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。     

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。     

天然气井井下节流技术在长庆气田的应用

针对长庆气田高压集气管线运行中堵塞严重等问题，开展了天然气井井下节流工艺技术的研究，在大量研究和中间模拟试验的基础上，进行了10口井17井次现场试验，达到了井下节流的目的，取得了显著的经济效益和社会效益。     

产液水平气井井下节流工艺参数优化及应用

东胜气田现用井下节流工艺参数设计方法仅适用于气体计算,没有考虑含水对节流压差的影响,导致产液水平井采用井下节流工艺后节流器气嘴直径设计出现较大偏差,影响了产液水平井的连续稳定生产。鉴于此,通过引入滑脱因子K表征气液两相间滑脱效应,优化了气液两相嘴流压降模型,建立了产液水平井井下节流工艺参数优化方法。评价表明,新方法预测节流器入口压力与实测值非常接近,误差为6.23%,满足工程设计精度要求。现场应用结果表明:对于单井产液量低于5 m~3/d的水平井,井口压力控制在3 MPa左右,优化节流器嘴径和下深后,气井在井下节流+增压外输条件下防堵和排液效果明显改善,有效降低了气井临界携液流量,提高了气体举液能力,生产时率达99.2%,实现了产液水平井不注醇清洁开发。研究结果可为产液水平井井下节流工艺的现场应用提供参考。     

井下节流气井泡沫排水采气机理研究

通过在室内采用透明玻璃管建立模拟井下节流实验装置,进行多组常规低压实验,观察泡沫通过节流嘴时的现象,分析节流井泡沫排水机理.发现泡沫通过节流嘴时,会出现堆积、破泡、桥堵以及二次成泡几个过程,同时测定模拟节流井实验泡沫的含水率和携液率,对井下节流气井泡沫排水采气研究具有参考价值.     

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。     

气井井下节流系统分析及应用

对于高压气井，通过井下节流能够达到降低地面管线压力、防止水合物生成、取消地面保温装置、减少注醇量、提高气井携液能力的目的。通过节点分析方法，考虑井下节流节点，对井下气嘴进行优化，同时对井下与地面气嘴节流的相关性进行分析。苏丹地区实践验证表明，井下气嘴对于控制地面压力温度有重要作用。     

高气液比气井井下节流携液分析

针对井下节流是否有利于携液这一热点问题,以高气液比井下节流气井为研究对象,建立了以油嘴为函数节点的井下节流气井井筒压力温度数学模型,并引入李闽教授提出的椭球体携液临界气量模型来定量分析其携液能力,耦合得到了井下节流气井携液临界气量剖面。实例分析表明：井下节流气井携液临界气量呈典型3 段分布,可能存在3 个极大值,应取其最大值配产。产层至节流油嘴上游的临界气量明显大于节流下游至井口的值,表明节流后在较小的气量下就可携液生产,利于携液,而节流油嘴处存在一临界气量极大值,说明气体通过油嘴形成高速射流,与周围流速差增大,携液所需气量增加,不利于携液。     

高压气井井下节流工艺

针对塔河油田高压气井生产过程中井口天然气水合物冻堵现象,考虑天然气水合物生成因素和井下节流工艺特点,研制了坐放式井下气嘴。简要介绍了这种井下气嘴的结构组成和技术参数,举例说明了其现场应用情况,指出使用这种气嘴可控制高压气井产量、井口压力和井口温度,有效预防天然气水合物生成,有效防止井口冻堵。     

井下节流技术在靖边气田的应用

靖边气田采用多井集中高压集气工艺,由于部分气井压力较高,油管及采气管线水合物堵塞频繁,加热炉负荷大、节流后温度低导致脱水系统运行不正常。本文通过对部分气井应用井下节流技术,解决了气井采气管线水合物的频繁堵塞及设备运行不正常的问题,减少了水合物防冻剂的加注,保证了气井的正常生产,降低了生产运行成本。     

