含节流器气井生产动态分析方法

鄂尔多斯盆地苏里格气田单井普遍采用井下节流工艺生产,但井下节流技术给气田常规动态监测和气井动态分析带来较大困难,现有常规方法已难以解决节流气井的动态分析问题。通过分析含节流器气井流动的理论和实际生产曲线的特征后认为:含节流器气井早期具有明显的临界流特点,生产后期则具有明显的亚临界流特点,进而基于气井不同生产时期试井测试资料的系统研究,提出含节流器气井的试井解释具有气井早期临界流时以高表皮为主要特征、气井晚期亚临界流时以高井储为主要特征的新认识,并以此提出"等效表皮系数"方法,研究节流器对气井不同生产时期的影响,建立了含节流器气井动态分析方法。应用Topaze软件进行含节流器气井的生产动态拟合,经对比表明该方法具有较高的准确性、可靠性,为含节流器气井的动态分析提供了新的方法参考和技术支持。     

苏里格气田井下节流气井产量递减规律研究

在分析气井递减规律时,只有确定了与实际生产数据相匹配的预测模型,才能基于所选模型计算不同类型的单井产量递减率,并进行气井产量递减规律分析。苏里格气田气井是以井下节流的开采方式生产且绝大多数气井井口无产量计量,因此以苏里格气田有节流器气井为研究对象,根据节流器嘴流原理,从理论上模拟计算井下节流气井井口产量,利用Arps不同递减模型进行拟合来研究单井递减规律,通过实例分析和矿场验证,分析方法的可靠性,最后得到苏里格气田井下节流气井产量递减规律。     

苏里格气田压力监测方法和远程试井技术

苏里格气田普遍采用井下节流的生产工艺,虽达到了简化气井地面流程、节约开采成本的目的,但同时也给气井动态监测和压力测试带来了困难。多年来,苏里格气田不断探索适合实际情况的气井压力监测分析方法,从不关井测压技术、井筒液面监测技术、井口压力折算技术入手,形成了一整套具有苏里格气田特色的压力动态监测方法,并试验成功了基于井口数据采集、集气站进行处理分析的远程试井技术和不稳定试井分析技术,实现了压力计不下入井下开展气井测试工作的目标。现场应用表明,该套技术基本满足了苏里格气田气井动态分析和生产管理的需求。     

苏里格气田井下节流气井积液高度计算方法

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。但苏里格气田气井多采用井下节流方式进行生产,常规方法已经不能准确用于其积液深度计算。为此,本文将节流动态模块套入井筒压降系统,采用流动气柱法从井口油压向井底计算压力,采用Ansari流态模拟法从井底向井口计算两相流压力,两种方法的交汇点计算气井积液高度,并在泡沫排水的携液能力、消泡、破乳等问题上,提出积液高度对泡沫排水工艺实施的指导。     

井下节流工艺在徐深气田的试验应用

徐深气田深层高压气井均采用地面高压集输工艺,地面系统压力负荷重、投资成本高,部分气井经常发生井筒、地面管线冻堵问题,给生产管理带来一定难度。针对上述问题,2010年该气田引入井下节流工艺技术,对两口气井开展了井下、地面工艺试验研究。通过对试验前后生产数据对比分析认为,井下节流技术能够高效防治水合物冻堵问题,大幅减低井口压力,为徐深气田探索低压集输工艺模式提供了借鉴。     

东胜气田井下节流参数优化方法及其应用

鄂尔多斯盆地东胜气田普遍产水,井口温度低,气井井筒和地面管线容易产生水合物发生堵塞,采用井下节流技术可实现有效防堵。但是,现用井下节流工艺参数设计方法仅适用于单相气体的计算,没有考虑含水对节流压差的影响,导致节流器气嘴直径设计出现较大偏差,影响了产液气井的连续稳定生产。通过引入滑脱因子表征气液两相间滑脱效应,根据力平衡原理建立气液两相嘴流耦合模型,提出井下节流气井井筒参数动态预测方法。该方法评价表明,针对实施井下节流工艺的产液气井,新方法计算的井口油压、井口温度与实际值较吻合,基本满足工程设计精度要求。现场应用表明,优化井下节流工艺参数后,能够有效防治气井中水合物的生成,实现水合物抑制剂"零注入"和井筒及管线"零堵塞",还能有效降低气井临界携液气流量,提升气井的举液能力,改善排液效果,实现气井的连续清洁生产。     

