井下油嘴在深层高压凝析气井中的研究与应用

气井在开采过程中易在井筒、节流处及地面集输管线内形成天然气水合物,堵塞气井的生产通道,影响气井的正常生产。井下油嘴将气井地面节流转移至井下节流,使天然气的节流、降压、膨胀和吸热过程发生在井筒内,防止天然气水合物的形成。通过分析水合物生成的影响因素,研究井下油嘴的合理下入深度和油嘴直径,形成了凝析气井井下油嘴设计技术。并通过改进井下油嘴的密封材料和工具结构,提高了其稳定性和耐压差能力,克服了深层凝析气井含液量高、压差大的难题,并在凝析气田成功推广应用6井次,取得了良好的效果和经济效益。      

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。     

气井气水两相节流实验研究及模型评价

为了提高有水气井井下节流工艺技术水平,在930 m模拟实验井上,配套了两相嘴流测试装置,开展了气水两相嘴流实验研究,对气液两相嘴流现象及特点进行了观察和分析.获得30多组较宽范围的实验数据,在其基础上对机理模型、Gilbert三参数类型、Gilbert四参数类型、Omana类型共16个气液两相节流嘴流模型进行了综合评价.经对比分析,对于有水气井井下节流参数嘴径设计,临界流条件下推荐使用Elibaly发展的Gilbert类型三参数关系式,亚临界流条件下推荐使用Sachdeva模型.     

神木气田产液气井节流气嘴直径优化研究

神木气田应用井下节流、中低压集气模式,采用多层系开采,气井具有普遍产水的特点,目前计算节流器气嘴直径用的是纯气相条件下的计算公式,而液体通过气嘴时使气体有效过流面积减小,会造成实际产量比理论产量偏小,容易造成井筒积液无法排出。通过井下节流多相流模拟试验装置,模拟单相临界状态下,定气嘴直径d和节流嘴上游P1时出口气量Q;在P1不变条件下,加入不同比例的水进行测试,每组通过更换大直径气嘴,使出口气量达到初期给定气量Q,得出不同液气比条件下气嘴直径;最后对不同液量过节流气嘴需放大的气嘴直径比例进行拟合,并结合纯气相节流气嘴直径计算公式,优化出不同生产液气比条件下气嘴直径;通过现场分析评价,应用效果良好,解决了产液气井节流气嘴直径计算偏小问题。     

井下节流泡沫排水采气机理室内研究

井下节流技术可充分利用地层热能有效防止井筒水合物堵塞,不仅降低了生产成本,同时也提高了生产安全系数。然而,采用井下节流工艺的产水气井实施泡沫排水采气工艺的效果普遍差于常规气井。在此,主要通过可视化井下节流模型进行了多组试验,观察了泡沫通过节流器时的现象,并对节流井泡沫排水规律进行了分析。研究发现,泡沫通过油嘴时会产生泡沫堆积、桥堵、破裂以及适当条件下二次起泡等现象,且节流后油嘴上下游起泡能力、含水率以及携液能力呈一定的变化趋势。该研究对井下节流泡沫排水采气工艺的实施具有一定的参考价值。     

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。     

东胜气田井下节流参数优化方法及其应用

鄂尔多斯盆地东胜气田普遍产水,井口温度低,气井井筒和地面管线容易产生水合物发生堵塞,采用井下节流技术可实现有效防堵。但是,现用井下节流工艺参数设计方法仅适用于单相气体的计算,没有考虑含水对节流压差的影响,导致节流器气嘴直径设计出现较大偏差,影响了产液气井的连续稳定生产。通过引入滑脱因子表征气液两相间滑脱效应,根据力平衡原理建立气液两相嘴流耦合模型,提出井下节流气井井筒参数动态预测方法。该方法评价表明,针对实施井下节流工艺的产液气井,新方法计算的井口油压、井口温度与实际值较吻合,基本满足工程设计精度要求。现场应用表明,优化井下节流工艺参数后,能够有效防治气井中水合物的生成,实现水合物抑制剂"零注入"和井筒及管线"零堵塞",还能有效降低气井临界携液气流量,提升气井的举液能力,改善排液效果,实现气井的连续清洁生产。     

井下节流防治气井水合物技术研究与应用

通过对中浅层气田水合物生成机理及产生规律的研究与实验,得出了气井水合物生成的温度、压力界限;利用气井水合物生成规律得出了水合物在井筒中生成的界限.研究设计了井下节流防治气井水合物工艺,并通过井下油嘴节流、降低井筒内天然气压力及破坏水合物的生成条件达到防止水合物生成的目的.在研究过程中,推导出气嘴的最小下入深度、最佳嘴径关系式并用于井下节流工艺参数的计算、优化,现场应用效果较好.     

