气井积液现存模型评析李新宇

气井积液现存模型评析

摘要

气井积液现象是由多相流体流动引起的，当井底含液量增加，井底回压变大（主要是重力引起），最终影响气体在地层中的流动，甚至导致气井停产。尽管人们对多相流体流动基本规律的了解仍很薄弱，石油界已认识到气井积液现象的重要性，并应用多种方法试图攻克这一难题。这篇文章讨论了与气井积液相关多相流体流动的复杂性，回顾了现存气井积液模型、诊断方法、防治修补措施。同时，文章认真分析了近期人们建立气藏与井眼动态互动模型所做的尝试，指出现存模型的缺点，强调模型建立要注重多相流的过渡特征。

引言

积液气井生产时是不能自行清除积液的。当井筒内气体上升速度小于临界速度时，夹带在气流中的液体就会回落。随着井底积液增多，水力回压增加，井筒内的多相流动受到扰乱，流态发生变化，气井产量减少，甚至会造成气井停产。

图1 给出了气井积液的过程。井1中，气体流速很高，可以把所含的液体全部携带至地面。但在井2中，由于气体流速降低或液体含量增加，井筒能量不足，部分液滴开始回落。随着液滴的不断回落，井底压力增加，井底汇集的液体足以反渗到井底附近地层，如井4。积液倒灌使得积液减少，流体得以再一次流动，并将携液带至地面，如井5。假如气井积液类型为典型的间歇气井积液，这个循环会持续下去，直到气藏压力整体开始下降或产液量整体上升。

气井中液体主要来源：

1、井筒内水蒸气的冷凝。

2、由于井筒温度、压力沿井底至地面下降，蒸气冷凝。当凝析液

饱和度高于临界值时，井筒附近地层或井筒中的凝析液就会沉

降。

3、地层压力下降时，地层水的侵入。

气井积液现象一般发生在地层能量低，致密砂岩地层以及高汽液比，高丰度储层中。由于故障井仍可以继续生产，且在很长时间内不能暴露出明显的受损迹象。因此，在石油界，积液诊断是一项十分困难的工作。积液的典型迹象主要有：气井累计产量曲线的突然下降，地面附近井筒内出现流体段塞流动，压力梯度曲线发生变化，井口温度，产水量或气液比降低。一般地，从生产井相关生产数据同时间的关系曲线，才可以判断出气井积液，如图2。

尽管石油界里也有许多现成技术能够减少积液所造成的危害，但是仍没有可以帮助技术人员对特定积液井，选择恰当的补救措施的可靠预测模型。

目前，常用的预测和诊断气井积液模型都建立在稳态分析基础之上。因此，不可用于动态积液过程的处理，如井底静液的积累，井底回压的增加。石油领域工程界和学术界正努力把观测井的动态变化与积液的典型过程—间歇积液相结合。甚至在动态井筒多相模型中，流动状态仍被错误地认为是稳态流动。同时，IPR曲线用来表征油藏特征。因此，也就导致井筒与油藏之间的边界特征与实际边界特征产生偏离。

一种比较可靠的模型是动态多相流井筒模型，它把井眼附近那种具有动态特征的储层视为边界条件。这种动态、完整的模型对理解图1 积液周期以及图3重组分有反注入储层是非常有益的。

文章下面的内容回顾了目前预测井筒积液发生，模拟井筒随后变化的模型，同时也分析了积液期间储层与井筒之间动态变化的最新研究成果。

现行的模拟方法

与气井积液有关的多相流动问题仍然是石油界的难题。应用杜特尔标准，人们为预测井筒积液前流体流动做了许多工作，但它们并未考虑积液的动态变化。开发人员利用杜特尔标准设计生产系统，使得气流速度足以提升井筒内的积液，但这并不能反映积液的严重程度，或者积液对产量的影响速率。

杜特尔等人在1969年，从流体液滴动态角度出发，应用“液滴模型”来计算垂直井筒气体提升积液的临界流速。对应模型某一流速，气流对液滴的拖拽力F D，液滴的重力F G分别如下：

拽力F D，与液滴的重力F G相同时，气流速度为气流提升液滴所需的最低流速，液滴处于悬浮平衡状态。气液系统和液滴受力分析如图４：

对给定条件的井筒，在环状流动下（液膜附在油管壁上，气体分布于油管中心，形成气芯，气体携带液滴上升），若气流速度大于临界流速，则F D>F G。反之，则F D

求解式（3）得临界流速为(4)

液滴半径d d同气体流速有关，可用韦伯数Nwe来表示:

由式（5）和式（6）得气体拖拽力相比重力越大，液滴就越小

将式（6）带入（4）式有：

杜特尔等人指出表面张力可由手册查得精确数字，且对一般油田来说，雷诺数在104-2x105之间，而拖拽系数由雷诺数和液滴形状决定。雷诺数在104-2x105之间球形流，相应的雷诺数为0.44。1955年欣泽证实韦伯数一般在20到30之间。鉴于此，杜特尔等人在1969年，在计算油田气井临界速度时，选择了最大韦伯数，并建议应用如下计算公式求解临界流速，以确保液滴处于悬浮状态。

