排水采气课件

排水采气工艺课件第二讲速度管柱李国强2013年2月排水采气工艺课件李国强主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效速度管柱排水采气工艺下气举阀排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效1、生产气井中液体的来源许多气井不仅产气而且也会产出凝析油和水。当气藏压力低于露点压力时，液态凝析物会随气体一起产出；当油藏压力高于露点压力，凝析油先以气相的形式随气体一起进入井筒，然后在油管或分离器中凝结一、上周主要内容（1)边底水的锥进。（2）如果底水能量充足。底水最终会入侵井筒。（3）水可能会从距产层较远处的其他产层进入井筒。（4）与气体一起产出的游离地层水。（5）水或烃类随气体一起以气相状态进入井筒并且在油管中冷凝成液体产出水可能有以下几种来源1、生产气井中液体的来源许多气井不仅产气而且也会产出当饱和气体或部分饱和气体进入井筒时，射孔孔眼处不会有液体析出，但井筒上部可能发生凝析现象。在生产管柱中，凝析处压力梯度会升高，凝析也会与流速相关，凝析后液体会滑落并堆积。不同温度压力下在天然气中的溶解度3.4MPa93.3℃148.8℃在温度和压力高于露点温度和压力时，水一直是以蒸汽存在的；当温度压力降到露点之下时，一部分水蒸汽会凝析成液相。

如凝析发生在井筒中，且气体流速低于临界流速，无法携液至地面，就会导致井底积液。2、凝析水一、上周主要内容当饱和气体或部分饱和气体进入井筒时，射孔孔眼处不会有3.1、四种流动形态

要研究气体井中液体的影响，必须要了解流动条件下液相和气相的相互影响。垂直管中的多相流动通常分为四种基本流型，不同的流型取决于在流动断面气相和液相的流速以及气相与液相含量。气井生产过程中任意时间内都可能存在这四种流型中的一种或多种。一、上周主要内容3.1、四种流动形态要研究气体井中液体的影响，必须要在气井生产过程中，可能会出现一种或多种流型，下图为一口气井从投产初期到停产关井过程中的流型变化。假设油管没有下到射孔段中部，因此从油管鞋到射孔段中部，流体是在套管内流动。3.2、四种流动形态一、上周主要内容在气井生产过程中，可能会出现一种或多种流型，下图为一4、排水采气管理制度一、上周主要内容4、排水采气管理制度一、上周主要内容1、气井临界携液流量计算不同井口油压、油管规格临界携液流量理论计算结果见下表：5.1、气井积液判断一、上周主要内容1、气井临界携液流量计算5.1、气井积液判断一、上周主要内容2、根据苏里格气田实际生产情况，以理论计算结果1/2作为井筒积液的判断标准，参考下图：5.1、气井积液判断一、上周主要内容内径76.0mm油管临界携液流量与井口油压关系曲线内径62.0mm油管临界携液流量与井口油压关系曲线2、根据苏里格气田实际生产情况，以理论计算结果1/2作为井筒1、采气曲线动态分析采用以下采气曲线分析方法判断井筒积液：5.2、气井积液判断一、上周主要内容1、采气曲线动态分析5.2、气井积液判断一、上周主要内容5.2、气井积液判断一、上周主要内容5.2、气井积液判断一、上周主要内容5.2、气井积液判断一、上周主要内容5.2、气井积液判断一、上周主要内容

由于气体密度远低于水和凝析油的密度，当测试工具遇到油管中液面时，压力梯度曲线斜率会有明显的变化。压力曲线法是一种精确的确定井筒中液面的方法。气井流量递减曲线形状能够反映出井下积液现象，分析流量递减曲线随时间变化，可以发现与正常气井曲线的区别。5.2、井底积液诊断一、上周主要内容由于气体密度远低于水和凝析油的密度，当测试工具遇到油如果气体流速足够高，可以将一部分液体携带到地面。气体流速较高时，会形成雾流，液滴散在气体中，只有少部分液体滞留在油管（也就是持液率低）或生产套管中。重力损失产生的压力损失较小。对于那些处于边缘效益的低产气井，优化配产和排除积液可使气井继续生产。有些高产气井，当油管尺寸大或井口压力高时也会产生积液井底积液会形成不稳定的段塞流，并导致气井产量下降。如果不能连续排除井筒积液，最后可能导致气井产量很低，甚至停产。5.3、井底积液原因井底积液危害一、上周主要内容如果气体流速足够高，可以将一部分液体携带到地面。气体6、苏里格气田积液气井排水采气措施一、上周主要内容结合泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、压缩机气举等各项工艺适用条件，制定苏里格气田积液气井排水采气措施表：6、苏里格气田积液气井排水采气措施一、上周主要内容结主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施速度管柱排水采气工艺下气举阀排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施