苏里格气田井下节流器工艺参数确定

根据苏里格气田储层特征及气井生产动态将气井分为三类。通过分析三类气井井筒压力、温度及水合物生成条件,确定了苏里格气田气井井下节流器工艺参数的范围,有助于系统管理及高效维修气井井下节流器,进而保证了气井安全、平稳生产。     

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。     

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。     

气井井下节流防止水合物研究

气井井下节流工艺是将节流器置于油管的适当位置来实现井下节流调压，利用地热对节流后的天然气加热，改变天然气水合物的生成条件，对防止水合物生成起到了积极作用。文中建立了气井井下节流压降温降以及节流后地层加热过程的数学模型，以苏里格气田某井为例，应用自制气井井筒动态分析软件，对比分析了井下节流与地面节流水合物生成与携液情况。井下节流大幅降低水合物的生成温度，有效解决了气井积液的生产技术难题。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田南部合作区生产系统分析与优化

苏南合作区是中国石油长庆油田公司与法国道达尔公司在鄂尔多斯盆地苏里格气田南部的天然气合作开发区块。针对该合作区储层非均质性强、砂体规模小、单井产量低等问题,探索并完善了合作区工厂化作业模式。工厂化作业加快了施工进度,降低了作业成本,其显著特点是大井丛丛式井组开发模式,一个井丛通常由多口气井组成,井丛各单井共用井场和集气管线。为了评价井丛生产系统各部分优劣并保证气井合理生产,应用节点系统分析理论,把井丛各流动过程视为完整的生产系统,井丛汇点设置为解节点,以单井的井底流入动态为基础,运用多相管流、井下节流理论预测井口流入动态,最终确定井丛生产系统的压力和产量。苏南合作区井丛的生产动态分析结果表明,预测单井动态与实际生产较为吻合,所建立的井丛生产系统分析方法合理可靠,适用于苏南合作区的井丛生产系统分析。通过优化单井配产,可以消除目前集气管线的生产瓶颈;通过控制气井产量和压差,有利于控制气井出砂和保证平稳生产。     

榆林气田井下节流技术研究与应用

针对榆林气田高压集气集中注醇工艺中存在的携液能力差、易形成水合物堵塞、管线承压较高等问题,从井下节流工艺入手,研究了节流工艺参数的确定方法,推导出井下节流气嘴直径的经验公式,并对其在榆林气田的应用可行性进行了分析。结果表明,井下节流工艺适用于该气田气井,能够降低井口压力。     

苏里格气田单井产量计算方法研究

苏里格气田按照低成本开发的要求,提出了取消井口流量计的设计思路。针对气井取消井口流量计的情况,结合气体垂直管流的特点,提出了带井下节流器的气井的单井产量计算方法,分析了该计算方法的误差原因和适用性,并在水平井和五丛井产量的核算中进行了应用,取得了较好的应用效果。     

利用气井动态摩阻系数预测井口流出动态

气井井下油管动态摩阻系数计算方法的提出,提高了气井垂管流动压力计算的精度,对气井生产动态分析和预测起到了很好的推动作用。借助１口干气井的多点回压法试井资料,介绍了如何利用气井稳定试井资料,确定该气井此时此刻井下油管动态摩阻系数;利用产能方程给出产量和对应的井底压力,结合油管动态摩阻系数计算井口压力,建立该井准确的井口流出动态方程并编绘井口流出动态曲线;讨论了随着地层压力递减和井下油管动态摩阻系数变化规律,井口流出动态方程或井口流出动态曲线的变化规律。气井的多点回压法试井资料的利用,可以准确地预测气井井口流出动态,从而提高采收率。     

