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。     

“三高”气井试井最小测压深度确定方法

“三高”气井现场测试作业过程中压力计无法接近产层中部,关井后井筒温度变化引起测点压力变化,对试井解释带来了较大的干扰。将地层渗流模型与井筒动力模型有机耦合,建立了井筒-气藏耦合的动力学模型。利用该模型研究不稳定试井压力计下入深度对试井解释结果的影响,绘制“三高”气井试井测试压力计最小下入深度图版,提出井口试井测试适应条件。研究表明,压力恢复试井最小测压深度(能反映地层真实渗流特征)主要受气井生产压差控制,其次受关井前生产产量控制;当生产压差大于10 MPa时,井口压力恢复试井即可满足试井解释条件;当生产压差小于10 MPa时,不同气井存在不同的最小测压深度,压力计只有下入最小测压深度以下,才能准确认识地层渗流特征。该方法为“三高”气井不稳定试井测试方案设计提供了参考依据。     

气井测试中井筒内流体变化对压力的影响

气井试井过程中井筒内流体在不同工作状态下分布是不一致的.在井口关井测压时,压力计距油层中部的距离、相态分异、重力分异等因素对关井压力资料会造成一定的影响.通过气井测试全过程记录井底压力的变化,分析了气井试井中井筒内流体的变化和当关井达到一定时间后压力小幅降落的原因,并了解了关井早期井底积液和液体淹没压力计的过程,此过程在双对数早期诊断图中表现为实测点偏离理论斜率线.这些认识对压力资料的分析和处理有一定指导意义.     

试井三参数组合仪在气井探液面中的应用

随着大庆油气田的不断开发，具有井筒积液的气井越来越多，而井筒积液的存在必将严重影响气井的产能。为此，研制了试井三参数组合仪，用以准确测定气井不同深度下的压力和温度，根据微差井温与压力的变化，就可准确地判断井筒积液的情况。通过近30井次的现场测试，证明该测试工艺简单，施工时间短，具有成本低、效率高的优势，不仅可准确地判断井筒积液的情况，同时为合理发挥气井产能提供基础依据。     

排水采气新工艺研究-井筒加热法

气井井筒积液问题一直是影响气井产量的不利因素。加热井筒方法是预防气井积液的一种新方法，对井筒加热，使其温度达到地层温度，可以起到防止积液的目的。文中以第一个使用加热井筒工艺的迦太基油田的Pettit组某井为例子，介绍了此种工艺的原理、设备和现场施工基本过程。使用此工艺后，井筒积液明显减少，大大的增加了气井产量。通过此次试验证明此种工艺的现场应用价值很高。     

考虑井简相态变化的凝析气井关井静压计算

目前凝析气井关井静压计算仍在沿用常规气井的方法,由于对井筒相态考虑不充分,计算精度无法满足动态分析和生产管理的需求。为此,从关井瞬间井筒相态分析出发,结合凝析气井关井压力恢复过程中井筒的压力、温度分布变化,以气液平衡计算为基础,建立了凝析气井关井压力恢复过程考虑井筒相态变化的压力计算模型,并结合具体实例对凝析气井关井压力恢复过程井筒相态变化规律及压力分布进行了研究和计算。从计算结果看,该计算方法考虑凝析气井关井压力恢复过程中的相态变化,因而井底压力的计算结果与实际情况更接近,可以解决压力计无法下入产层中部或不能正常测试的问题,有时也可以替代凝析气井关井压力恢复测试,从而节省测试所需的大量入力、物力。     

考虑井筒相态变化的凝析气井关井静压计算

目前凝析气井关井静压计算仍在沿用常规气井的方法,由于对井筒相态考虑不充分,计算精度无法满足动态分析和生产管理的需求。为此,从关井瞬间井筒相态分析出发,结合凝析气井关井压力恢复过程中井筒的压力、温度分布变化,以气液平衡计算为基础,建立了凝析气井关井压力恢复过程考虑井筒相态变化的压力计算模型,并结合具体实例对凝析气井关井压力恢复过程井筒相态变化规律及压力分布进行了研究和计算。从计算结果看,该计算方法考虑凝析气井关井压力恢复过程中的相态变化,因而井底压力的计算结果与实际情况更接近,可以解决压力计无法下入产层中部或不能正常测试的问题,有时也可以替代凝析气井关井压力恢复测试,从而节省测试所需的大量人力、物力。     

带井筒积液的气井试井分析方法

本文分析了气井的井筒积液效应对井底压力的影响，建立了带积液气井试井分析的新图版，可用来解释由井筒积液引起的异常测压资料。     

存在井筒积液气井试井问题处理方法

井筒积液对气井井底产生一个附加压力,使试井测试资料出现异常,给气井试井资料解释带来三个难题,即地层压力计算困难、压力恢复曲线异常和产能方程异常。针对这些问题的形成原因和机理进行研究,分析其影响规律,对问题的处理方法进行分析探讨,得到了应对气井井筒积液的有效方法。用典型实例进行分析,验证了方法的实用性。     

