凝析气井合理产量的确定

本文叙述了凝析气井井筒内流动结构的变化,提出凝析气井合理产量要满足的两个条件以及解决这一问题的方法。文中作出两张计算图,可供开发初期凝析气井投产时确定合理产量之用,也可用公式求出自喷管合理直径进行投产。文后列举了B52井在开发过程中采取措施的实例。     

一种简便的凝析气井合理产量确定方法

不同开采时期合理调整凝析气井的产量，可使地层中凝析油的损失减小，提高凝析气的采收率。凝析气井合理产量的确定，是提高凝析气田经济效益的关键性问题。文章应用系统分析的思想，以井底为节点，以单井整个开采系统为研究对象，通过流入、流出以及最小携液量曲线的分析比较，确定出凝析气井的合理产量，该产量应保证井底积液最大程度地携出。实例论证了该方法的简便性和实用性，对实际生产具有现实指导意义。     

一种确定气井合理产量的新方法

气田开发早期在气井合理产能的确定中，试井资料的压差-产量曲线法是介于理论与经验之间的一种常用方法，该方法简洁、实用，适合于现场工程师运用，但确定拐点时存在较多的人为因素，拐点的稳定性较差。为此提出了一种修正的压差-产量曲线法，在详细分析了该方法的理论基础上，提出在压差-产量曲线图上增加一条初始段基线，并推算了该直线方程，使得求取的拐点比较稳定。最后通过具体实例详细介绍了该方法的应用情况，其结果与现场常用开发经验也比较吻合。     

一种估算气井合理产量的新方法

川西中浅层气藏是该地区的主力气藏,因常年的生产任务繁重,气井动态监测工作不能正常开展,各类试井资料严重匮乏,确定气井合理产量的资料依据不足,生产上往往直接按气井无阻流量的1/3-1/5进行配产,而生产实践表明,这种经验方法存在较大偏差,部分气井即使低于1/5无阻流量配产,仍然表现出井口压力下降快,稳产期短的问题.针对该...     

凝析气井合理管径的确定

根据凝析气井生产系统分析方法，可以认识到正常发挥气井产能的极限管径；根据凝析气井流入动态曲线和油管携水曲线的分析，认识到井筒出现积液的极限管径。综合考虑以上两点，便得到凝析气井合理油管直径，从而建立了既考虑凝析气井流体相态变化的特点，也考虑地层能量的供给能力、井筒举升能力和井筒携液能力的合理油管直径计算方法，能更好地指导凝析气井的生产，具有广阔的应用前景。根据该方法，对WD7井合理管径进行了预测，结果表明WD7井的合理管径应为Φ５０．８ ｍｍ。     

确定凝析气藏相态特征和气井产量预测的方法

根据凝析气藏相态特征,建立了一种确定凝析气藏储层凝析油分布规律和预测凝析气井合理产量的方法。首先根据凝析气渗流特点建立并详细地推导了不稳定渗流方程,运用凝析油气两相拟压力函数,推导出三种典型边界,即无限大外边界,有界封闭边界和有界定压边界的压力分布公式;建立了压力与拟压力间的相互关系和气井生产时储层内凝析油分布规律。利用凝析气藏等温衰竭过程中凝析油含量与随压力变化的数据确定出开采过程中储层内凝析油含量的分布特征。考虑到所绘制的凝析气井流人动态曲线——IPR曲线的可靠性,采用气井稳定测试资料来确定其中的重要参数;按气井IPR曲线及储层凝析油含量分布状况优选得出气井合理产量,通过实例Y井结合文中提出的理论与方法,系统提供了确定凝析气井IPR曲线与合理产量的方法。     

东海凝析气井合理产能的确定

凝析气井合理产能的确定对凝析气藏的合理开发具有重要的指导意义。在认识东海凝析气藏的基础上,总结了当前利用测试资料求取凝析气井绝对无阻流量的各种方法,给出了公式推导过程;同时给出了确定合理产能的原则与方法。结合东海凝析气井的测试实例,运用确定凝析气井合理产能的方法,获得该井的合理产能。通过产能试井结果对该井配产进行了调整,获得较好的实际效果。     

