井底存在液体时气井的工作状态

气井和凝析气井到了生产后期，水和凝析气往往一起从地层进入井身。地层能量足够大时。气体在井简内能维持较高的运动速度，并且天然气可将液体从气举管中带出来、随着给层压力下降，气体的运动速度逐渐减小，液体在井简内下沉并集聚在井底。当井底存在液塞时。对生产井的工作产生不利的影响。这是不仅由于增加了气体沿气举管运动的液流阻力。而且在井下额外产生对地层的反压力并减小压差。后一种情况将导致油井一地层全部系统工个状态发生变化，并使气井工作状态产生波动。在乌克兰的河尔秋赫夫气田，凝析气井的生产特点，就是这种情况的典型例子。     

气井带水条件和泡沫排水实践

本文提出以动能因子判别气井带水状况,并定量地给出了划分各流态的界限。进而讨论了各流态的气井带水机理,介绍了泡沫排水的作用、配方、应用范围及施工注意问题。     

PCS智能柱塞举升技术在户部寨气田的研究及应用

户部寨气田部分区块气井在投产初期就表现出高压低渗、低产出水的特征，已难以维持正常连续带液生产，经常积液停产。针对这些气井生产特征，在复线气举(套压太高)无法实施的情况下，先后开展了小油管、泡沫排液采气等工艺技术，但均未能奏效。在深入调查研究的基础上，开展了将油井上应用较为成熟的PCS智能柱塞举升技术引入这些气井上的试验。通过认真分析这些气井的静动态资料，并结合气井实际井筒工况，制定了合理的实施方案和施工参数，并调试运行成功。应用该技术后，在并无任何外来动力举升的情况下，实现了间歇带液生产的目的，解决了这些气井长期带液能力不足的难题，提高了该区块乃至整个气田的储量动用程度，为其它类似气井的开采提供了有益的借鉴。     

川西白马庙低产浅井泡排试验及认识

川西白马庙蓬莱镇组浅层气藏气井大都为低产有水气井，产气量为1000～3000m^3／d。由于产气量降低后气井自身带液能力下降，一些气井只能间歇开采甚至被水淹停产，需要实施泡排工艺以维持气井正常生产。白浅36井和白浅33井是此类气井中有代表性的气井，通过对两井的泡沫排水采气工艺的研究和现场试验，确定了适合的起泡剂，并取得了很好的现场泡排试验效果，使原来间歇生产的气井恢复了连续生产。现场试验表明，对于1000m左右的浅井，在气产量低至1000m^3／d左右时，仍适合采取泡排工艺；因水淹停产的产水量较少的气井，采用多次加注适合的起泡剂、放喷带液、关井复压的操作，可以逐渐恢复气井的生产。     

页岩气田套管环空带压原因及保护对策

随着页岩气田的生产和开发力度加大,压裂及投产中的气井相继出现了页岩气井表层套管、技术套管环空带压现象。套管环空带压一方面增大气井管理难度,另一方面也存在一定安全风险。针对页岩气田气井套管环空带压的现状,从气井套管环空带压时间、套管环空带压机理、气井的固井质量对套管环空带压的影响、气井在生产过程中套管环空压力的变化情况等方面开展理论研究,并根据现场实际情况对套管环空压力变化特征进行分析,为日后页岩气井安全生产提供参考依据。     

海上气井环空带压管理方案研究及应用

据统计目前大部分海上气井都存在环空带压问题,最高环空带压值超过18 MPa,如何管控环空带压气井的安全风险是亟待解决的问题。在研究API RP90和ISO 16530-2等国际标准的基础上,结合海上气井的井身结构、完井管柱和井下工具情况,针对海上环空带压气井,建立了一套适用于海上气井环空带压的管理方案,并通过在海上气田的应用分析证明了方案的可行性。本文研究成果对于海上环空带压气井的安全生产和管理具有指导意义。     

基于最小携液流速理论的泡排剂及其注入浓度优选方法

以气井最小携液流速理论为基础，选用改进后的特纳携液模型，形成一套泡沫排水采气用泡排剂的优选方法。将泡排剂性能参数和气井流体参数输入优选模型后，可计算出气井最小携液流速。通过与气井实际流速的比值，即可判断有水气井应用泡排剂是否可行，并优选出相应泡排剂及所需浓度，避免泡沫排水的盲目性。照上述研究思路，编制了气井泡排剂优选软件。通过对3口气井的泡排剂及加药浓度进行优选，结果与现场应用情况相吻合，表明优选方法可行，可帮助现场达到优选泡排剂及注入浓度的目的。     

