涩北气田气井积液判断标准的建立与应用

涩北气田气井积液的问题在逐年加剧,井筒积液致使气井产气量大幅下降,甚至造成气井停产,严重影响了气井的正常生产和气田的高效开发。准确地判断积液情况,并优选合适的排水采气工艺至关重要,为此,运用油套压差法、临界携液流量法对气井进行积液判断,并建立了积液判断标准。经过对比和验证,结果表明:与回声仪液面监测法相比,积液判断标准的积液判断符合率为92.86%;与实测压力梯度法相比,积液判断标准的积液判断符合率达到95.74%。积液判断标准判断准确可靠,且无需测试费用,在涩北气田具有良好的适用性。积液判断标准的建立可以指导适时的采取合理有效的排水采气措施,对于涩北气田稳产具有重要的意义。     

探测液面资料在苏X气田的应用

探测液面是气田动态监测中一项常规且重要的工作,目前在苏X区块主要应用压力计探测液面及回声仪探测液面两种测试方法。这两种方法对于判断油管及油套环空的积液程度及液面位置有很大应用价值,这为气田生产管理及科研工作提供可靠依据,达到科学、高效、合理开发气田的目的。     

井筒气液流动数学模型及气井积液气识别技术

针对W气田气井积液状况,长庆油田广大科技人员开展了排水采气技术研究。首先建立了相应的物理和数学模型。之后根据气井不同的积液情况,研究确定了气井临界携液流量法、井筒流体动态分析法、静流压梯度测试法和回声仪探环空液面法四种判识积液的方法。最后依据井内积液的大小,研发了泡沫排水采气技术、柱塞气举排水采气技术、速度管柱排水采气技术和抽吸排水采气技术。这些技术在现场进行了广泛的应用,效果非常明显。     

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。     

涩北气田泡沫排水采气工艺试验研究

针对气井由于携液不畅导致井筒积液而造成产量下降的问题,涩北气田开展了泡沫排水工艺现场试验研究。根据泡沫排水工艺的基本原理,结合涩北气田的地质特征及地层水矿化度高的特点,开展了泡排剂的室内研究及性能评价,并根据气井的特点进行了大量现场试验。结果表明,泡沫排水采气工艺的实施能够达到排出井筒积液、降低气井油套压差和恢复气井产量的目的。     

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。     

涩北一号气田水层测试资料初步认识

涩北一号气田已开展了多项资料求取、动态监测等方面的研究和现场试验，为气田的稳产、高效开发发挥了重要作用。如何实现涩北气田长期、稳定、高效的生产，最大限度地发挥气井的潜能，满足不断增大的下游天然气市场用气的需求，有效地提高气田最终采收率、达到较高的开发水平，现场资料测试及评价显得尤为重要。2002年配合涩北一号气田提高单井产量系统工程，对该气田分别进行了边水能量测试、高含水气井跟踪监测、气井产能测试、层(井)间干扰测试、探边测试等一系列资料求取工作。本文通过水层测试资料的分析，提出初步认识及相关建议。     

气井井筒液面位置确定的简易方法

为了减少探测气井井筒液面工作量,进而降低测试成本,提出根据井口油套管压力差异来分析、判断井筒是否存在积液,并由油套管压力差值计算井筒液面位置,以便及时采取有效排液措施,使气井持续正常生产.实例计算表明,该方法简便易行,实用有效.     

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。     

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。     

分层开采工艺在涩北气田的应用

针对涩北气田第四系疏松砂岩气藏长井段、多产层的地质特征,开展了两层、三层分层开采工艺管柱及配套的测试工艺和分层采气配产优化技术的研究,实现了该气田长井段疏松砂岩气藏防止气井出砂和达到提高气井产量的目的,形成了一项高效开发涩北气田的特色采气工艺技术。现场实施了油套分采工艺、同心集成式三层分采工艺和偏心投捞测试三层分采工艺技术共72口井,通过分采工艺技术的应用,在控压生产条件下,最大限度降低了层间跨度,有利于发挥不同气层的生产能力,极大地提高了涩北气田的单井产能。     

