涩北气田排水采气优选模式

针对柴达木盆地涩北气田所面临的气井井底积液、产水导致产量迅速递减的问题,从准确把握气井排水采气时机、优选经济有效的排水采气方式出发,结合涩北气田生产动态,综合考虑动能因子、积液高度、油压、日产水以及油压、套压压差等多种因素准确诊断了气井积液的状况;分析了涩北一号气田递减阶段气井日产气量和水气比等生产数据的变化规律,根据多项管流井底压力计算理论、临界流量计算模型及涩北气田实际的采气油管尺寸,研制出了排水采气方式选择控制图,并建立了涩北气田排水采气优选模式;回归出了相应的计算公式,预测了涩北一号气田大规模进入优选管柱排水及泡排排水采气时期的具体时机,由于涩北气田属于次活跃与不活跃水驱气藏,水气比上升缓慢,除少数离边水比较近的井外,在整个开发期内不会大规模进入气举排水开采期。     

苏里格气田井下节流器积液过程分析与研究

苏里格气田气井普遍采用井下节流工艺,随着气田的开发,气井压力和产量逐渐下降,井下节流器无法排液,井筒产生积液现象,造成井底回压大,影响气井生产。为延长气井变为低产、低效井的时间,有必要对节流器的合理打捞时机进行研究。针对井下节流条件下的井筒积液及排除问题,采用软件模拟和生产、测试数据分析等方法,通过对井下节流井井筒积液流态分析、过程研究及不同积液程度下的主控机理分析,明确了造成节流气井压力、产量迅速下降现象的起点为节流器上段开始积液时,并以此为基础确定了苏里格气田积液井节流器的合理打捞时机,为生产现场节流器打捞时机提供了理论及实践经验。     

苏里格气井井筒积液量计算方法及应用

苏里格气田低产积液井数量已超过气田总井数的60%,目前积液井主要采用"井筒测试液面法"计算的井筒积液量均存在较大偏差。针对上述问题,结合气田气井生产管柱特点和积液井井筒压力测试数据,利用气井油套连通原理、气田地层压力折算方法与实测井底流压三者之间的关系,推导出计算气井油管、油套环空积液量的计算公式,从而准确计算出气井的井筒积液量。应用表明新推导公式和原方法相比具有计算方法更加科学合理、计算结果准确性高等特点,适用于苏里格气田油套连通的直井、定向井的井筒积液量计算。     

苏里格气田井底流压简易计算方法及应用

针对苏里格气田由于节流器节流在生产中不能下入仪器准确测取井底流动压力的问题,结合气田地质特征和气井井筒的结构特点,在总结了常用的平均温度、平均偏差系数方法和Cullender—Smith方法存在着参数变量多、计算繁琐等不足的基础上,利用实测数据线性回归分析推导出了一种简易计算方法,并选取具备实测条件的气井进行井底流压实测,将实测数据与简易计算方法的计算结果进行对比,平均绝对误差小,说明应用简易计算方法得到的计算结果较为准确,适用于苏里格气田常规直井、丛式井井底流压以及井底不存在积液条件时井底静压的计算。     

苏里格气田节流器气井泡沫排水采气工艺探讨

随着井下节流工艺在苏里格低压、低产气田的普遍应用,节流气井的泡排工艺已成为泡沫排水亟待解决的问题之一。介绍了节流器井的特点及判断积液的方法,开展了井筒液面测试分析,总结出了适合苏里格气田节流器井的泡沫排水采气工艺。     

苏里格气田井下节流气井积液规律研究

随着气田的不断开发,气井逐渐不能满足最小携液流量要求,井底及井筒便产生积液,当积液量到达一定程度时,气井压力、产量便迅速下降。为延长气井变为低产、低效井的时间,有必要研究气井积液规律。采用Flunent软件以苏C节流井为例,进行了节流流场CFD模拟。模拟结果表明,地层中携带了液体的气流由近井储层流入井底,在井底积液层的阻力作用下气流中的部分液体滞留;在井底积液液面处气体以携带少量液体的低速雾流形式流至节流器上游;携带了液体的气流在节流器"回流"效应及"淹没射流"作用下,部分液体在节流器上段沉积,随生产时间延长,节流器上段井筒积液液面进一步升高。     

动能因子-积液高度法诊断气井积液

产水气井井底积液会给气田及气井本身带来严重的危害,准确诊断气井的积液情况是把握排水采气措施实施的关键。文中提出应用动能因子-积液高度法来诊断气井井底积液情况。动能因子、积液高度2个指标相互验证,可对气井的携液能力和积液情况进行综合判断,提高诊断的准确性。动能因子-积液高度法不仅能够判断气井是否积液,而且计算出了积液井的积液高度,为判断气井的积液严重程度及排水采气措施的选择提供了有效的参考依据。应用该方法对青海涩北气田的60口产水气井的生产动态进行了分析,取得了良好效果。     

