页岩气井排采携液能力分析新方法

页岩气井排采过程中井筒呈气液多相管流特征,井筒多相管流分析是正确认识气井气液流动规律、制定合理工作制度、开展气井生产动态分析以及选择人工举升工艺的前提,如何选择准确可靠的多相管流模型进行计算分析尤为重要。因此,通过对川南地区40余口页岩气井井筒压力测试数据分析,优选出适合该地区页岩气井井筒多相管流计算模型;基于多相管流模型绘制油管流出特性曲线,结合节点系统分析原理,建立了一种新型的井筒气液多相管流临界携液气量确定方法。结果表明:①在井斜角小于等于45°的井段应采用H-BR管流计算模型,在大斜度(井斜角大于45°)井段应采用B-BR管流计算模型,并在有测试压力温度分布情况下,按测试结果选择合适的管流压降计算方法;②该井筒气液多相管流临界携液气量确定方法克服了判断气井积液通常采用Turner、Coleman等模型在高液气比条件下误差较大的应用局限性,可有效进行气井井筒携液能力分析及生产预警且节约了井筒测试成本。     

气井井筒携液模型研究与应用

在气井生产过程中,当气井的产气量小于气井井筒携液的临界产量时,液体就会在井底聚集,从而增加对气层的回压,尤其在低压井中,井筒积液易造成气井停产。20世纪以来,气井临界携液模型有很多,常用的Turner模型、Minli模型,但是都忽略了在气井生产过程中,液体在井筒中所受到的上下表面的压差力。在考虑了液体在井筒中所受到上下表面压差力的基础上,提出了一个新的井筒临界携液模型。从理论上看,该模型计算的最小携液速度和产量比Turner模型、Minli模型计算的要小很多,同时结合实例分析可知运用新模型计算的井筒积液时间更符合于实际生产积液时间,也验证了模型的可行性,从而能更好地指导气田开发。     

苏里格气田小直径油管排水采气试验及效果分析

苏里格气田属于低压低产气藏,气井生产中后期,因井底压力和产气量低,气井携液能力差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井的正常生产,部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力,依据管柱优选理论,结合苏里格气田井筒实际情况,优选适合该气田的小直径油管作为生产管柱,在原φ73mm油管内下入φ38.1mm连续油管。采用小直径油管生产后,产气量产水量均明显增加,取得了较好的排水采气效果。     

苏里格气田连续油管排水采气试验及分析

苏里格气田属低压低产气藏,气井生产中后期,因井底压力和产气量低,气井携液能力差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井的正常生产,部分气井甚至出现积液停产现象。为了提高气井携液能力,依据管柱优选理论,结合苏里格气田井筒实际情况,优选了适合该气田的连续油管作为生产管柱。在原φ73.0 mm油管内下入φ38.1 mm连续油管,下入深度3 330 m,采用连续油管生产后,产气量产水量均明显增加,取得了较好的排水效果。     

大牛地低渗气田气井携液气量低的原因分析

气井积液对气井产能有影响。预测气井临界携液气流量的理论有Turner模型(系数6.5)、Coleman模型(系数5.5)、杨川东模型(系数大于6.5)、椭球模型(系数2.5)和球帽模型(系数2.25)等,各模型计算结果相差较大。我国渗透性较好的川南气田对前三个模型应用较多,但渗透性较差的大牛地、苏里格、靖边、涩北、川西等气田,则对椭球模型和球帽模型应用较多。对高、低渗气田临界携液气量存在差异的原因目前缺乏合理的解释,导致对气井携液及积液规律认识不准确。以大牛地气田为例,从井筒流型、流压梯度分布分析了低渗气田气井临界携液气流量分布范围,并与现有的连续携液模型进行比较,说明低渗气田临界携液气量的特点。同时从井筒积液对地层气相渗流率、气井产能及生产数据曲线波动特征的影响揭示了低渗气田连续携液临界气量低的原因。有助于提高对低渗气藏气井的携液规律的认识,对优化低渗气田气井的工作制度和提高气井生产管理水平有重要的参考意义。     

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。     

富含凝析水、元素硫气井生产动态预测方法

在稳态条件下推导了考虑油、气、水三相流动区及油、气、水、硫四相相态变化影响的气井流入动态模型,建立了气井井筒动态预测模型、井筒携固模型、井筒携液模型.结合地层流入、井筒流出、井筒携液、井筒携固等模型.提出了更为综合、全面的气井生产动态预测方法,并进行了实例计算,结果表明,该方法能更好地进行考虑凝析水、元素硫多相流体复杂相态变化影响的气井生产系统敏感参数分析,指导该类气井实现最优化生产,具有理论和实际意义.     