��ˮ����ѹ���ָ��Ծ��еľ�Ͳ��Һ����ͻ�ҺЧӦ

在出水气井的压力恢复试井测试和资料解释中,井筒积液这一特殊现象往往为人所忽略,对其变化规律和产生的影响也无一定的认识。本文根据现场的试井实例,研究分析出水气井关井后出现的井筒积液现象和试井曲线上产生的井筒积液效应问题。井筒积液现象及其变化规律 1.出水气井压力恢复试井中的井筒积液现象川西南矿区威83井和威95井的试井资料计算结果表明,出水气井关井后确实存在着井筒积液现象,表现为在关井早期按纯气柱计算的井底压力都明显小于井底实测压力。如威83井在关井瞬间△t=0     

多层合采气井产能指示曲线异常的原因与校正方法

多层合采气井产能试井解释过程中,产能指示曲线容易出现异常情况,有可能导致气井的产能方程和无阻流量无法求取。为了弄清上述异常的产生原因,建立了考虑储层渗流和井筒变质量流耦合的全井段计算模型,用以计算多产层气藏的产气剖面和井筒压力分布;基于对不同产量条件下的气井产气剖面与井筒压力分布特征的分析,剖析了多层合采气井产能指示曲线出现异常的根本原因,提出了校正方法并进行了实例验证。研究结果表明:(1)造成多层合采气井产能指示曲线异常的原因一方面是多层段的井筒中为变质量管流,流压梯度随井深增加逐渐变小,采用压力计所处位置以上的流压梯度折算储层中部的流压高于实际值,另一方面是由于短时关井后多产层段的压力未达到平衡,使测得的静压高于长时间关井各层压力平衡后的静压;(2)多层合采气井产能试井解释的流压宜采用储层顶部以上200 m以内位置处压力计所测得的压力进行折算,并且需采用井筒压力平衡后的静压值;(3)算例和实例均验证了所建模型的可靠性、异常原因分析的合理性和校正方法的正确性。结论认为,该研究成果为多层合采气井的产能评价提供了技术支撑。     

高温高压气井关井期间井底压力计算方法

常规的井底压力预测方法认为,气井关井后压力恢复初期井口测压受到井筒储集效应影响,后期受温度降低引起的续流影响,并且在压力恢复期间井筒中不存在流体的流动。但是,新疆克拉2气田部分高温高压气井的实测结果表明,关井后测得的井口压力恢复曲线总体呈下降趋势,与常规方法所计算的压力曲线并不一致。对高温高压气井关井后的井筒温度特征、井筒续流特征和井筒流体参数变化特征进行了分析,认为,关井期间井口(底)压力同时受到井筒储集效应和温度变化的影响,并且在压力恢复过程中井筒内一直存在续流流动,需要进行流动气柱压力计算。为此,综合考虑井筒续流、井筒温度及井筒流体参数的变化特征,基于井筒压力恢复原理,建立了关井期间的井底压力计算模型,并对该模型进行了实例计算验证。实例验证表明,该模型计算出的压力恢复曲线正常,可用于产能试井解释。      

Study of Fluid Phase Behavior and Pressure Calculation Methods of a Condensate Gas Well

To date, researchers are still using the method used for conventional gas wells to calculate the wellbore flowing pressure of condensate gas wells, while the calculating accuracy cannot meet the demands of performance analysis and production management. From the analysis of wellbore phase behavior transition in the production process, combined with wellbore temperature distribution change, the pressure calculation model is established based on gas-liquid equilibrium calculation and solved with the four-point implicit difference scheme. The calculated result agrees well with the actual situation and can solve the problem that the pressure gauge could neither be put in the middle part of layer nor operate normally, in order to save a great deal of manpower and material resources.     

变流量试井在普光气田储层动态评价中的应用

气井测试对认识气藏地层参数、预测气井产能、评价生产状况具有十分重要的意义。但对于高酸气田气井关井后,由于不同组分密度的差异,导致重组分如硫化氢、二氧化碳以及多硫化物在重力、浮力、阻力、化学势的变化及热扩散作用下向下沉降,从而出现组分分离,由于井筒残酸、井筒储集效应、管内摩阻、温度变化、水击作用以及关井前产量等因素影响,可能导致酸性气藏储层伤害。同时,在实际工作中,由于测试影响产量与生产,因井斜大、油套变形等井况原因,电子压力计不能下至井底,导致气井测试难以开展。为了寻找另一种试井途径来弥补其不足,从不稳定渗流理论出发,提出了变流量不关井压力恢复试井方法。实际应用效果分析表明,该方法可行、有效,基本能达到关井压力恢复试井等效的结果。     

