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气井积液分析

1 气井积液机理依据天然气饱和含水理论[1],在较低温度下,由于气体容纳水的能力下降,水将凝析出来.在一定的温度、压力和天然气组成条件下,气井中产出的凝析液表示为qlc=gwqg,(1)式中:gw为天然气饱和含水量;qg为气井产气量.若气层中产游离水,则游离液体产量表示为qlf,则气井产出液量为ql=qlc+qlf=gwqg+qlf,(2)qlc在井底以水蒸汽形式存在.在气流向井口流动过程中,压力和温度下降,水蒸汽不断凝析成水滴,gw值逐渐减小,通常gw值将减小50%~85%,即qlc所含的水蒸汽中有50%~85%的水分在井筒中凝析为液态水.液体在井筒中存在形式主要有两种:一种是以小液滴形态存在;一种是以环油管内壁的液膜形式存在,其多存在于管柱中、上部.在已知气层温度和压力情况下,可求出天然气的密度,由密度值进一步求得连续排液的最小卸载流量,依据最小卸载流量理论,可以分析气井井底积液问题.当气井产量高于其连续排液的最小卸载流量时...  (本文共4页) 阅读全文>>

西安石油大学
西安石油大学

神木气田气井生产特点分析及技术对策研究

气井生产到不同阶段时会存在不同的生产特征,这将造成气井在不同阶段所实施的排水采气措施有效率不同。神木气田采用井下节流、井间串接的生产模式,气田产水动态分析不系统,井筒积液无法及时发现,且低产气井所占比例逐年上升,气井分类管理需动态调整,工艺措施经济效益评价缺失及气田开发未形成成套的技术规范。针对神木气田以上存在的问题,本文首先根据气井产出物测试数据,明确了神木气田产气、产水等动态特征。其次为实现气井有效的生产管理,本文基于气井动静态数据分析,应用聚类分析方法将气井划分成四类。本文通过物质平衡守则和气井二项式产能方程建立气井套压与积液关系式,并结合神木气田现场实际,修正临界携液模型,然后结合olga、pipesim等工具重点进行井筒流态分析,完善了气井积液理论。并以arps递减模型为依据进行气井产量递减规律分析,建立套压递减模型分析套压递减规律,最终预测出气井产量与套压的趋势,再结合井筒流态等研究成果将气井的生产周期划分成五个阶段...  (本文共92页) 本文目录 | 阅读全文>>

《中外能源》2019年03期
中外能源

气井积液综合诊断及风险预警技术

1前言大庆油田气井生产过程中普遍存在井筒积液问题,影响气井生产[1]。94口投产井中,出水井占35.1%。为成功实施气田的排水采气,必须进行系统的积液研究分析工作[2]。在气井积液诊断方面,井筒压力梯度测试法可以准确实现积液诊断,但受井况等多方面影响,无法大范围实施[3]。依靠常用的积液诊断理论分析方法如临界携液流量分析法[4]等,能够对气井积液状况做出判别,但整体诊断精度有限,随着大庆天然气开发进入稳产阶段,对积液诊断精度提出了更高的要求[5]。此外,在积液风险预警方面,积液气井排液时机对气井稳产产生重要影响,若排液过晚,井底长期积液,将降低气井总产量[6],降低气田采收率。现场人员一般在气井已经出现明显积液症状后才开始制定排水采气措施[7],往往错过了最佳措施介入时机。基于上述原因,本文对单一积液诊断方法进行加权组合,形成积液诊断综合方法,大幅度提高积液诊断结果与现场实际符合率。同时,提出应用数学上的预测方法,基于生产数据拟...  (本文共5页) 阅读全文>>

中国石油大学
中国石油大学

气井出水与积液动态分析研究

随着气田的开发,出水气井的数量逐渐增加,出水对生产的影响也越来越大。对于未出水气井,如何延长无水采气期对生产有着重要的意义;而对于出水气井,防治井筒积液则是开采该类气井的重要任务。针对上述问题,本文调研了气井出水的机理,包括气井出水的水源、出水规律、对生产的影响以及气井积液的防治措施等;运用拟压力的方法推导了出水气井产能方程,并与单相流气井产能方程进行对比;总结了适用于不同类型气井的井筒压力分布计算方法;在底水锥进机理以及气藏性质研究的基础上,结合以往方法,建立了合理的底水气藏出水临界产量计算模型,并对模型进行求解,分析不同产量下水锥的形状以及不同参数对出水临界产量的影响;在分析气井积液的原理和积液过程的基础上,建立出水气井积液判断预测模型,该模型可以利用临界携液流量对不同气水比气井的积液情况进行判断,而且能够对已经积液的气井进行生产动态预测,另外根据该模型的计算结果还可以进行排水采气优选管柱的设计。上述模型以及方法为气井的生产...  (本文共86页) 本文目录 | 阅读全文>>

《中国石油石化》2017年05期
中国石油石化

苏里格气田气井积液研究综述

一、苏里格气田概况(一)地质概况苏里格气田地处鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧的苏里格庙地区,行政区划属于内蒙古自治区。自开发投产起,其总勘探范围北起内蒙古自治区鄂托克后旗,东至桃利庙地区,南至陕西省安边市,西抵内蒙古自治区鄂托克前旗,苏里格气田东西距离达100km,南北距离196km,气田勘探面积4104km2。苏里格气田现为中国陆地勘探开发的一个特大型气田。现已探明地质储量约1.331012m3,累计基本探明储量约2.881012m3,下二叠统山西组山1段至中二叠统下石盒子组的盒8段为其主力产气层段。其储层以河流三角洲沉积砂体为主,沉积分布面积大,埋藏深度2900~3600m,平均深度约3300m;储层厚度80~100m,平均厚度约60m。气田地层压力总体在24.20MPa~27.80 MPa之间,且平均压力系数0.86。苏里格气田地质条件复杂,受储层物性的影响,该气藏是一个低压、低产、非均质性的砂岩岩性气藏。(二)地层概况苏里格...  (本文共2页) 阅读全文>>

西安石油大学
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双分支水平井积液分析与速度管排液研究

伴随着科技的快速进步和高速发展,增强对天然气的开采开发目前已经成为带动我国社会进步和推动全球经济发展的首要任务。其中,水平井在我国的使用很大程度的提高了天然气的采收率,其在经济技术和开采效率上都展现出了独特的优越性。然而天然气在开采过程中会不可避免的出现气井产水的现象,随着气井的持续生产产水量一直增加,一旦井筒中形成积液,就会影响气井的正常生产,降低气井采收率。因此,如何准确判断气井积液时间和积液位置对气井实施排水采气工艺措施和有效提高气井的采收率有着重要的指导意义。本文充分调研了国内外有关判断气井积液的模型和方法,对双分支水平井的直井段、斜井段和水平井段三个部分的携液规律进行讨论和分析。以理论分析和鄂尔多斯某气田双分支水平井现场生产数据相结合,优选出适用于双分支水平井积液判断的临界携液模型,并确定模型的拖拽系数K_d。根据气井实际生产数据确定气井产量递减规律,提出一套以Arps产量递减曲线与IPR曲线相结合的积液判识方法。并用...  (本文共78页) 本文目录 | 阅读全文>>