苏11区块属于“低压、低产、低丰度”三低油气田，单井日产低，携液能力差，气井自身产能低，气井需进行压裂改造后才能形成工业流生产。2009年3月8日投产至今，已有生产井273口，其中按制度常开生产井221口，平均单井套压8.9MPa,单井日均产气量1.3万方；间开井50口，平均单井套压7.58MPa，日均合计产气量5.1万方，单井日均产气量0.1万方；死井2口（20-53、52-55），下步准备下气举阀，进行气举。

根据单井生产数据，低压低产井（含常开井、间开井）存在不同程度水侵，常开井生产压力成锯齿状，间开井必须采取间开恢复井底产能才能携液生产。随着开发周期的延长，低压低产井水侵现象越来越明显，部分井已出现不同程度水侵，现已造成20余口常开井采取间开携水生产。目前作业区已先后采用速度管柱排水采气、气举排水采气（含下气举阀后气举）、泡沫排水采气和涡流排水采气等方法排出井筒及井底附近地层积液，以达到气井恢复正常生产的目的。二、挖潜增效工艺措施苏11区块属于“低压、低产、低丰度”三低油气田，单井主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施速度管柱排水采气工艺下气举阀排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施1、速度管柱排水采气

为了提高气井携液能力，经理论计算和参考长庆油田在苏里格地区进行速度管柱的施工经验，选择φ38.1mm（11/2″）连续油管作为生产管柱试验，为该类井中后期平稳生产探索新的技术途径。2011年，国际钻修在苏11-28-21井开展速度管柱排水采气现场试验。二、速度管柱排水采气工艺

苏11-28-21井，2009年3月7日投产，下节流器生产，工作制度2.4mm，下深1800m，配产1.0万方，原始油套压为22.0/23.2Mpa。该井产气层段为：盒8段3458.0～3455.0m，射孔厚度3.0m，含气层，微含气层；山1段3495.0.0～3493.0m，射孔厚度2.0m，微含气层。投产后生产情况如下；苏11-28-21作业前生产情况1、速度管柱排水采气为了提高气井携液能力，经理论计算二、速度管柱排水采气工艺

阶段Ⅰ：此井前期正常生产，套压以0.11MPa/d的速度下降，日产0.7万方，

阶段Ⅱ：直至2010年5月12日不能连续生产，采取套压上涨至9.0MPa后间开生产，日产气不足0.1万方，生产时间不到2小时，套压以0.02MPa/d的速度持续上涨，怀疑水压。

阶段Ⅲ：经分析，于2010年6月12日打捞节流器敞放排水生产，经摸索套压达到8.5MPa后采取外替排水生产。外排后，油/套压能达到6.0/8.0MPa后进站生产5-8小时，产气量0.3万方。

截止2011年12月，油压2.7Mpa，套压5.5mpa，间开、敞放生产，平均日产量0.2万方，累计气量347万方。

1、苏11-28-21作业前生产情况二、速度管柱排水采气工艺阶段Ⅰ：此井前期正常生产，套1、苏11-28-21作业后生产情况2011年12月6日，直接使用φ38.1mm小油管生产，开井前油套压6.0/9.50MPa，开井后，油套压1.5/9.17MPa，无节流器敞放生产，瞬流为600方/小时。截止至2012年9月29日二次作业后累计生产299天，合计产气量120.7327万方，日均产气量0.40万方，常开间出生产。二、速度管柱排水采气工艺1、苏11-28-21作业后生产情况2011年12月1、苏11-28-21效果评价

此井快速管柱排水采气后，日均产气量明显上涨，且无需人员现场开关井操作。日产由原来的0.2万方，上涨至0.40万方。套压在10.0至6.0MPa之间波动。作业后：前期常开间出产气；目前采取根据套压恢复情况间开生产，每次生产6至8小时，产气量0.5万方。二、速度管柱排水采气工艺1、苏11-28-21效果评价此井快速管柱排水采气后主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施速度管柱排水采气工艺下气举阀排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施2、下气举阀排水采气