神木气田产水气井井下节流参数优化设计

神木气田属于典型致密砂岩气藏,采用井下节流、井间串接生产模式。气井都不同程度地产水,影响了正常生产。针对普遍产水这一现象,突破以往单相气体井下节流模型,将液相质量分数引入能量守恒方程中,结合节流压降、温降模型,建立产水气井井下节流新模型。神木气田实例计算表明,采用新模型,节流工艺参数优化设计结果的配产符合率大幅提高,减少了气井因调产而重复更换节流器的作业成本,且能够提高气井携液能力,进一步延长气井稳产时间。     

利用井下节流技术防止水合物形成

井下节流技术是将节流嘴置于油管某一适当位置,使井筒压力降低,改变水合物形成条件,防止井筒水合物堵塞,同时可有效降低井口装置的压力,使井口装置更加安全可靠,使用寿命延长。为准确预测井下节流后气井井筒温度、压力分布．判断水合物形成条件,将井筒节流温压分布模型与水合物预测模型相结合,建立了气井井下节流水合物预测模型。结合油田实例．预测了气井节流后温度、压力沿井筒的分布,计算了节流后温度、压力条件下井筒内水合物的形成温度,为气井井筒水合物的防治提供了重要依据。,在气井中,利用井下节流技术能够有效地防止水合物的形成,研究成果已用于指导双家坝气田采气工程设计。     

产水气井井下节流参数优化设计新方法

传统气井井下节流计算模型应用于苏里格低渗、低压、低丰度致密砂岩气藏产水气井时,气井井下节流工艺参数计算结果存在较大误差,影响气井产量及最终采收率,携液潜能得不到充分发挥。基于能量方程建立气液混合物通过节流器的流动动态,将液相质量分数引入能量守恒方程中,结合高气液比气井井筒压力计算模型和基于井筒径向传热的温度模型及节流压降、温降模型,建立气液混合物通过嘴流新模型,并编制了含水气井井下节流工艺参数计算软件。苏里格气田苏AA井实例计算表明,新方法所设计参数与实际生产情况相匹配,气井生产平稳,且能更好地维持气井连续携液生产。     

神木气田井下节流工艺应用优化

井下节流工艺能够防止水合物生成、降低井口压力、简化地面工艺流程等,但部分气井因井筒积液、出砂导致打捞困难,气嘴直径不适等无法正常生产。通过对神木气田井下节流器打捞失败原因进行分析,给出了优化节流器选型,研发应用平衡排水式节流器和节箍座落式节流器的技术对策,并针对气嘴直径偏大、偏小问题,给出了相应的优化方法,现场应用效果良好。     

气井水合物防治技术研究与应用

针对气井因产生水合物关井给气井生产管理带来一定难度的问题,对气田水合物的生成机理及产生规律进行了研究：通过室内实验,研究了气井水化物生成的温度、压力界限和破坏水合物生成条件。设计了井下节流器,将地面气嘴移到井下产层上部油管内,通过井下油嘴节流、降温后的天然气仍可吸收地层温度,降低井筒内天然气压力,提高采出天然气的井口温度,破坏水合物的生成条件,达到防止水合物生成的目的。     

低渗透致密气藏压裂气井动态储量预测新方法——以苏里格气田为例

由于地质条件及工艺措施的影响,低渗透致密储层压裂气井的生产动态与常规气井有明显不同,存在不稳定渗流时间很长等问题,致使气井的单位压降采气量、井控动态储量、泄流面积随生产时间出现动态变化。因此在试采期间难以准确求得气井的井控动态储量和泄流面积,给气田开发方案的合理编制带来很大困难。为此,以苏里格气田为例,在准确把握低渗透压裂气井生产特征的基础上,结合现代气井动态分析方法,根据先期投产区块内多口典型气井的生产数据建立了井控动态储量预测图版,能够依据气井早期的生产数据有效预测井控储量、泄流面积随生产时间的动态变化规律,对气田的建产规模和井网加密方式具有指导作用,从而降低了测试成本,避免了资源浪费。