气井临界流量计算模型的优选

气井积液会给气田和气井本身带来严重危害,准确诊断气井积液的时机,及时采取措施能大大降低和消除气井积液带来的一系列危害。基于Turner模型,取井底环境为控制条件,系统研究了地层压力、井口压力、油管尺寸、水气比等因素对气井临界流量的影响,分析了各因素的敏感性,并提出了防止气井积液的针对性建议;结合涩北气田的生产动态,对比分析了目前常用的5种临界流量计算模型,优选出动能因子法诊断气井积液,其动能因子下限值取10。     

两种准确预测低渗低产气井积液量的简易方法

针对井口无水产出的低渗低产气井在开井生产状态下无法准确预测井筒积液量的问题,以苏里格气田为背景,分析不同积液形式对井筒压降的影响,归纳总结了积液造成的井口油套压及日产气变化规律和特征。 研究表明：无论积液以何种形式存在于井筒中,重力压降都是其主要作用形式。 以此为基础,建立以井底流压为约束、由油压预测井筒积液量的 ２ 种简易新方法。 该方法在气井正常生产时就可准确计算积液量,无需关井测试且考虑了长时间内的地层压力下降,在不影响气井正常生产制度的情况下而能及时判断积液情况。     

零液量气井积液诊断及理论液气比计算

针对零液量气井油套压差大可能产生积液这一生产问题,以套压从环空按单相静止气柱计算的井底静压为基准,将油压从油管按单相流动气柱计算的井底流压与之比较,提出了零液量气井井筒积液的压降诊断方法.并对积液气井采用适于凝析气井的Gray模型预测井筒压降,拟合井底静压得到了理论液气比.经四川某气田开采末期实施增压开采气井证实:该方...     

苏里格气田井下节流状态积液井判断方法探讨

苏里格气田采用井下节流方式进行生产,常规的井筒积液判断方法已不再适用,如何判断节流气井积液是困扰气田生产的一个重要问题。针对这一问题,本文总结优化了目前常用的几种判断方式,提出了适用于苏里格气田实际的产水井积液判断方法。利用这些方法可以有效的筛查出气田产水气井,甚至可以估算出积液高度,准确率达到80%,为气井及时判断积液并及时采取排水采气措施提供可靠依据。     

用凝析油作气井泡沫排水消泡剂的试验

对有水气田采取泡抹排水能够排除井底积液,改善气流的带水状况,减小井底同压,提高井口压力,增加气井产量。但由于起泡沫剂泡沫的再生能力很强,当泡沫状的地层水经气流带至地面管网、设备时,反复不断地受到搅动,所产生的泡沫连同过剩起泡沫大量泡沫在分离器内积聚。这些泡沫水     

合川气田井下节流气井动态分析新方法

合川气田属于我国典型的低渗透、低产气田,为提高开发效益,合川气田气井绝大多数已应用了井下节流工艺。但是,井下节流阻断了井口油压与井底流压的自然联系,给合川气田气井生产动态分析带来了极大挑战。为实现对井下节流气井井口动态监测资料的有效分析,文中以单井开采系统为研究对象,根据气藏、气水两相井筒管流和油嘴节流理论模型及动态分析特征化方法,建立了新型井下节流气井系统综合生产动态分析方法。该方法将传统动态特征化分析法扩展到井下节流气井,并通过对合川气田实际井下节流气井生产数据的拟合分析,验证了新方法的可靠性和实用性。     

低渗致密砂岩气藏井筒流态判识及积液井措施管理

低渗致密砂岩气藏由于其"三低"特性,产水对该类气藏生产影响十分严重,准确判识气井积液是气田气井精细管理的重要内容。通过对产水气井井筒内气液两相分布状态的深入剖析,结合实际积液井压力测试数据,建立了井筒流态与气井流压、产气量之间的关系,并根据积液井井筒流态及排水采气措施适用性对积液井管理提出了优化建议,有效支撑了低渗致密砂岩气藏气井精细化管理,进一步促进了气田高效、可持续开发。     

