涪陵页岩气田水平井井筒积液诊断技术研究

在页岩气田开发中气井由于受压裂液入地量高的影响,水平井在后期开采过程出现了不同程度的压裂液返排,部分气井已出现井底积液严重,甚至水淹停产的现象。针对涪陵页岩气井的生产特征,对涪陵页岩气田气井临界携液流量模型系数进行优化,结合气井生产动态特征判断和流压探液面法综合判断建立了井筒积液预警系统,涪陵页岩气田两百多口水平井井底积液诊断显示实际符合率在75%以上。     

排水采气工艺技术现状分析及应用

在气井生产过程中常会伴随气井出水现象,造成气井井筒积液,导致气井产能降低或气井完全停喷,从而影响气藏的采收率。排水采气是水驱气田生产中常见的采气工艺,可有效解决气井积液的问题。通过分析常规和非常规排水采气工艺技术的原理,介绍各工艺技术的发展现状及在油田中的应用。     

基于能量的新型气井积液识别模型

准确、及时地判别气井是否积液是确保含水气井正常生产的重要保障。目前采用临界携液模型对气井积液进行判别,该方法对于已经积液的气井或通过措施排出积液后的井筒实际流动情况的预测与判别时常出错。基于气井能量和井筒需要的排液能量之间的协调,建立新型的气井积液识别方法及较为完整的气井积液识别体系。该方法结合气田生产数据,可对气井进行更为准确的积液判断和实时跟踪。用该方法对实例气井进行实时积液诊断,预测结果和实际情况非常吻合。新型积液识别方法的应用,对产水气井的正常生产和相关排水采气措施的实施,具有重要的指导意义。     

深层气井压后低气液比排液试气方法研究

针对大庆探区深层气井多为低气液比的特点,本文以低气液比携液临界流量与实际产量相比较,判断井筒是否积液。当井筒积液时,采用气举工艺排液,降低井底流压,提高返排效率。此外,也可以通过关放激励解出储层污染,提高地层产量。通常针对低气液比气井,也将气举和关放激励两种方法相结合进行排液求产。现场应用结果表明,这些排液求产方式可以提高试气效率,具有一定生产指导意义。     

气井连续携液模型比较研究

气藏中天然气常常和一些液相物质一起产出。若天然气没有充足的能量把液体举升出地面，液体将在井中堆积形成积液，影响气井的生产能力。有时气井积液会完全压死气井。已有许多气井连续排液关联式。为了更好地理解和采用正确的气井连续排液临界流量计算关联式，确定气井的合理产量，对Min LI和Turner et al的气井连续携液模型进行了比较研究，比较的内容包括：（1）液滴在高速运动气流中的形状；（2）曳力系数；（3）临界流速计算公式；（4）用现场实际生产数据对Min LI和Turner et al的气井连续携液模型进行了比较，比较结果表明Min LI气井连续排液公式计算的临界流量与实际的生产情况吻合。为了便于现场应用，还导出了临界流量和产量的简化计算公式。     

川西水平气井靶点高差对排液的影响

随着川西低渗透致密气藏不断加大水平井开发力度,水平井气井逐渐增多,水平井井筒积液成为气藏水平井开发普遍存在的难题。应用水平井筒内流体由分层流向非分层流转变判别式,对影响水平段井筒携液的因素进行分析。分析表明：水平段井筒倾角越大、积液高度越高,水平井筒中气液两相流型更容易从层流转向非层流,水平段中的液体也就更容易被气流带出。虽然井筒倾角对气体临界流速的影响较小,但是井筒倾角越大,井筒内A靶点附近的积液高度越高,液体就更易被气流携带出水平段。通过实例分析也证明水平井AB靶点高差对气井排液有影响,B靶点比A靶点越高,越利于井底积液从水平段排出。     

涩北气田低渗气井临界携液流量计算新模型

井筒积液会使气井正常生产受到影响,严重时会导致水淹而停产,目前现场常用气井积液预测的临界携液流量模型均有一定的局限性。为了更准确地预测涩北气田气井临界携液流量,根据椭球模型,推导出适合涩北低渗透气田的临界携液流量模型。     