靖边气田上古丛式井管柱优选

随着靖边气田上古丛式井压力下降,部分气井带液困难,气井原有的携液增压生产制度无法保证气井的正常生产,造成产量降低,甚至积液停产。现有排水采气方式主要采取打捞井下节流器后进行井口排液复产方式,复活后继续增压生产,该方式可以短期内保证气井正常生产,一段时间后气井携液能力下降,容易造成井筒再次积液。通过管柱优选能够增加气流流速,充分利用气井自身能量,长期保证气井连续携液生产。     

优选管柱排水采气工艺技术在靖边气田的应用分析

气田开发进入中后期,气并不能建立压力、产量、气水比相对稳定的带水采气制度,需要采取助排措施生产。靖边气田采取了多种措施保证气井连续稳定带液生产,并不断试验新工艺新技术,力求为气田稳产提供技术保障。本文提出优选管柱技术,通过临界携液流量计算分析、井筒压力损失计算分析、冲蚀流量计算分析三方面的计算研究,建立管柱优选方法,并对靖边气田×_1井的实际应用进行了效果评价,对优选管柱技术在靖边气田的应用前景进行了展望,为靖边气田携液困难井的助排措施提供新的思路。     

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。     

连续油管速度管柱排水采气技术研究及应用

针对苏里格气田低压水平气井携液能力差,井筒出现积液,原有生产管柱不能满足生产需求等问题,研究了水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案。首先分析了水平井临界携液流速理论模型,利用该模型优选出Φ38.1 mm的连续油管作为速度管柱。然后详述了连续油管速度管柱排水采气技术方案,最后在苏76-2-20H井进行现场应用,应用结果表明,水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案降低了气井的临界携液流速,提高了气井的携液能力,气井油套平均压差减小1.82 MPa,可有效地排出井筒积液,实现了低压水平气井的连续携液增产稳产,起到了较好的应用效果。     

苏里格气田水平井临界携液产量分析

水平井开发技术作为提高采收率的重要手段,在苏里格气田逐渐进行规模实施。在气藏水平井的生产过程中,当气体不能将产出的液体连续携带出井口时,水平井井筒中将产生积液,积液将增加对气层的回压,严重限制气井的产能,甚至会造成气井“水淹”,影响气井的正常生产。在直井连续携液模型研究的基础上,采用角度相关李闽连续携液理论,确定了苏里格气田水平井临界携液产量,结合苏里格气田水平井的单井生产动态,验证了该方法在苏里格气田水平井临界携液产量计算上的适用性和准确性,对鄂尔多斯盆地苏里格气田水平井的生产具有重要指导意义。     

川中充西须四段气藏气井单井开采特征及开采对策研究

针对川中地区充西气田须四气藏在开发过程中产水严重的问题，应用Dupuit临界产量模型，获取了一系列保证产水气井地层岩石不发生速敏效应、井筒不积液的优化产量，由此制定出产水气井合理工作制度，以尽量延长无水采气期。同时，还利用气井排液临界流量数学模型，计算气水同产期气井不同井口压力条件下的携液临界流量，从而确保实际产气量大于携液临界流量，充分利用地层能量带出液体。研究分析结果表明：①为维持气井正常生产，初步优选出优选管柱为须四气藏产水气井的排水采气工艺技术；②随着地层能量的进一步的衰竭，气井生产后期应用复合排水技术提高气藏采收率。     

普光高含硫气井生产管柱合理管径优选

普光气田高含硫气井在生产过程中会出现硫沉积、冲蚀、积液和形成水合物等问题,如果生产管柱管径合理可以延缓或避免出现这些问题。为此,针对普光气田高含硫气井的生产特点,以现有生产管柱优选方法为基础,通过分析高含硫气井临界携硫颗粒流量、临界携液流量、冲蚀流量和井口水合物生成条件,确定不同尺寸油管的合适产气量范围,再结合气井配产和井筒压力损失,优选出高含硫气井生产管柱的合理管径。利用该方法,对普光气田的高含硫气井P井进行了计算分析,结果表明,在当前生产管柱管径下,P井产气量大于冲蚀流量,井筒会发生冲蚀,为保护生产管柱,延长修井周期,将该井的产气量调整到当前生产管柱管径的合适产气量范围内,调整后该井生产稳定。采用该方法不但可以优选生产管柱管径,而且可以在现有生产管柱情况下,将产气量调整到当前生产管柱的合适产气量范围内。      