水源识别技术在涩北气田气井出水中的应用

出水是导致涩北气田气井产量不稳定、产量递减和天然气可采储量降低的主要因素,同时也加剧了气井的出砂。在进行水源定性分析的基础上,通过一系列的技术手段,将多种水源分析方法相结合,综合判断出水层位和出水原因。为此,建立了多因素水源识别技术模式,并运用理论模型定量计算出凝析水、层内可动水的产出特征,实现了量化界定,提高了涩北气田气井出水水源识别的准确程度,对制订涩北气田防水治水措施起到了积极作用。     

涩北一号气田井筒积液因素诊断模式

在产水气井的生产中,气井产量小于临界携液产量,则气井将发生井筒积液,影响气井的正常生产.立足于气井的采气曲线,根据油套压的变化幅度、气水产量等动态监测资料,建立了井筒积液诊断模式.涩北一号气田的149口投产气井中,91口通过多因素分析,判断井筒具有积液;68口诊断有积液但目前还在生产的气井,其产量递减较快,停躺的风险很大.     

涩北一号气田出水特征分析及排水采气技术研究

针对涩北一号气田日益严重的出水现状,从分析出水历史入手,系统的分析了涩北一号气田平面和纵向上的出水分布特征,掌握了边水推进的现状。针对涩北一号气田的出水特征及地质特征,从分析积液原因,准确计算气井临界流量出发,优选了动能因子模型作为涩北一号气田的临界流量计算模型,并优化了参数下限值;结合涩北气田的生产现状及各中排水采气工艺的适应性和经济性,优选了适合涩北一号气田的主体排水采气方式;建立了排水采气选择模式,为气井排水采气方式选择提供了一整套的分析流程,现场使用效果良好。     

数字液面监测仪的设计及应用

本仪器是一种对油井液面恢复规律进行自动监测并对测量结果进行数据处理的新型试井仪器。在液面恢复试井中,可取代各油田普遍使用的回声仪和长庆油田研制的回声仪控制仪,实现了测试全过程自动化和数字化,最后计算、打印出试井所要求的各项参数。     

靖边气田气井井筒液面探测方法应用分析

近年来,靖边气田主要采用电子压力计测试井筒压力梯度来分析确定井筒液面位置,估算井筒积液量以及判断气体临界流量,向积液气井采取合理的排水采气工艺提供科学的依据,对气井井筒排液起到了关键的作用。     

涩北气田携液临界流量计算模型优选

在前人研究的基础上,应用现场实际生产数据,以井筒积液时间为标准,对Turner模型、李闽模型以及四相流模型进行了对比分析,从中优选出涩北气田适应性较强的临界携液流量计算模型。对比分析结果表明,李闽模型的预测结果与实际情况更加吻合,应用该方法能够更为准确地确定涩北气田气井的合理排水采气时机,对涩北气田的合理开发有一定的指导意义。     

涩北气田气井动态多因素合理配产研究

涩北气田面临着岩性疏松应力敏感易出砂、气水关系复杂易出水、多层合采储量动用不均衡、边水推进不均衡、气藏压力下降井筒积液等开发技术难题。为确保气田合理高效开发,制定合理的气井产量非常关键。本文从气井的生产实际入手,以气藏均衡开发、稳气控水控砂、单井产量优化配置为目的,采用产能试井分析方法、气井生产系统节点分析方法,结合气井生产动态主控因素,兼顾气井最小携液、主动防砂原则,提出了具有产能试井资料和不具有产能试井资料的两种气井合理配产方法,建立了涩北气田科学的气井动态多因素合理配产模式。     

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。     

井下涡流排水采气技术在涩北气田的应用

气田持续开发中,随着地层压力的不断下降,气井携液能力逐渐降低,气井开始积液,影响正常生产。通过实施涡流排水采气工艺措施,降低或清除井底积液,恢复气井正常生产,对气井生产至关重要。涩北气田于2011年采用井下涡流排水采气工艺技术,通过现场应用,取得了较好的排水采气试验效果,有利于涡流排水采气工艺技术的后期推广。