目前作业区已下气举阀且气举井6口，从2011年下气举阀气举后生产情况来看；目前较好井4口，苏11-19、32-31、40-33、苏11-16；无效果井2口，苏11-1、50-44。二、下气举阀排水采气工艺气举阀装置国际钻修下气举阀现场2、下气举阀排水采气目前作业区已下气举阀且气举井6口

根据施工设计，分别在每口井油管外壁下入一组（6个）气举阀进行气举，气举排液管柱示意如下；下完气举阀井，采取套管注入氮气，气举阀从上至下，逐个开启，以达到在较低的油套压条件下，举通井筒积液，如下图5所示为气举阀开启示意图。二、下气举阀排水采气工艺气举排液管柱气举阀开启2、下气举阀排水采气根据施工设计，分别在每口井油管外壁下入一组（6个）气2、下气举阀排水采气

根据下气举阀气举井生产特点，目前下气举阀气举效果较好井4口，下面以苏11-19为例进行对比分析。

苏11-19（单井）投产于2009年3月7日，工作制度2.6mm，下深1800m，配产2.0万方，原始油套压为23.0/23.1Mpa。该井产气层段为山1、盒8下，合计9.0m/5层。苏11-19气举前生产情况二、下气举阀排水采气工艺2、下气举阀排水采气根据下气举阀气举井生产特点，目前

阶段1：此井前期正常生产，套压以0.11Mpa/d的速度下降，日产1.0万方。

阶段2：直至2010年3月9日，套压下降至6.64Mpa，日产气0.4万方左右，无法连续正常生产，由于套压较低，作业区在3月9日至4月29日对此井采取关井恢复7天开井7天的工作制度，发现此井生产周期变短至关7天开4天，无法自动携液生产。

阶段3：经分析，于2010年4月29日打捞节流器敞放排水生产，经摸索套压达到9.0MPa后大排量进站排水生产。进站生产5-8小时，产气量0.3万方。敞放生产中，开井时平均套压8.8MPa，间出产气，日均产气0.2万方，截止至2011年8月19日累计产量为321.6596万方。

阶段4：从2011年8月20日开始，此井已经无法连续生产，此井由于油套压恢复速度较慢，平均关井2-3天油套压能恢复至7.0/9.5Mpa，开井后可产气不到5小时，日均产气量0.1万方，截止2011年10月18日累计产量为349.7785万方。2、苏11-19气举前生产情况二、下气举阀排水采气工艺阶段1：此井前期正常生产，套压以0.11Mpa/d的1、苏11-19气举后生产情况

苏11-19开井前油套压5.5/8.83MPa，开井后，油套压6.5/8.12MPa，无节流器敞放生产，瞬流为200方/小时，日均产气量0.45万方。二、下气举阀排水采气工艺1、苏11-19气举后生产情况苏11-19开井前油套1、苏11-19效果评价

此井下气举阀气举排水采气后，发现此井气举后，套压整体波动较小，在6.0至7.0MPa左右波动，日均产气量为0.45万方，对比之前0.1万方效果显著，但此井在气举生产一段时间后，效果明显变差。目前采取间开生产，每隔2天开井一次，次产气量0.35万方，日均产气量0.12万方。二、下气举阀排水采气工艺1、苏11-19效果评价此井下气举阀气举排水采气后，主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施速度管柱排水采气工艺下气举阀排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施3、气举排水采气

目前作业区已气举井15口（不包含下气举阀气举井6口），从目前生产情况看，效果较好井1口，苏11-20-57。二、气举排水采气工艺气举过程描述

作业区采取氮气车进行气举，由专业施工队现场作业，如下图7所示；一般采取外排气举，气举过程中，控制放空阀开度，尝试点火外排，点火如下图：3、气举排水采气目前作业区已气举井15口（不包含下气

以苏11-20-57为例，此井于2011年建井，但未达到投产条件，压裂放喷完毕时油套压5.0/7.0MPa，无法进站生产。3、以苏11-20-57气举为例二、气举排水采气工艺气举后以苏11-20-57为例，此井于2011年建井，但未3、苏11-20-57效果评价

气举后，此井油套压能达到8.0/11.5MPa，每日间开生产，日均产气气量为0.25万方。此井产气层为山1组，合计5m/2层。气举后生产曲线如下图9所示；从图中看，此井气举后，实现每日间开生产，日均产气量0.25万方，效果较明显。二、气举排水采气工艺3、苏11-20-57效果评价气举后，此井油套压能达主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施速度管柱排水采气工艺下气举阀排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施4、泡沫排水采气二、泡沫排水采气工艺4、泡沫排水采气二、泡沫排水采气工艺4、泡沫排水采气

