采气分公司第三作业区理念第三作业区已投产3口二氧化碳气井，今年又新钻完2口井，正在试气中。目前日处理能力可达到20t左右。一、2007年各项指标完成情况一、2007年各项指标完成情况（一）、二氧化碳开发生产情况销售芳48断块注入液态二氧化碳情况表2、二氧化碳吞吐注入量采油厂油井吞吐量一览表（三）、注入施工情况2007年，接转公司级科研项目1项，新开题分公司试验项目3项，完成分公司级试验1项并获得二等奖，有6篇技术论文获奖，比06年多2篇；有8项技术革新在分公司获得奖励。序号2、科研项目进展情况本项目原计划2007年11月份完成，目前该项目已完成前三项研究内容，第四项“CO2气藏开发研究”由于缺投产初期试井等基础资料，需要重新试井；另外，2007年又新钻两口CO2气井，对本项研究有极大的帮助，将有利于提高整体项目的研究质量和水平。因此，油田公司已对该项研究内容延期到2008年11月份完成。（2）分公司级试验项目二、2007年完成的主要工作基础工作标准的高低决定着气田能否高效开发，因此，需要我们不断提高基础工作的标准与水平，不断满足气田开发需求。由于二氧化碳气井原有采气树不能同时录取油压、套压，给气井生产分析带来难度，针对这一情况，采取倒流程的方式，定期录取油套压，有效的指导了气井关开井、合理排水采气、判断井口冻堵等的情况。三区二氧化碳气井均不同程度的产水，但由于二氧化碳生产方式为间歇式生产，再加上二氧化碳处理工艺分离效果差，分离器几乎分离不出来游离的水，这样就给水质化验分析带来了一定的难度。针对以上存在的问题，我们结合井、工艺实际情况，采取“微量点滴法”收集气井水，进行间歇式气井水样化验，并制定了相应的水样化验制度。取样日期我们通过动态监测原料气、处理气和产品气的含水量，通过化验分析指导放空排水及分离器排污时机，不断提高二氧化碳处理工艺的稳定性和产品二氧化碳质量。二氧化碳气井气体组份较复杂，需要动态监测每一口气井气体组份，07年充分发挥了化验室的作用，定期化验来气组份，分析气井动态变化；通过放空气体的组份分析，为二氧化碳处理工艺工作制度的调整提供一个依据。二氧化碳属于“天然气”的范畴，但考虑到其独特的物化性质，我们没有简单套用现有的天然气分析方法及理论，研究并提出了适合二氧化碳气井流入动态方程，并且利用多种方法及综合理论得出的二氧化碳气井的合理日产量。通过从指示曲线上找出直线段与非直线段拐点，初步确定最大合理采气量。芳深9井压裂前为2.5×104m3/d(2)、利用IPR与TPR找出气井生产的协调点TPR曲线也叫油管动态曲线，它是气井生产系统和优化设计的一个重要部分；通过获得气井井筒压力梯度相关式，可以求得某一个生产条件下井底流压，但由于二氧化碳气井井筒相态较为复杂，给计算井筒压力分布增加了难度。下面通过几点假设，在不影响实际情况下，将井筒相态进行简约化、理论化。几点假设：第一步是计算液相压力梯度分布：通过已确定的IPR曲线，结合相态理论确定的TPR曲线，利用两条曲线的交点，可以找出气井生产的协调点，约为2.0×104m3，小于气井的最大合理产气量2.5×104m3，最终得出二氧化碳气井的合理产量2.0×104m3，折算成流量为1.3～1.5t/h。3、动态监测气井井筒积液量，不断指导二氧化碳气井合理排水采气为初步确定井底积液量的多少，可将水看成是均匀溶解在二氧化碳气中并已达到饱和状态。于是可以得到这样的公式:下面以芳深9井为例分析：Q积水＝0.2216%×Q已采气井号排水日期4、对压裂井进行动态跟踪分析，不断加深对二氧化碳气井的认识程度生产实际表明，芳深9井连续生产2天左右，套压从11MPa降低到7MPa，关井停产2天后压力可恢复到11.0MPa。井号项目压裂施工情况：压裂后准备更换管柱时，出现压井液漏失严重，用1.13g/cm3压井液，漏失量达15-25m3/d无法完成更换管柱施工，后把井下压裂用的3.5寸的管柱留在井下，做为生产管柱，暂时没有更换13Cr油管。该井压后压力恢复较快，未气举就实现了自喷，见到较好效果。芳深9井压后生产数据统计表芳深9井生产控制：压裂后对芳深9井水样化验，发现目前带出地面是压井液。5、治理问题井，不断提高二氧化碳气井的开井时率芳深9井于8月4日开始作业。在起管柱时，起到153根时,由于油管丝扣紧,造成油管公扣断,下部218根油管落入井底，后利用内捞矛进行打捞，一次成功,将掉井的218根管柱打捞出来；在1211米处没有找到节流器，后在377根油管底端找到节流器。在起出来的管柱中发现大量脱落的内涂防腐层，有的管柱甚至被全部堵死，这充分说明了内涂防腐层脱落是导致气井频繁发生冻堵的主要原因。后于9月19日对该井进行了压裂，于10月7日开井生产。在多次起下管柱时，油管密封脂残留井内，造成井筒较脏，建议气