临界携液模型在沙坪场气田的应用

在气井临界携液流量计算中,Turner模型计算结果偏高,应采用修正模型计算。沙坪场气田天东82、天东29井曾经因为产量低于临界携液流量而产生井底积液,根据两口井的生产数据计算得到模型中的修正系数α=0.66。将修正模型成功试用于天东91井的临界携液流量计算后,应用该模型对沙坪场气田所有气井进行了井口、井底临界携液流量分析,并得出结论:在相同管柱内径下,高压气井最大临界携液流量易出现在井口,而低压气井最大临界携液流量易出现在井底。     

页岩气水平井排水采气工艺应用探讨

水平井是实现气藏高效开发的关键技术,应用效果良好。但是随着气藏的持续开发,部分水平井出现产量、压力双递减的情况,表现出不同程度井筒积液特征,而受限于水平井特殊井身结构,水平段的积液对气井开采影响更大,严重制约了气井的平穗生产。首先对水平井排水采气工艺进行了调研,分析了各种排水采气工艺的适应性,结合建南气田水平井成熟的排采工艺技术,对涪陵页岩气排水采气工艺的选择进行了探讨,初步提出以优选管柱、泡沫排水采气工艺为主,邻井高压气举、电潜泵排水采气及组合工艺为辅的排采思路,为提高气井排液德产效果提供一定的借鉴意义。     

用白庙气田气井资料对携液模型进行对比分析

当前用于计算气井携液临界流量的著名的模型有Turner、Coleman、Nosseir和李闽携液模型.在确定气井携液的临界流量中,前三种模型的计算结果相差不大,而李闽模型计算值仅有Turner临界流量的38%.用白庙气田气井资料对Turner和李闽携液模型进行了比较研究,结果表明,用后者确定的气井携液的临界流量更准确.     

海上产水气井速度管柱排采工艺改进与实践

东海气井普遍产水,易发生井筒积液,导致气井产量降低甚至停产,需要实施排水采气措施以提高采收率。速度管柱技术作为一种有效的排采工艺,已在陆地气田广泛应用。但受限于常规方法误差大和井下安全阀安全管理要求高等,其在国内海上气田尚未得到应用。通过优选定向井井筒携液计算模型、井筒压降分析及产量预测,建立了速度管柱管径优选方法;应用2级悬挂方法及配套工具,在保证井下安全阀正常工作的同时,实现连续管速度管柱全井筒悬挂;创新性实践不压井作业方法,有效避免了压井储层伤害。该工艺已在东海A气井成功实施,排采增产效果显著。     

不同产能气井携液能力的定量分析

在老气田的生产开发过程中,井筒积液是一个非常严重的问题。为了保证气井不产生积液,国内外很多学者对气井的最小携液流量都进行了研究,建立了一系列的数学模型,但对气井产量大于临界流量时其液体能否被携带至地面的问题尚未深入探讨。为此,在井筒积液水力学分析的基础上,运用多相流理论,从垂直管柱内环雾流的动量方程出发,建立了气井最大携液量计算的数学模型,并利用VB软件实现了对该模型的求解。分析和计算结果表明：在气井产量大于最小临界携液流量的条件下,不是所有的液体都能够被携带至井口,而是存在一个最大的临界携液量。该临界携液量随着井口压力的减小而增大,随着管径的增大而减小。因此,应用气井临界携液量资料可以分析井筒积液,从而确定气井实施排水采气工艺的时机。这对于气井的稳定生产具有重要的支撑和指导作用。     

靖边气田气井合理生产压差及对策研究

气田生产过程中生产压差的确定是气井生产的关键性因素。通过对气井的建立产能方程、分析采气指示曲线及研究气井生产压差与临界携液流量之间的关系可知:气井的合理生产压差应防地层突变,井筒工况良好满足井筒气流携液能力,以渗流产生较小的非达西效应为最佳。因此,气井根据其生产条件不同,则应该具有不同的合理生产压差。通过对靖边气田15口井的生产数据的计算和分析,得出该地区一类气井、二类气井和三类气井的合理生产压差分别应该控制在1.5 MPa、4 MPa和8 MPa以内。