大牛地水平井临界携液气量计算模型

受生产管柱倾斜角和水平段长度的影响,气藏水平井中垂直段、倾斜段、水平段的携液能力存在较大差异,只取其中某一段的临界携液流量值作为水平井的携液临界流量并不符合实际情况,会引起水平井筒积液,增加气层的回压,影响气井正常生产。针对此情况设计水平管和倾斜管临界携液模拟实验。结果表明,水平段临界携液气量计算采用K-H波动理论模型,倾斜段临界携液气量采用修正的携液模型计算,倾斜段的临界携液气量大于水平段和垂直段,最终得到合理的水平井连续携液模型。     

定向井携液临界流量模型对比研究

定向井井筒结构复杂,井筒内气流携液困难。利用定向井模拟实验装置对定向井携液临界流量进行测试,将实验结果与液滴模型、Belfroid携液模型、液膜模型进行对比,对比结果表明：理论模型计算出的携液临界流量值比实验测试值大,Belfroid携液模型计算的携液临界流量值随井筒倾角变化趋势与实验测试结果一致。结合实验测试数据,对Belfroid携液模型中的携液临界流速公式系数进行修正,得到定向井携液临界流量修正模型。利用修正模型诊断的气藏定向井积液情况,其诊断结果与采取回声仪诊断液面的结果一致,证明定向井携液临界流量修正模型能较好的预测井底积液情况。     

气藏水平井连续携液理论与实验

在气藏水平井中随着生产管柱倾斜角度的变化,井筒内液体的重力作用会发生改变,从而引起气液两相流型的变化.以产气为主的气井井筒内液体主要以液膜、液滴的形式出现,由此出现了液滴模型与液膜模型两种解释积液的理论.从这两种携液理论出发,考虑生产管柱倾斜角度的影响,对倾斜管内液滴、液膜进行受力分析,推导出了随管柱倾斜角度变化的连续携液临界流速的计算式,使之适用于水平井连续携液临界流量的计算.设计制作了水平气井连续携液实验装置并进行了实验研究,观测气藏水平井中气水两相运动与流型变化情况并测试其临界携液气量,结果表明,气藏水平井中水平井段的液体以液膜携带为主,但直井段中越接近井口,越以液滴携带为主,液滴模型也能适用于计算气藏水平井的连续携液临界流速.     

水平气井井筒压降及产量变化规律研究

对于水平井开发气藏,其生产系统由气藏渗流和水平气井井筒内流动两部分所组成.过去人们忽视水平气井井筒中的压降,给水平气井的生产系统分析带来较大的误差.文章首先利用采气指数的概念,分别建立了气藏渗流及水平气井井筒流动的数学模型,然后应用体积平衡原理将气藏渗流和水平气井井筒流动联系起来,在层流、光滑管壁紊流及粗糙管壁紊流流态下,推导出水平气井井筒压降和产量分布的表达式,实例计算和分析了一口水平气井井筒的压力和产量变化规律.为水平气井的生产系统分析提供了理论基础.     

黄202H页岩气井井筒气液两相流态预测

准确预测页岩气水平井井筒流动型态对井筒积液预测及排水采气工艺优选至关重要.分析了黄202 H页岩气井套管生产和油管生产阶段的压裂液返排特征;结合气井压力数据,优选出了适合该井的井筒压力计算模型,预测了不同产气量时不同深度的气液表观流速特征;利用垂流型图版研究了该井套管生产阶段和油管生产阶段时垂直段、倾斜段和水平段的流型变化规律.结果表明:在6种压力计算模型中,Mukherjee-Brill压力计算模型计算的压力误差最小,平均绝对误差为2.39％;黄202 H页岩气井油管生产阶段,气井在倾斜段首先出现积液,排水采气工艺重点应在倾斜段解决气井积液问题;套管生产改为油管生产后,增大了井筒中气相流速,有利于积液排出.     