不同压力下确定凝析气井二项式产能方程的一种新方法

凝析气藏在低于露点压力的情况下，地层中的流体将由单一的气相变成气液两相。这种相态变化对凝析气井产能存在两方面的影响：一是气相流体相对密度降低，其粘度、偏差因子等也随之发生变化；二是重烃液化后吸附于岩石表面并在近井地层中富集，降低了含气饱和度及气相相对渗透率，严重影响了气井产能。从气井二项式产能方程的主要影响因素出发，利用初期凝析气井测试资料获得的二项式产能方程，依据凝析气藏气相流体组成、相对密度、粘度及偏差因子随压力的变化情况，结合凝析气藏油、气相渗实验结果，提出了对初期二项式产能方程系数的修正，便可获得在不同压力下符合凝析气井实际的二项式产能方程，实例验证该方法具有良好的预测效果。     

富含CO2凝析气井的腐蚀与防腐技术

富含CO2凝析气藏气井的腐蚀具有普遍性,作者对凝析气井多相流动腐蚀现象进行了阐述,分析了富含CO2凝析气藏气井的腐蚀机理是金属表面在酸性环境中形成微电池产生的电偶腐蚀作用的结果,研究了凝析气井多相流动腐蚀影响因素,包括温度、CO2分压、流速、相态的影响、流型等。提出了几种凝析气井腐蚀的防治的有效措施:不锈刚管、玻璃钢管,涂镀层油管,加入缓蚀剂,阴极保护,增加pH值,并以黄桥富含CO2凝析气田为例,指出对该富含CO2凝析气田所采取防腐措施是有效的。     

利用现场生产资料确定低产气井合理产量

对于低产气井配产，现场大量的采用绝对无阻流量的1／4-1／6进行配产，这是一种经验方法，运用过程中产生较大误差。针对此问题，在充分研究气井现场实际生产资料的基础上，作出气井的生产曲线，研究其变化规律，得出气井合理产量的大致范围；同时从气藏渗流力学理论出发，研究气井渗流规律，结合两者，最终快速地确定出低产气井的合理产量，并在大庆SZ气田中进行了应用，取得了很好的效果。     

确定凝析气偏差因子的新方法

天然气偏差因子是气藏工程计算中的重要参数,确定天然气偏差因子的方法主要分为:实验法、图版法及经验公式法。针对凝析气的特殊性,利用凝析气生产过程中分离器所得干气的相对密度、凝析油的相对密度及原始生产气油比GOR,确定凝析气的视相对分子质量,在凝析气视相对分子质量确定的基础之上,根据相关方法计算凝析气的拟临界压力与拟临界温度,最终利用经典的DAK法即可确定凝析气的偏差因子。实例计算表明,该方法计算所需参数易获取,计算过程相对简单,计算结果准确,实用性强。     

高气油比井合理套压研究新方法

高气油比抽油机井在生产过程中,套压的大小影响着油井的生产,套压过高或者过低都会对油井产生不利影响,出现产油量偏少或者含水率上升过快,影响油井的最终采收率。由于套压与油气比、含水率等存在线性关系,故可以通过多元线性回归理论建立相关的数学模型,同时根据套压与产油量的关系,而产量的变化主要是由于套压变化导致抽油泵泵效发生变化...     

低渗富含凝析油凝析气藏气井干气吞吐效果评价

为了研究低渗富含凝析油凝析气藏开发中后期干气吞吐效果,在相态拟合基础上选择实际开展过单井吞吐的气井(柯克亚凝析气田西四二—西五一区块K233井、K416井)建立单井模型,开展注气历史拟合并对单井储量进行校正,然后在停喷井底压力基础上研究单井吞吐的效果,并对吞吐方式进行优化。研究表明,注气速度、焖井时间、焖井结束后的采气速度对油气采收率影响不大;封闭气井模拟预测表明,随注入气量增加,凝析油采出程度增幅较小,天然气采出程度增幅几乎不变,注气目的主要是解堵,气井压力不会上升很多。现场开展了3次单井吞吐试验,其试验效果与理论计算结果较为一致:单井注气吞吐可以实现反凝析污染气井解堵,大幅度地提高天然气采出程度,降低气藏废弃压力,但对提高凝析油采收率贡献不大。表5参12     