气井水合物防治技术研究与应用

针对气井因产生水合物关井给气井生产管理带来一定难度的问题,对气田水合物的生成机理及产生规律进行了研究：通过室内实验,研究了气井水化物生成的温度、压力界限和破坏水合物生成条件。设计了井下节流器,将地面气嘴移到井下产层上部油管内,通过井下油嘴节流、降温后的天然气仍可吸收地层温度,降低井筒内天然气压力,提高采出天然气的井口温度,破坏水合物的生成条件,达到防止水合物生成的目的。     

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。     

产水气藏气液两相管流动态规律研究

由于气液两相流流型的多变性和流动机理的复杂性,需要建立适用于任何流动条件的压降模型。目前工程常用的两相流压降模型主要是基于圆管流动实验数据得到的,其适用条件均具有一定的局限性。对于含水气井,其气水比一般比油井高得多,而且水和油物性差异大,气水两相流液体滑脱严重。现有的两相流压降模型用于气井压降预测时误差较大。因此对其进行了修正,给出了修正曲线。依据气水两相流实验,深入研究了气水两相上升流流动机理及特性参数变化规律,在现有气液两相流压降模型基础上探讨了适用于产水气井的H-B修正模型,应用现场资料对该模型进行的评价和验证表明,提高了预测产水气井压降分布的准确性,更符合实际情况。     

水驱疏松砂岩气藏高效开发优化分析

在系统分析的基础上,提出了水驱疏松砂岩气藏新的开发优化模式。利用气水两相渗流模型、气井井筒两相管流方程、节流模型等成熟的理论方法,以地层到井底、井下气嘴、井筒、地面气嘴及地面管线等的压力降为联系,采用启发式算法或模拟退火算法等方法求解。与传统的局部、短时最优生产模式相比,该模式可以实现气藏整个系统最优化。该模式有利于减小对气藏的伤害,制定合理的气井工作制度,实现气藏高产、稳产。     

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本文在研究井下油嘴节流机理的基础上,导出了油嘴最小下入深度关系式和气、液二相节流模型,将其应用于四川气田和胜利油田的8口气井的井下节流设计、计算、获得了较好的效果。     

低渗透高含水砂岩气藏产能评价

针对目前低渗透气藏气水同产井产能评价时遇到的问题,依据渗流力学中气水两相不稳定渗流的基本方程,采用气藏工程方法和改进的修正等时试井方法及热力学原理,并考虑井下油嘴节流及气体高速非达西和滑脱效应的影响,提出了低渗透高含水气藏的产能评价方法。该方法在理论推导的基础上,对气水两相广义拟压力和修正等时试井方法进行了改进,最后结合井下油嘴节流原理和气体通过油嘴时的滑脱效应方程,利用热力学方法和数值分析方法,求出气水同产井的产气能力及最大携液流量。根据模拟井数据,分别用传统产能评价方法和上述方法进行了计算,计算结果表明：传统方法的计算值偏高,而上方法的计算结果比较符合实际。这为低渗透高含水气藏下入井下节流器的气井的产能评价提供了新的思路。     

苏里格气田井下节流器工艺参数确定

根据苏里格气田储层特征及气井生产动态将气井分为三类。通过分析三类气井井筒压力、温度及水合物生成条件,确定了苏里格气田气井井下节流器工艺参数的范围,有助于系统管理及高效维修气井井下节流器,进而保证了气井安全、平稳生产。     