井筒中天然气水合物生成条件预测及应用

天然气水合物生成条件的预测方法主要有经验公式法、相平衡法及统计热力学法。其中相平衡法不适用非烃含量较高的气田(松辽盆地腰英台气田CO₂含量达22%,此法不适用);统计热力学法涉及参数较多,不便于实际应用。该文首先探讨了气井井筒压力温度的计算方法及地层热力学参数的选取,在此基础上以腰英台气田YS1井实测数据为例,采用2种经验公式法计算了井筒中水合物生成的压力温度条件。根据井筒中不同深度的压力温度分布及形成水合物的压力温度条件,可预测不同流量下井筒是否会形成水合物,从而在生产时必须确定一个最低流量值;在新井测试时,可根据不同产量和井口压力温度预测井筒是否会形成水合物,从而能预先制定测试方案和措施,避免因水合物形成冰堵影响气井的测试。      

致密气藏压裂水平井温度剖面影响因素分析

由于缺少水平井温度剖面预测模型,且影响温度剖面的主导因素不明确,导致根据分布式光纤温度测试数据反演解释致密气藏压裂水平井产出剖面十分困难。为此,建立了考虑多种微量热效应和裂缝系统传热的致密气藏压裂水平井温度剖面耦合预测模型,模拟分析致密气藏压裂水平井储层温度分布和井筒温度剖面特征,并采用正交实验分析和定量实验分析方法评价不同影响因素对温度剖面的影响程度。研究表明:各因素对致密气藏压裂水平井温度剖面的影响程度由大至小依次为裂缝半长、单井日产气量、储层渗透率、井筒直径、裂缝导流能力、水平段井筒倾角、储层总导热系数;主导因素为裂缝半长、单井日产气量和储层渗透率。温度模型的建立和温度剖面主导因素的确定为致密气藏压裂水平井产出剖面、裂缝参数等定量解释奠定了理论基础。     

多参数测试分析新技术在连续气举井中的应用

为正确估价连续气举井的举升效果,搞清井筒流体流态,提高油井的管理水平,运用多参数测试分析新技术,即利用高精度电子压力计可同时采集测试井的压力,温度数据,根据测试要求按任意时间间隔取点,测试曲线可任意组合,再结合录取的地面资料,及时,准确地分析气举采油井的工作状况,经多井次现场对比分析,说明该技术准确性高,直观适用,为气举采油工艺开拓了新的测试途径,扩大了测试资料的应用范围。     

井筒内流体变化对压力恢复资料的影响与修复处理

油水同出的测试井进行关井压力恢复测试时,早期井筒内油气水因相态分异,会形成油水界面和油气界面,且会出现界面不断上移的现象,对饱和油藏,关井后期又会出现界面下移的现象。当测试压力计离油层中部较远时,在界面上行至淹没压力计的过程中,测点压力的恢复速度小于油层中部地层压力恢复速度;在界面下移至低于压力计停点位置的过程中,测点压力的恢复速度大于实际地层压力恢复速度。在测点压力与地层压力恢复不同步的这段时间,实测压力将出现异常。这种异常波动,影响压力资料的准确性,增加了对资料处理的难度,影响程度严重时,还会导致压力资料不能使用。出现此类压力恢复资料后,可以对实测异常压力进行修复处理,尽量消除井筒内流体界面上行和下移对地层压力资料造成的影响,从而提高测试资料质量和解释精度,变无用资料为有用资料。     

注CO2井筒温度和压力分布模型研究及现场应用

为了解释红河油田注 CO₂现场试验中出现的气窜问题,准确优化现场试验中 CO₂注入压力,利用传 热学理论,通过分析井筒传热过程,建立起注 CO₂井筒温度和压力分布的耦合模型,并结合实际注入参 数,对红河油田注 CO₂井筒温度和压力分布进行了研究,此外也解释了现场试验中出现的气窜问题。 结 果表明,在注入井实际注入参数下,井筒温度随着井筒深度的增加而增大,但始终低于地层原始温度;井 筒压力随着井筒深度的增加呈近似线性增加;井口注入压力过大致使井底压力大于地层破裂压力,这是 导致发生气窜现象的根本原因。 模型理论计算结果与现场分析结果相吻合,表明该模型对于实际生产具 有一定的指导意义。     

海洋凝析气井关井井筒温度与压力的计算

凝析气井关井井筒温度分布模型属于非稳态传热问题,在压力恢复关井测试中,井筒温度分布对井底压力起着重要影响。考虑流体相变和海水段传热的影响,建立了海洋凝析气井井筒气体瞬变流动的非稳态传热温度、压力耦合的数学模型,采用解析解和数值解相结合的求解方法,实际计算时先将井筒分为若干微元段,求出该段温度,然后通过非稳态传热温度、压力耦合的分布模型再计算得到该段压力,再依次计算下一微元段的温度和压力,直到计算到井底。通过对海上某气田实例气井关井过程温度、压力分布的计算,结果表明所建立的模型能有效地对压力恢复测试过程中气井井口压力进行校正。