南八仙气田排水采气工艺先导性试验及效果研究

南八仙气田于2001年投入试采,天然气年生产能力为2.5×108m3,年井口产水量为669m3,平均单井日产气为2.1×104m3,水气比为0.04m3/104m3。目前有生产气井32口,单井平均产气量为2.09×104m3/d。随着南八仙气田开发周期的延长,气井出水趋势越来越严重,造成井口压力下降,携液困难,许多气井无法生产;通过对南八仙气田气井积液量的识别和积液程度的诊断,以及井下节流、涡轮工具排水、泡沫排水工艺的现场试验实施效果的分析,根据井深实际流速及对应的最小临界携液流速,优化涡流工具参数,设计了对应位置的涡流工具。选择涡流排水采气技术来改变井筒气液两相流态,降低了气井的临界携液流量。为下一步南八仙气田排水采气工艺的推广应用提供了依据。     

增压气井泡沫排水技术研究

增压气井井口压力较低，伴随井筒内积液增多，采气管柱内的压力损失也加速增大，然而逐渐减小的环空压力和气体流速已不能有效地将积液举升至地面，即使按常规气井泡沫排水方法加入泡排药剂后，靠气井自身能量也无法将井内积液带出井筒。通过对新场气田21口增压气井泡沫排水技术的研究，泡排参数的优化，排水措施的优化，形成了增压气井的泡沫排水技术。增压气井泡沫排水技术的应用，不仅有助于维持气井正常生产，延长气井生产期，而且对提高气井最终采收率显得十分重要。     

井下节流气井的生产动态模拟新方法

为了防止天然气水合物的生成以及井底积液的产生,鄂尔多斯盆地苏里格气田很多气井在井底都安装了井下节流装置,此类气井的产气量和井底流压均随着生产时间的增长而逐渐下降,没有一个绝对稳定阶段,故如何利用数值模拟的方法来实现对安装井下节流装置气井的动态模拟,是当前亟待解决的问题。为此,从油藏流动模型和井下节流气嘴流动模型出发,以井底为求解节点,通过耦合处理,提出了定气嘴尺寸生产的新理念;建立了气藏渗流、井下节流装置嘴流的计算模型,推导了新的数值模拟源汇项方程,实现了气藏渗流与井下节流装置嘴流的相互耦合。实例计算结果表明:新的数值模拟方法能够更加准确地体现安装井下节流装置气井的生产动态特征,能有效地应用于产能预测和稳产期评价,同时也为类似气井的产能计算提供了技术支撑。     

浅谈泡沫排水采气工艺的应用

井底积液导致气井减产、停产是气田开发过程中存在的普遍问题。如何排出井底积液显得越来越重要。泡沫排水采气工艺作为排出井底积液的有效手段受到广泛的关注。本文对泡沫排水采气工艺进行了研究。     

苏里格气田排水采气技术进展及对策

苏里格气田属于典型的"三低"气田,气井投产后产气量、压力下降快,气井携液能力不足,随着生产时间的延长,气田积液气井逐年增多且达到了区块总井数的60%,井底积液也愈发严重,确保气井产能发挥与解决井筒积液问题之间的矛盾日益突出。以苏里格气田中部苏6、苏36-11等6个区块排水采气工艺技术推广试验应用为例,针对泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、气举复产等排水采气工艺技术,从技术进展、适用性分析、实施效果、工艺评价等方面进行总结分析,明确了气井不同生产阶段排水采气工艺措施,建立了排水采气工作流程,历年累计增产气量突破7×108 m3。通过技术应用评价探索出低压低产气井排水采气工艺方法,形成了苏里格气田排水采气工艺技术系列,对气田产水气井的开发管理提供指导。     

泡沫排水采气井井下节流压降规律实验及模型修正

气井井下节流是气田低成本开发的一项关键技术,“井下节流+泡沫排水采气”工艺在适宜条件下可提高气井带液能力。采用传统气液两相嘴流压降模型开展泡排井井下节流气嘴尺寸设计不能满足气井配产要求,通过节流压降规律测试并建立或者完善数学模型有助于提高泡排井井下节流设计水平。设计并搭建了泡沫排水采气井井下节流物理模拟实验装置,利用泡排剂UT-11开展了在不同泡排剂质量分数情况下的节流压降规律测试,利用实验数据对4个常用气液两相嘴流机理模型(Sachdeva模型、Perkins模型、Ashford模型、滑脱数值模型)进行了嘴流流态过渡预测能力评价、质量流速及嘴前压力的预测能力评价。基于实验数据构建了泡沫流滑脱因子计算关系式,提高滑脱数值模型的准确性,质量流速的绝对百分误差从13.7%降至7.69%,嘴前压力的绝对百分误差从16.5%降至8.01%。该研究为泡沫排水采气井井下节流嘴径设计和嘴前压力预测提供了重要理论依据。