基于气水相对渗透率曲线的产水气井开采效果评价——以苏里格气田致密砂岩气藏为例

如何定量评价不同产水量对气井开采效果的影响程度,一直是业内期待解决的问题。为此,依据气水两相渗流理论,在深入对比研究的基础上,提出了利用气水相对渗透率曲线定量评价产水气井开采效果的新方法,从而实现了对产水气井产能、产量、最终累计采气量和采收率的定量评价。进而以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密强非均质性砂岩气藏为例,充分利用不同类型及不同产水程度气井实际生产动态资料,在进行大量计算的基础上,验证了该方法的实用性与可靠性,最终建立了苏里格气田产水气井在不同水气比条件下,气井产能、产量、最终累计采气量及采收率定量评价的经验公式和图版,为现场推广应用提供了技术支撑。研究结果表明:目前苏里格气田西区产水严重,水气比变化范围大,若平均水气比为1.0 m~3/10~4m~3,则气井产能、累计采气量及采收率的降低程度分别为24.4%、24.4%、17.4%;若气井水气比为2.0 m~3/10~4m~3,则气井产能、累计采气量及采收率的降低程度分别为40.2%、40.2%、33.2%。     

榆林气田井下节流工艺优化研究

榆林气田从2003年开始应用井下节流工艺技术,截止2012年7月底,已推广应用井下节流器47口井,目前有12口气井井下节流器失效。基于对榆林气田井下节流工艺现状分析的基础上,通过深入查找井下节流器运行及投捞过程中存在的问题,从工艺与结构两方面进行优化研究,为井下节流器配产等工艺提供有效手段,并从结构上提高井下节流器工作寿命。     

气井气水两相节流温降模型

准确预测气液两相节流温降是井下节流天然气水合物防治和携液分析的前题。基于能量守恒原理和Peng Robinson状态方程,结合Huron和Vida1提出的含强极性物质体系的G^E（超额吉布斯能量）混合规则和UNIFAC活度系数模型,建立了气-水两相节流温降数学模型。利用天然气-水节流压降温降实验数据验证了该模型的正确性,平均误差为-0.49 ℃（-2.55%）,平均绝对误差为0.76 ℃（3.80%）,标准差为1.13 ℃（5.40%）,明显优于Perkins的热力学模型。以广安002 38有水气井气体组分数据为例,进行了不同气水比下的节流温降计算,当GWR＜800 m³/m³时,地面节流不会生成天然气水合物,由此无需将嘴子安装在井下。     

水平井气水两相流型的测井识别实验研究

研究了利用生产测井资料识别开发中后期水平气井内气水两相流型的方法.建立了与井下生产情况相似的模拟流动环路.用包括新型CAT仪器在内的生产测井仪器串,对不同流动条件下的气水两相混合流动进行仪器测量和关井模拟,观测并划分出了实验流型.利用实验数据绘制的图版,反映了流动参数与井下流型的关系,可辅助识别流型;CAT流型成像与实验流型的对比证明,CAT仪器能够识别开发中后期水平井水平段内气水两相流型,非水平段内的流型还需综合流动参数加以识别.     

苏里格气田西部S48区气水分布特征

苏里格气田西部盒8段、山1段为主力产层,气水关系十分复杂,投产气井大多存在不同程度产水现象,严重影响了气井正常生产和产能评价部署。基于试气、动态监测资料,分析苏里格气田西部S48区产水气井和不产水气井生产曲线特征的差异性,将生产井划分为3种类型,即试气和生产中均无水型、试气无水但生产中出水型、试气和生产中均出水型,进而以生产动态资料和试气资料作为约束,分析出水井出水部位所对应的测井曲线特征。结果表明：试气无水但生产中出水井,若测井含气响应良好,试气结论为气层,生产出水的水源多为产层上下围岩中的地层水,若测井响应较差,试气结论为含气层,则生产出水的水源多为产层内的毛细管水;试气和生产中均出水型井,测井解释、试气结论多为气水同层,生产出水的水源多为产层内的自由水;将测井资料结合试气、生产资料综合分析,有利于判断气层、水层;含气层与气水同层测井响应特征相似,在电阻率-声波时差交会图中均分布于气层区、干层区、水层区之间的过渡区域。根据气藏中气层、含气层、气水同层、干层、水层的纵向配置关系,将气水分布纵向特征划分为5种类型,即纯气型、上气下水型、上干/水下气型、气水共存型、气层与干/水层间互型,并针对不同类型的气水分布,分别提出了工程改造措施。