备的极大制约（理论上抽汲深度不大于1800m）对于许多深井根本就达不到工艺要求,而且排液速度慢,计量不准确,而且安全性不强。
（中国石油集团公司井下作业井控细则明确规定，气井不能进行抽汲排液）随着连续油管应用技术的发展，连续油管排液在苏里格气田的积液井复产方面发挥着越来越重要的作用。
连续油管管柱起下方便，不受井型限制，下达深度长（连续油管长度一般约为4000m），注气点及注气速度灵活可控，排液速度快，施工安全，因此连续油管排液方式逐渐取代了传统的排液方式。
1制氮车连续油管气举排液技术1.1工艺原理制氮车连续油管氮气气举排液工艺是将一装有单向阀的连续油管通过生产管柱下入到预定排液深度，通过制氮车现场进行制氮增压来循环注氮气，管柱下井过程中可边下入、边注氮气，也可下到预定深度后再注氮气，利用气液混合卸压原理，将井筒中的积液带出井筒。
通常，油气藏流体的密度小于原井筒中液体的密度。
当井筒内的残留液体逐渐被排出并被进入井筒的油气藏流体驱替时，油气藏中会产生较大的压降，当压降大到油气藏流体能以稳定的速度流入井筒时，停止氮气循环，将连续油管起出井筒，气井便依靠自身能量进行连续生产。
待排液完成后，气井即可达到稳定生产状态。
制氮车连续油管氮气气举排液分为环空注氮气连续油管排液和连续油管注氮气环空排液。
环空注气连续油管排液受排液通道制约，气体膨胀受约束，产液量反而减少；而连续油管注气环空排液相应增加了排液通道截面，气体膨胀速度大，易克服流动阻力，排液应用效果较好。
因此，4口施工井采用的都是连续油管注气环空排液的方法。
1.2工艺流程制氮车连续油管氮气气举排液工艺是通过NPIU1200-35HP膜制氮增压设备在施工现场以空气为原料制出氮气，经过增压设备将氮气增压后用旋塞阀连接连续油管车，通过下入预定深度的连续油管（带单流阀）进入井内将井内积液从油管与连续油管的环空排出（见图1）。
图1制氮车连续油管气举排液工艺流程图1.2.1制氮车制氮过程NPIU1200-35HP膜制氮增压设备由两套车组构成，分为“氮气发生车”和“氮气增压车”。
主要由空气压缩系统、膜分离系统、增压机系统三个部分构成。
运转设备为空气压缩机及增压机，设备动力分别由两台柴油发动机提供，整套设备用电由设备自带的发电系统提供。
整个系统采用全电脑智能控制，氮气纯度依靠氧电池标定，V锥流量计用于计量氮气的排量。
该制氮车的优点有：采用物理方法制氮，获取氮气的成本低，直接从空气中获取，无需原材料；由于该设备采用车载运输不受地理、地貌的影响，机动灵活，设备自动化程度高，安全性能高；输出排量大，氮气纯度96%~97%时最高排量可达1200m3/h，而且可以实现连续生产。
制氮车现场制氮的过程为：环境空气经喷油螺杆空气压缩机组进行压缩、油气分离、冷却后，进入膜系统的空气处理装置膜系统的空气处理装置对空气中的油水进行分级过滤、温度调节、活性碳吸附除油等处理。
处理后的干燥、洁净、恒温的压缩空气进人膜分离制氮装置，膜分离制氮装置对处理后的空气进行氧氮分离。
空气压缩机产生的高压空气进人膜组分离时空气中的氧气、水蒸气及少量的二氧化碳快速透过膜进人另一侧被富集，膜组的侧面分离出的富氧空气收集后排入大气，氮气透过膜的速率较慢则在膜组的出口滞留被收集，被收集的氮气出口压力几乎与入口压缩空气的压力相同，动力损耗非常小。
膜制氮系统可将廉价的空气中氮从78%提高到95%以上,最高可得石油化工应用2012年第31卷8299.9%的纯氮。
通过系统的控制面板调节压缩空气的压力、流速及温度等参数,可以得到工艺所要求的氮气纯度和流量。
达到所需纯度的氮气再经增压机组增压后通过连续油管注入井内（见图2）。
图2制氮过程示意图1.2.2连续油管车携氮气排液的过程运用制氮车现场生产氮气并将氮气进行增压后，经过旋塞阀连接进入连续油管内，通过连续油管将氮气携带进入井内排液。
施工井主要运用的连续油管设备为RR247-D型连续油管作业车和RR247-D型连续油管吊车，主要由油管（末端连接连接器和单流阀）、发动机、滚筒、注入头、防喷盒和防喷器组成。
氮气通过连续油管车的流程是：油管旋塞阀→滚筒→注入头→防喷盒→防喷器→连接器→单流阀→井内。
连续油管车携氮气排液的过程为：安装完连续油管设备之后，用旋塞阀连接制氮车管线，进行连续油管设备试压（油管试压不低于30MPa，防喷系统试压不低于14MPa）。
试压合格后，将连续油管下入预定深度，通过制氮车按施工井要求的压力、排量注入氮气，油放返出液体（观察并记录返出液体的体积），直至无液体返出停止注氮气。
加深连续油管的下入深度，继续注氮气或者边下边注入氮气，直至返出液体连续且排量稳定后有天然气排出为止（井口压力达到1.5MPa 后稳定或增加）。
1.3工艺特点连续油管氮气气举排液技术不受井型限制，下达深度长（连续油管长度一般约为4000m），注气点及注气速度灵活可控，排液速度快，施工安全可靠，尤其适用于深层及复杂结构的天然气井排液复产。
而连续油管氮气气举排液技术有两种方式：制氮车连续油管气举排液与连续油管液氮排液。
制氮车连续油管气举排液通过制氮车现场从空气中获取氮气，不需原材料，获取氮气的成本低，并且可以连续生产氮气进行持续排液，且施工安全；而连续油管液氮排液需准备氮气，为了方便运输需将氮气高压压缩成液氮，获取氮气的成本就高，并且施工安全性低。