一种确定带底油凝析气藏气井合理产量的新方法

采用由常规方法确定的带底油凝析气藏气井合理产量进行生产,使得锦州20-2凝析气田某些气井在投产后很快出现了底油锥进。通过对带底油凝析气藏气井系统试井资料的统计分析,找出产气量和压力平方差之间、压力平方差与生产压差之间的关系,进而通过确定气井射孔底界到气藏油气界面的距离计算出气井的合理产量。锦州20-2凝析气田2口井的应用结果表明,用本文提出方法确定的气井产量指导气井生产,可以有效地控制气井底油锥进速度,延长气井的稳产时间。     

速度管柱排水采气工艺效果及影响因素分析

针对川西气田单井产量低、投产管柱管径大,无法满足生产井连续带液的难题,优选出井筒气液滑脱、积液严重甚至水淹等共30口井开展速度管柱排水采气工艺,实施后,气井自身临界携液流量降低幅度67.11%,提高气井连续带液能力,产量平均月递减率降低5.47%。同时,通过对单井效果分析表明,速度管柱工艺效果主要受到地层能量、井筒气液滑脱及积液程度、井底污染情况等因素的影响。     

海上气田同心管与涡流采气技术适应性研究

涡流携液采气工艺是近年国外最新发展技术。该工艺技术是利用安装在采气管柱内的涡流装置,将流经装置前的气液两相紊流改善为两相分离的层流流态。通过减少气液两相流在井筒的能量损失并提高生产管中心气体流速,提高气井排液能力,达到气井带液长期稳定生产的目的。本文从海上气井对排液工艺要求入手,分析了涡流排液技术和同心管排液技术,对相关技术适应性给出建议。     

高产酸性气井环空安全评价分析

高产酸性气井的环空安全是目前油气田普遍存在的问题,国内外均有大量气井存在环空带压问题,个别环空带压严重的井演变为井喷或地下井喷。环空带压过高会造成井下油管、套管、封隔器超压或挤毁失效,酸性气井中H_2S、CO_2、Cl~(-1)等还会腐蚀井口装置,直接影响气井后期的安全生产。针对高产酸性气井环空带压的问题,借鉴API RP90《海上油气井环空套压管理》标准,通过软件模拟计算了高产酸性气井的环空带压值和套管抗外挤安全系数,评价了气井的安全状况,从而为高产酸性气井的安全生产提供指导作用。     

临界携液流量与流速沿井筒分布规律研究

随着大牛地气田的不断开发,气井压力逐渐降低,气井积液越来越严重,准确预测气井的临界携液流量与流速对气井的配产以及积液判断有着重要的意义。除了寻找适合本气田的临界携液流量模型外,还要考虑最大携液流量在井筒中出现的位置。为此,文中通过建立气井临界携液流量模型与井筒压力、温度分布模型,以流压测试数据为基础,对临界携液流量与流速沿井筒的分布规律展开研究。结果表明:当压力梯度小于临界压力梯度时,临界携液流量随井深增加而减小,当压力梯度大于临界压力梯度时,临界携液流量随井深增加而增加;温度梯度为分别为1.5,2.0,2.5,3.0℃/100 m,临界压力梯度分别为0.04,0.05,0.06,0.07 MPa/100 m。     

悬挂式速度尾管在榆林气田南区的应用

在气田开发过程中,气井普遍产水,不同程度地影响了气井的正常生产。近几年来,榆林气田南区开展了以泡沫排水、井下节流助排、间歇提产带液等为主的排水采气工艺技术研究与应用。与其它工艺技术相比,悬挂式速度尾管具有一次性投入,操作简单,连续稳定,有效期长,排水采气和水合物防治双重作用等优点。通过应用悬挂式速度尾管技术,可以有效提高气井携液能力,防止气井积液、保证气井正常生产。     