榆林气田南区套损气井治理研究及应用

随着长庆油田榆林气田南区的不断开发,套损问题也日益突出。榆林气田南区套损现象主要以井口套管头处微漏和井下管柱的腐蚀为主。因此,本文针对榆林气田气井井筒在多相流环境中腐蚀的因素分析,确定了榆林气田南区CO2及矿化水对气井井筒腐蚀的协同作用规律、影响机理,并且有针对性的提出套损防护的方法及套损的治理技术,通过分析国内外套损形成机理、套损检测技术和治理方法,开发适合榆林气田特点的套损综合治理方案和实施工艺。     

启动压力梯度对神木气田井位部署的影响

致密气藏的井位部署中,井网密度太小,虽然能完全控制储量,但开发效益不一定很好。本研究应用气体的启动压力梯度规律,根据神木气田实际气藏条件,计算出单井的最大泄气范围,即计算出合理井距,为科学指导神木气田部署井位奠定基础。     

神木气田开发地质效果评价

神木气田2011年进行试采评价,2012年开始大规模开发,经过5年的产建开发,产能规模已达到24.9×108m3/a。本文通过对双A井区、双B井区、米A井区钻遇效果、试采效果进行分析评价,同时优选有利储层富集区,为气田开发调整,优化开发效果奠定基础,同时也为气田开发管理积累经验。     

靖边气田应用井下气液分离同井回注可行性分析

为解决靖边气田开发后期气井产液量大、地面气液分离困难、分离处理成本增加等问题,分析靖边气田浅层气井水淹特征,讨论井下气液分离及同井回注技术工艺、技术优势,结合靖边气井特点总结应用该技术的关键技术及存在问题.结果表明,在靖边气田满足产水率≥85%、具有适合注水层位、固井质量较好、非油气水同产、直井或倾角不大的斜井等技术条件的气井,能够应用井下气液分离及同井回注技术,减少地面设施、减少对环境的污染和降低生产成本.为靖边气田浅层气田的高效开采提供了有效的技术支撑.     

小直径管排水采气技术在靖边气田的应用

针对靖边气田低压低产气井携液能力差、井底易产生积液影响正常生产的现状,通过对小直径管排水采气工艺技术攻关研究,研制了国内首台类似连续油管的橇装式排水采气装置及配套工具,并进行了现场应用,为有效解决低压低产气井排水采气难题创造了条件。     

苏里格气田气井废弃条件研究

苏里格气田是典型的低渗透气田,要准确计算其采收率和可采储量,必需确定气井的废弃条件。考虑产能方程系数在开采过程中的变化,推导出计算气井任意时刻的二项式系数计算公式,由此可得到气井废弃时的稳定二项式方程。以经济评价结合地面工程论证,确定气井废弃产量和废弃井口流压,进而根据垂直管流法计算气井废弃井底流压,最终求得较可靠的废弃地层压力。     

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。     

神木气田多层系致密气藏有利区优选

神木气田多层系致密气藏以"纵向发育多套含气层系,储层致密、单层产量低"为主要特征,科学、准确地优选有利区是实现这类气藏有效开发的重要保障。综合指数法综合考虑了储层岩性、物性、气层厚度及生产动态等多种因素,归一化处理后,通过与产量的线性相关系数对各影响因素赋予不同权重,得到单层的综合指数。在此基础上,结合各层产气量的贡献率大小,将各单层的综合指数加权求和,最后通过经济评价确定其界限,进而预测有利区。该技术在神木气田产能建设中得到了有效应用。     

神木气田双3区块气井产量递减规律

神木气田属于典型的致密气藏,目前处于投产初期阶段,生产动态资料有限,分析气井产量递减规律及配产合理性存在一定的困难。从Arps的基本递减规律出发,分析了指数、双曲、调和3种产量递减方式,研究认为,神木气田气井符合双曲递减,且气井递减率并非恒定不变,符合衰减式递减规律。在此基础上,建立了衰减递减方程并推导出产量预测模型,结合气井生产动态资料,不断修正模型参数,提高了模型预测精度。通过对神木气田双3区块4口典型气井生产动态实例应用,表明该分析方法准确、可靠、简单、实用,对国内外同类型气藏产量递减分析具有指导性作用。