由四川仁智油田技术服务股份有限公司对作业区泡排井进行制度摸索试验，他们采取固体泡排剂和液体泡排剂进行泡排试验。个别水侵严重井，如27-48采取安装放喷管线，外排出井筒积液；采取采气树放空阀加注固体泡排棒，通过加醇车注入液体泡排剂。

目前作业区已进行泡沫排水采气井13口，效果较明显井主要为四川仁智油服近期试验泡排井，以苏11-38-38为例，此井于2012年09月01日开始泡排试验，并于2012年10月14日制定泡排加药制度，交予作业区泡排。试验期间使用液体泡排剂0.25吨、固体泡排棒0.2吨。此井分三个阶段进行摸索泡排试验。二、泡沫排水采气工艺4、泡沫排水采气由四川仁智油田技术服务股份有限公司对

阶段一：摸索阶段（9月1日至9月8日），此阶段主要为摸索38-38泡排加药制度，流速控制制度等。经7天时间摸索，基本确定此井早8:00加固体泡排棒4根，晚20:00加固体泡排棒4根，并且控制瞬流300至500方/小时，就能达到油套压压差合理，实现连续生产，且日产能达到0.65万方，比之前日产0.35万方上涨了0.3万方。

阶段二：制度调整阶段（9月9日至9月18日），此阶段严格执行制度，早晚各加固体泡排棒4根，套压在9.6-8.3MPa之间波动，油压一直维持在2.0-4.0MPa之间，回压在0.8-1.0MPa变化，日均产气量0.55万方，生产阀出现累计截流11次。

阶段三：稳定泡排阶段（9月25至今），由于停产检修，此井于9月25日恢复泡排，仍采取早晚投固体泡排棒4根，控制瞬流400方/小时，能连续生产，未出现截流现象，套压在7.0MPa左右波动，油压始终维持在1.5MPa以上，日均产气量0.75万方。4、苏11-38-38泡沫排水采气二、泡沫排水采气工艺阶段一：摸索阶段（9月1日至9月8日），此阶段主要为

阶段1：此井前期正常生产，套压以0.11Mpa/d的速度下降，日产1.0万方。

阶段2：直至2010年3月9日，套压下降至6.64Mpa，日产气0.4万方左右，无法连续正常生产，由于套压较低，作业区在3月9日至4月29日对此井采取关井恢复7天开井7天的工作制度，发现此井生产周期变短至关7天开4天，无法自动携液生产。

阶段3：经分析，于2010年4月29日打捞节流器敞放排水生产，经摸索套压达到9.0MPa后大排量进站排水生产。进站生产5-8小时，产气量0.3万方。敞放生产中，开井时平均套压8.8MPa，间出产气，日均产气0.2万方，截止至2011年8月19日累计产量为321.6596万方。

阶段4：从2011年8月20日开始，此井已经无法连续生产，此井由于油套压恢复速度较慢，平均关井2-3天油套压能恢复至7.0/9.5Mpa，开井后可产气不到5小时，日均产气量0.1万方，截止2011年10月18日累计产量为349.7785万方。二、泡沫排水采气工艺4、苏11-38-38泡沫排水采气阶段1：此井前期正常生产，套压以0.11Mpa/d的

作业区已进行泡排试验井13口，目前效果较好井4口，全为四川仁智油服公司试验井。以效果较好井38-38进行评价。此井泡排前后生产曲线图如下图14所示；从图中可以看出加入泡排剂后，油压上涨，套压变化不明显，流速成锯齿状携液进站生产。二、泡沫排水采气工艺4、苏11-38-38泡沫排水采气效果评价作业区已进行泡排试验井13口，目前效果较好井4口，全分享完毕谢谢分享完毕排水采气工艺课件第二讲速度管柱李国强2013年2月排水采气工艺课件李国强主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效速度管柱排水采气工艺下气举阀排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效1、生产气井中液体的来源许多气井不仅产气而且也会产出凝析油和水。当气藏压力低于露点压力时，液态凝析物会随气体一起产出；当油藏压力高于露点压力，凝析油先以气相的形式随气体一起进入井筒，然后在油管或分离器中凝结一、上周主要内容（1)边底水的锥进。（2）如果底水能量充足。底水最终会入侵井筒。（3）水可能会从距产层较远处的其他产层进入井筒。（4）与气体一起产出的游离地层水。（5）水或烃类随气体一起以气相状态进入井筒并且在油管中冷凝成液体产出水可能有以下几种来源1、生产气井中液体的来源许多气井不仅产气而且也会产出当饱和气体或部分饱和气体进入井筒时，射孔孔眼处不会有液体析出，但井筒上部可能发生凝析现象。在生产管柱中，凝析处压力梯度会升高，凝析也会与流速相关，凝析后液体会滑落并堆积。不同温度压力下在天然气中的溶解度3.4MPa93.3℃148.8℃在温度和压力高于露点温度和压力时，水一直是以蒸汽存在的；当温度压力降到露点之下时，一部分水蒸汽会凝析成液相。