孤东地区浅层气藏开发技术对策

从开发过程中面临的主要矛盾出发，通过气藏工程分析，结合开发实践，对孤东地区浅层气藏的开发技术对策进行了分析。研究表明，通过占高点布井和合理控制气层射开程度，可延长气井的无水采气期，避免气井过早见水；早期防砂和适当控制气井产量可控制气井出砂；通过井下截流，可提高气井自身的携液能力，延长带水采气期；气井出水之后，采取有效的排液措施是进一步延长气井寿命的关键。     

低渗致密砂岩气藏井筒流态判识及积液井措施管理

低渗致密砂岩气藏由于其"三低"特性,产水对该类气藏生产影响十分严重,准确判识气井积液是气田气井精细管理的重要内容。通过对产水气井井筒内气液两相分布状态的深入剖析,结合实际积液井压力测试数据,建立了井筒流态与气井流压、产气量之间的关系,并根据积液井井筒流态及排水采气措施适用性对积液井管理提出了优化建议,有效支撑了低渗致密砂岩气藏气井精细化管理,进一步促进了气田高效、可持续开发。     

苏里格气田井下节流器积液过程分析与研究

苏里格气田气井普遍采用井下节流工艺,随着气田的开发,气井压力和产量逐渐下降,井下节流器无法排液,井筒产生积液现象,造成井底回压大,影响气井生产。为延长气井变为低产、低效井的时间,有必要对节流器的合理打捞时机进行研究。针对井下节流条件下的井筒积液及排除问题,采用软件模拟和生产、测试数据分析等方法,通过对井下节流井井筒积液流态分析、过程研究及不同积液程度下的主控机理分析,明确了造成节流气井压力、产量迅速下降现象的起点为节流器上段开始积液时,并以此为基础确定了苏里格气田积液井节流器的合理打捞时机,为生产现场节流器打捞时机提供了理论及实践经验。     

靖边气田上古丛式井管柱优选

随着靖边气田上古丛式井压力下降,部分气井带液困难,气井原有的携液增压生产制度无法保证气井的正常生产,造成产量降低,甚至积液停产。现有排水采气方式主要采取打捞井下节流器后进行井口排液复产方式,复活后继续增压生产,该方式可以短期内保证气井正常生产,一段时间后气井携液能力下降,容易造成井筒再次积液。通过管柱优选能够增加气流流速,充分利用气井自身能量,长期保证气井连续携液生产。     

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川东气田中、高产气井生产管理方法探索四川石油管理局川东开发公司张明文，农成吉川东地区近年来随着天然气勘探开发领域不断延伸和扩大，先后在大地干井、七里峡、大天池、铁山等构造带获得了一大批中、高产气井。这些气井对川东天然气增储上产和天然气生产任务的完成起...     

高温高压高酸性气田环空带压井风险级别判别模式

气井环空带压是高温高压高酸性气田的普遍问题,环空异常带压将严重威胁气井安全生产,亟待进行完整性评价,判别风险级别,提出应对措施。基于环空带压的原因分析,以失效发生的可能性、危害性及当前状态为参数,依据相关行业标准,结合现场经验,提出影响气井完整性的30项因素,并逐一进行分级、评分、权重调整,建立了气井风险等级判别模式,可把气井的风险等级由低到高分为3类,Ⅲ类井需立即采取紧急处理措施。研究表明:气井生产工况和工艺措施决定完整性失效发生的可能性和危害性,当前状态是判别气井完整性最重要的参数,环空压力和泄漏速率可作为“一票否决”的参数。     

克深气田“三超”气井安全隐患治理对策与实践

克深气田气井具有地层压力超高(≥120 MPa)、地层温度超高(≥165℃)、埋藏超深(≥6 000 m)的特点,属于典型的"三超"气井,随着气田的不断深入开发,气井环空异常持续带压生产、井口装备老化损坏等问题日益突出,成为克深气田高效开发过程中影响安全生产的重大隐患。为了消除安全隐患,从环空异常持续带压和井口装置损坏两个方面详细论述了"三超"气井隐患特点,通过现场实践,制定了环空异常持续带压、油套管头密封失效、阀门内漏等有针对性的隐患治理措施,取得了良好效果,形成了"三超"气井隐患治理成套技术,对类似气井的安全隐患综合治理工作具有指导意义。