油水井分层产量计算新方法

对于多层合采的机械采油井,分层资料的监测较困难,难以针对性地进行分层调整措施及挖潜。针对上述问题,根据注水油田注采平衡原理并结合生产层的实际地质、开采等情况建立了通过劈分注水井各层注水量来计算相对应采油井各层产量的方法,从而为油井进行各层调整措施提供理论依据,经实际资料验证效果较好。     

渤海锦州20-2凝析气田开发实践

锦州20-2凝析气田为异常高压凝析气藏,气田构造上分为三个高点,各自为独立的油气水系统。由于凝析油含量中等,确定气田采用衰竭开发方式进行开发。油田采取分期投产、产能接替和钻调整井等措施保持气田平稳供气。由于气田局部具边底油,气田投产后陆续有气井出黑油或出水,气井的合理管理显得尤为重要。通过无阻流量等方法对高产气井进行合理产量分析,维持高产气井的稳产。对出黑油未出水气井适当放大压差,维持气井稳定生产;而出水气井则根据井筒积液情况及时调整产气量,保证气井连续生产。同时在边底油丰度高的区域设计两口水平井开发油环原油,有效提高了原油和天然气产量,改善气田开发效果。     

塔河油田缝洞型凝析气藏注水采气先导性试验

塔河油田X区奥陶系X25井区为碳酸盐岩缝洞型凝析气藏,此类气藏地质特征表现为基质不储集油气,储集体主要为裂缝、孔洞、溶洞。该井区主要是相对封闭的单井缝洞单元,天然水体能量不足,生产动态表现出明显的定容特征,地层能量下降导致气井停喷后由于液面太深无法通过机采手段继续生产。面对此类气藏开发后期无常规手段继续生产的开发困境,技术人员打破思维枷锁,创新提出了在此类气藏进行注水采气的先导性试验,通过向定容体气井注水补充亏空能量,压缩气体体积,使其恢复自喷能力继续生产。此项试验成功探索出了一条提高缝洞型碳酸盐岩凝析气藏天然气采收率的新途径。     

塔河油田九区碳酸盐岩[]缝洞型凝析气藏开发技术探讨

塔河油田九区奥陶系为碳酸盐岩缝洞型凝析气藏,它具有较强的非均质性,多相流体渗流机理不符合达西渗流规律,气井具有"高压、高含蜡、高含H2S、高凝固点"四高的特点,当前缺少成熟的开发理论和技术。经过近两年的探索实践,通过无阻流量法、二项式产能切线法、气井差异对比法等多方法结合,确定了缝洞型凝析气藏气井合理采气量,提出适合进行降压开采的开发政策;针对"四高"问题形成了优化流速、改进高压机械清蜡工艺、段塞式正注3种防堵技术,改善了缝洞型凝析气藏的开发效果。     

利用生产数据确定低渗气藏单井合理产量

低渗气藏气井合理产量的确定是实现气藏稳产和提高采出程度的关键,但低渗气藏气井自然产能低,稳产期短,试井资料匮乏,给低渗气井合理配产带来较大困难.针对该情况,基于气井生产系统,将物质平衡方程与产能方程结合,通过生产数据建立多目标优化函数,并通过生产历史拟合确定出低渗气井的产能方程、单井控制储量和地层压力.在此基础上,考虑低渗气井的启动压力梯度、稳产时间、临界携液流量和外输压力等因素,建立了综合多种因素的低渗气藏合理配产模式.现场实际应用表明,该配产方法合理、可靠,对低渗气藏实际生产具有现实指导意义.     

塔河油田缝洞型凝析气藏注水保压技术研究

塔河油田D区奥陶系凝析气藏是其主力气藏。其D2井区近年来产量递减迅速,如何提高该类气藏的采收率是区块持续高效开发亟待解决的难题。根据气藏储集体特征及开采特性,分析了注水保压机理、选井依据、先期注水与后期注水的适用范围及最佳时机,利用物质平衡法分析注水量与压力恢复、储量动用的关系以确定合理注水量,提出了较完整的注水保压技术,通过现场实践表明注水保压可有效提高碳酸盐岩缝洞型凝析气藏天然气采收率。