如凝析发生在井筒中，且气体流速低于临界流速，无法携液至地面，就会导致井底积液。2、凝析水一、上周主要内容当饱和气体或部分饱和气体进入井筒时，射孔孔眼处不会有3.1、四种流动形态

要研究气体井中液体的影响，必须要了解流动条件下液相和气相的相互影响。垂直管中的多相流动通常分为四种基本流型，不同的流型取决于在流动断面气相和液相的流速以及气相与液相含量。气井生产过程中任意时间内都可能存在这四种流型中的一种或多种。一、上周主要内容3.1、四种流动形态要研究气体井中液体的影响，必须要在气井生产过程中，可能会出现一种或多种流型，下图为一口气井从投产初期到停产关井过程中的流型变化。假设油管没有下到射孔段中部，因此从油管鞋到射孔段中部，流体是在套管内流动。3.2、四种流动形态一、上周主要内容在气井生产过程中，可能会出现一种或多种流型，下图为一4、排水采气管理制度一、上周主要内容4、排水采气管理制度一、上周主要内容1、气井临界携液流量计算不同井口油压、油管规格临界携液流量理论计算结果见下表：5.1、气井积液判断一、上周主要内容1、气井临界携液流量计算5.1、气井积液判断一、上周主要内容2、根据苏里格气田实际生产情况，以理论计算结果1/2作为井筒积液的判断标准，参考下图：5.1、气井积液判断一、上周主要内容内径76.0mm油管临界携液流量与井口油压关系曲线内径62.0mm油管临界携液流量与井口油压关系曲线2、根据苏里格气田实际生产情况，以理论计算结果1/2作为井筒1、采气曲线动态分析采用以下采气曲线分析方法判断井筒积液：5.2、气井积液判断一、上周主要内容1、采气曲线动态分析5.2、气井积液判断一、上周主要内容5.2、气井积液判断一、上周主要内容5.2、气井积液判断一、上周主要内容5.2、气井积液判断一、上周主要内容5.2、气井积液判断一、上周主要内容

由于气体密度远低于水和凝析油的密度，当测试工具遇到油管中液面时，压力梯度曲线斜率会有明显的变化。压力曲线法是一种精确的确定井筒中液面的方法。气井流量递减曲线形状能够反映出井下积液现象，分析流量递减曲线随时间变化，可以发现与正常气井曲线的区别。5.2、井底积液诊断一、上周主要内容由于气体密度远低于水和凝析油的密度，当测试工具遇到油如果气体流速足够高，可以将一部分液体携带到地面。气体流速较高时，会形成雾流，液滴散在气体中，只有少部分液体滞留在油管（也就是持液率低）或生产套管中。重力损失产生的压力损失较小。对于那些处于边缘效益的低产气井，优化配产和排除积液可使气井继续生产。有些高产气井，当油管尺寸大或井口压力高时也会产生积液井底积液会形成不稳定的段塞流，并导致气井产量下降。如果不能连续排除井筒积液，最后可能导致气井产量很低，甚至停产。5.3、井底积液原因井底积液危害一、上周主要内容如果气体流速足够高，可以将一部分液体携带到地面。气体6、苏里格气田积液气井排水采气措施一、上周主要内容结合泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、压缩机气举等各项工艺适用条件，制定苏里格气田积液气井排水采气措施表：6、苏里格气田积液气井排水采气措施一、上周主要内容结主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施速度管柱排水采气工艺下气举阀排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施