乐东气田水平井井筒积液诊断技术研究

针对海上气田水平井积液监测手段有限、理论模型针对性不强等问题,建立了一套适用于乐东气田的水平井井筒积液诊断技术,包括考虑井斜角影响的水平井临界携液流量预测模型和压降预测模型。研究结果表明斜井段临界携液流量和压降梯度最大,导致在井斜角为30°~50°的井段,特别容易发生井筒滑脱。采用积液诊断技术分析了乐东气田积液情况,准确率达到100%;计算了L3井积液高度;成功指导了L2井进行投棒泡排。水平井井筒积液诊断技术为合理开展排水采气措施提供了科学依据。     

页岩气井连续油管排水采气工艺探讨

随着连续油管技术的快速发展及逐渐成熟,连续油管应用于页岩气井排水采气已经成为一种经济上和技术上可行的工艺方式.连续油管可有效降低气井临界携液流量,排除井筒积液,提高气井产能,能较好地适应页岩气井后期排采.实施中应结合节点分析并综合考虑气井长期生产进行排采工艺设计,对于低产气井,需采用注液氮助排等手段配合连续油管激活气井...     

塔里木盆地深层凝析气藏涡流排液采气工艺及应用

雅克拉、大涝坝、轮台等凝析气藏属于深层、高温、高压、中高含凝析油的边底水凝析油气藏;2005年投产采用衰竭式开发,凝析气井受边底水的侵入、反凝析、地层能量不足的影响,多次出现因井筒内积液导致油压不足、产气量下降的情况,严重的积液使气井停喷。前期试验了放嘴排液、泡沫排液、柱塞气举、机抽排液等排液采气技术,效果不佳。为此,开展了深层凝析气藏涡流排液采气技术研究。     

井下节流气井的生产动态预测

以单井开采系统为研究对象,采用温度、压力解耦建模与数值耦合方式,以井口油压为控制条件,通过油嘴控制流量和下游温度,建立井下节流气井的井筒-气藏流动耦合的生产动态预测模型,利用试井解释结果或生产动态历史拟合,预测气井的生产流量、压力变化,同时描述生产过程中的井筒非线性温度剖面、压力剖面,从而全面掌握节流气井的生产动态,并可进一步扩展应用于多相流动和复杂井眼轨迹情况.     

涡流工具在苏77区块的应用研究

随着苏77区块单井开采时间的增加,大部分单井的产量递减严重,而苏77区块的水气比较高,达到1.2 m3/万 m3,40%的单井产量在5000 m3/d以下,携液能力不足,导致气井井筒积液。井底积液造成气井产气量的减少甚至停喷,严重影响气田的高效开发,降低了气井的稳产期和气藏的最终采收率。其有效措施之一就是在井下安装高效的涡流工具。通过对涡流排水采气的发展历程和涡流工具工作原理进行详细的介绍,并对苏77区块苏77-4-4和苏77-4-6井的实验进行观察。结果表明,涡流工具良好的排水效果为提升本区块气井的排水效果指明了方向。     

页岩气井井筒流动模拟与携液模型研究

为了明确不同井型页岩气井井筒流动规律和临界携液流量计算方法,采用数值模拟手段,模拟页岩气水平井井筒流动,获得不同井型气井携液机理与积液规律。优选了振荡式冲击携液模型作为页岩气水平井临界携液气量计算模型,并进行模型验证。结论认为,数值模拟结果能够有效反映气井携液过程,振荡式冲击携液模型诊断结果符合实际,可为气井合理配产、管柱优选和排采工艺介入时机提供指导。     

气井井筒积液及其高度研究

从井筒积液形成的机理出发,分析井筒积液的来源,比较几种常用的井简积液预判方法。在对气井井筒压力分布与井筒积液关系分析的基础上,分别给出高、低气液比气井的积液预判数学模型以及在油套连通、不连通两种情况下的井筒积液高度计算方法,并据此进行实例计算。实际运用表明,该方法的计算结果可靠,具有很强的实用性。     

页岩气井压力梯度分析及应用

气井压力梯度是用于判断气井井筒内压力和流态分布等的重要参数。理论分析认为,当气井井筒平均压力、平均温度不变时,压力梯度随着气体密度的增加呈现递增趋势,当气井井筒平均温度不变时,压力梯度随着井筒内压力的增加呈现递增的趋势。实际应用表明:随着气井的不断开采,同一口井压力不断减小,压力梯度逐渐变小;页岩气井在生产过程中井筒流动状态均为气液两相流,气井受地层返出水的影响,井筒压力梯度变化较大,随着返出水的减少,井筒压力梯度逐渐趋于稳定并减小;当实测压力梯度与理论计算压力梯度差值较大时,通过提高气井产气量,增强气井携液能力,可排除井底积液,保证气井正常生产。