苏11区块属于“低压、低产、低丰度”三低油气田，单井日产低，携液能力差，气井自身产能低，气井需进行压裂改造后才能形成工业流生产。2009年3月8日投产至今，已有生产井273口，其中按制度常开生产井221口，平均单井套压8.9MPa,单井日均产气量1.3万方；间开井50口，平均单井套压7.58MPa，日均合计产气量5.1万方，单井日均产气量0.1万方；死井2口（20-53、52-55），下步准备下气举阀，进行气举。

根据单井生产数据，低压低产井（含常开井、间开井）存在不同程度水侵，常开井生产压力成锯齿状，间开井必须采取间开恢复井底产能才能携液生产。随着开发周期的延长，低压低产井水侵现象越来越明显，部分井已出现不同程度水侵，现已造成20余口常开井采取间开携水生产。目前作业区已先后采用速度管柱排水采气、气举排水采气（含下气举阀后气举）、泡沫排水采气和涡流排水采气等方法排出井筒及井底附近地层积液，以达到气井恢复正常生产的目的。二、挖潜增效工艺措施苏11区块属于“低压、低产、低丰度”三低油气田，单井主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施速度管柱排水采气工艺下气举阀排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施1、速度管柱排水采气

为了提高气井携液能力，经理论计算和参考长庆油田在苏里格地区进行速度管柱的施工经验，选择φ38.1mm（11/2″）连续油管作为生产管柱试验，为该类井中后期平稳生产探索新的技术途径。2011年，国际钻修在苏11-28-21井开展速度管柱排水采气现场试验。二、速度管柱排水采气工艺

苏11-28-21井，2009年3月7日投产，下节流器生产，工作制度2.4mm，下深1800m，配产1.0万方，原始油套压为22.0/23.2Mpa。该井产气层段为：盒8段3458.0～3455.0m，射孔厚度3.0m，含气层，微含气层；山1段3495.0.0～3493.0m，射孔厚度2.0m，微含气层。投产后生产情况如下；苏11-28-21作业前生产情况1、速度管柱排水采气为了提高气井携液能力，经理论计算二、速度管柱排水采气工艺

阶段Ⅰ：此井前期正常生产，套压以0.11MPa/d的速度下降，日产0.7万方，

阶段Ⅱ：直至2010年5月12日不能连续生产，采取套压上涨至9.0MPa后间开生产，日产气不足0.1万方，生产时间不到2小时，套压以0.02MPa/d的速度持续上涨，怀疑水压。

阶段Ⅲ：经分析，于2010年6月12日打捞节流器敞放排水生产，经摸索套压达到8.5MPa后采取外替排水生产。外排后，油/套压能达到6.0/8.0MPa后进站生产5-8小时，产气量0.3万方。

截止2011年12月，油压2.7Mpa，套压5.5mpa，间开、敞放生产，平均日产量0.2万方，累计气量347万方。

1、苏11-28-21作业前生产情况二、速度管柱排水采气工艺阶段Ⅰ：此井前期正常生产，套1、苏11-28-21作业后生产情况2011年12月6日，直接使用φ38.1mm小油管生产，开井前油套压6.0/9.50MPa，开井后，油套压1.5/9.17MPa，无节流器敞放生产，瞬流为600方/小时。截止至2012年9月29日二次作业后累计生产299天，合计产气量120.7327万方，日均产气量0.40万方，常开间出生产。二、速度管柱排水采气工艺1、苏11-28-21作业后生产情况2011年12月1、苏11-28-21效果评价

此井快速管柱排水采气后，日均产气量明显上涨，且无需人员现场开关井操作。日产由原来的0.2万方，上涨至0.40万方。套压在10.0至6.0MPa之间波动。作业后：前期常开间出产气；目前采取根据套压恢复情况间开生产，每次生产6至8小时，产气量0.5万方。二、速度管柱排水采气工艺1、苏11-28-21效果评价此井快速管柱排水采气后主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施速度管柱排水采气工艺下气举阀排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施2、下气举阀排水采气

目前作业区已下气举阀且气举井6口，从2011年下气举阀气举后生产情况来看；目前较好井4口，苏11-19、32-31、40-33、苏11-16；无效果井2口，苏11-1、50-44。二、下气举阀排水采气工艺气举阀装置国际钻修下气举阀现场2、下气举阀排水采气目前作业区已下气举阀且气举井6口

根据施工设计，分别在每口井油管外壁下入一组（6个）气举阀进行气举，气举排液管柱示意如下；下完气举阀井，采取套管注入氮气，气举阀从上至下，逐个开启，以达到在较低的油套压条件下，举通井筒积液，如下图5所示为气举阀开启示意图。二、下气举阀排水采气工艺气举排液管柱气举阀开启2、下气举阀排水采气根据施工设计，分别在每口井油管外壁下入一组（6个）气2、下气举阀排水采气

根据下气举阀气举井生产特点，目前下气举阀气举效果较好井4口，下面以苏11-19为例进行对比分析。

苏11-19（单井）投产于2009年3月7日，工作制度2.6mm，下深1800m，配产2.0万方，原始油套压为23.0/23.1Mpa。该井产气层段为山1、盒8下，合计9.0m/5层。苏11-19气举前生产情况二、下气举阀排水采气工艺2、下气举阀排水采气根据下气举阀气举井生产特点，目前

阶段1：此井前期正常生产，套压以0.11Mpa/d的速度下降，日产1.0万方。

阶段2：直至2010年3月9日，套压下降至6.64Mpa，日产气0.4万方左右，无法连续正常生产，由于套压较低，作业区在3月9日至4月29日对此井采取关井恢复7天开井7天的工作制度，发现此井生产周期变短至关7天开4天，无法自动携液生产。

阶段3：经分析，于2010年4月29日打捞节流器敞放排水生产，经摸索套压达到9.0MPa后大排量进站排水生产。进站生产5-8小时，产气量0.3万方。敞放生产中，开井时平均套压8.8MPa，间出产气，日均产气0.2万方，截止至2011年8月19日累计产量为321.6596万方。

阶段4：从2011年8月20日开始，此井已经无法连续生产，此井由于油套压恢复速度较慢，平均关井2-3天油套压能恢复至7.0/9.5Mpa，开井后可产气不到5小时，日均产气量0.1万方，截止2011年10月18日累计产量为349.7785万方。2、苏11-19气举前生产情况二、下气举阀排水采气工艺阶段1：此井前期正常生产，套压以0.11Mpa/d的1、苏11-19气举后生产情况

苏11-19开井前油套压5.5/8.83MPa，开井后，油套压6.5/8.12MPa，无节流器敞放生产，瞬流为200方/小时，日均产气量0.45万方。二、下气举阀排水采气工艺1、苏11-19气举后生产情况苏11-19开井前油套1、苏11-19效果评价

此井下气举阀气举排水采气后，发现此井气举后，套压整体波动较小，在6.0至7.0MPa左右波动，日均产气量为0.45万方，对比之前0.1万方效果显著，但此井在气举生产一段时间后，效果明显变差。目前采取间开生产，每隔2天开井一次，次产气量0.35万方，日均产气量0.12万方。二、下气举阀排水采气工艺1、苏11-19效果评价此井下气举阀气举排水采气后，主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施速度管柱排水采气工艺下气举阀排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施3、气举排水采气

目前作业区已气举井15口（不包含下气举阀气举井6口），从目前生产情况看，效果较好井1口，苏11-20-57。二、气举排水采气工艺气举过程描述

作业区采取氮气车进行气举，由专业施工队现场作业，如下图7所示；一般采取外排气举，气举过程中，控制放空阀开度，尝试点火外排，点火如下图：3、气举排水采气目前作业区已气举井15口（不包含下气

以苏11-20-57为例，此井于2011年建井，但未达到投产条件，压裂放喷完毕时油套压5.0/7.0MPa，无法进站生产。3、以苏11-20-57气举为例二、气举排水采气工艺气举后以苏11-20-57为例，此井于2011年建井，但未3、苏11-20-57效果评价

气举后，此井油套压能达到8.0/11.5MPa，每日间开生产，日均产气气量为0.25万方。此井产气层为山1组，合计5m/2层。气举后生产曲线如下图9所示；从图中看，此井气举后，实现每日间开生产，日均产气量0.25万方，效果较明显。二、气举排水采气工艺3、苏11-20-57效果评价气举后，此井油套压能达主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施速度管柱排水采气工艺下气举阀排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺主讲内容上周主要内容回顾采气作业二区挖潜增效工艺措施4、泡沫排水采气二、泡沫排水采气工艺4、泡沫排水采气二、泡沫排水采气工艺4、泡沫排水采气

由四川仁智油田技术服务股份有限公司对作业区泡排井进行制度摸索试验，他们采取固体泡排剂和液体泡排剂进行