公式(8)在计算时要求井口压力不低于800 pisa ，且要对计算结果做20%的调整。

段塞流的流动特征同雾状流不同。科尔曼（Coleman）在1991年采用1969年杜特尔等人应用的“液滴模型”计算井口压力小于500pisa 时的临界流速时，发现在这种情况下并不需要对数据20%的调整，而且指出气体重力、表面张力、温度对井筒积液的临界气流计算结果影响甚微，而井口压力和井眼直径对计算结果却十分明显。

奈瑟（Neisser）等人在1997年在计算1969年杜特尔等人和1991科尔曼（Coleman）所收集的油田各数据相应的雷诺数时，仔细检查了1969年杜特尔等人所作的紊流假设，他们发现几乎所有油田的第一手雷诺数参考数据都超出了公式（8）所采用的雷诺数值范围。事实上，雷诺数的变化范围

在2x105-2x106之间，相应的拖拽系数为0.2，因此，杜特尔等人的计算结果需要做20%的调整才能同油田数据符合，而科尔曼（Coleman）与1991所收集的油田数据在计算时,雷诺数就假定在2x10^4-10^5之间。因此，也就不需要做了20%的调整。后来奈瑟（Neisser）等人建立两类雾状流液滴模型，一种适用于低速流动，另一种适用于高速流动。对低速流动，他们应用了艾伦（Allen）于1900年提出的流态变化准则，临界流速计算公式如下：

将（6）式代入（10）式得

其中,代入得：

对高速流动，取韦伯数取30，由（1）式，（2）式，将（6）式代入（4）式得：

代入C D=0.2得：

求解得：

雾化液滴模型在求解临界产量，防止井筒积液方面在油气田得到了广泛应用。据称，该模型经现场数据进行测试后，取得了不同程度的成效。

临界流速计算结果的准确性依赖于流体流动状态判断的准确性。这样，问题就取决于计算临界流速所确定的流体流动状态同实际流体流动状态的相似程度。

在雾状模型之外，高压力对其余变量的影响仍同实验数据不符。这说明雾化液滴模型是有实用范围的，计算临界流速的结果也是有一定误差的。

同时，这些计算临界产量，预测气井积液发生的方法并没有建立气井积液期间流体的流动模型，只是仅仅提供了一种计算井筒积液发生时临界流量的方法。文章下面的内容，给出了一些模拟典型两相流井筒积液的方法。

积液期间流体流动模型

为了建立井筒积液期间流体的流动模型，确定出井筒内流体的的相态，应用力学观点，给出积液现象的主要特征是必须的。

在井筒积液过程中，流体流动一般为气液两相流。对液相而言，确认地层水、冷凝水、凝析液十分困难。当液相组成不同，其物性，与气相相互作用也就不同。

应用力学观点，给出积液现象的主要特征时，需深入理解流态以及相关的过渡流态。混合相中各相的分布形状以及各相之间的界面张力定义为流体的流态。流体流动时存在一些彼此相互制约的力，当这力相互平衡时，流体的流态就可以确定。

对气液两相流动，制约界面分布的因素非常复杂，包括表面张力、润湿性、分散性、聚合度、体积力和热对流。虽然，划分详细的流态类型依赖于各因素相对大小，但分为某些大类型仍是可以的。确定流态类型是初始工作中非常重要的一环，但并不要求需要对系统全面，详细的说明。同时，各因素随着流量变化而变化，流态之间的过渡并不十分清楚。因此，流态的确定经常夹有一些主观因素。

流态转变为搅动流态时，井筒开始积液。因此，说明气井积液的特征时，必须预测出雾流与搅动流之间的过渡。气井积液期间，间歇流和逆流共同存在。假设积液前井筒内液体流态为雾流，随着气体流速的减小或者液体含量的增多，流态将发生变化。这就使得液滴开始下沉，降落，流态也变为搅动流，段塞流。回落的液滴聚集在井底，引起井底回压增加，流速减小。积液过程中流态变化见图5：

文章下面的内容，给出了一些可模拟气井井筒积液特征的方法，有经验模型、现象模型、两相流模型和漂移流模型。下文详细用这些模型说明了井筒积液的瞬态特征。

经验模型中的摩擦压力梯度、孔隙率是由系统变量经经验公式确定。因此，若不采用三维分析法，建立经验模型需大量实验，以解决各种具体问题。这不仅不经济，而且最终结果的实用范围也很小。经验模型一般没缺乏由基础物理力学所得结论的广泛实用性，但相对简单，操作方便。

格雷（Gray）在1974年建立了高气液比气液两相流在垂直井中的经验模型。模型在计算由摩擦、重力、变速引起的压降时，考虑了气流携带液滴、温度梯度、流体变速、非烃组分多种因素。由于格雷（Gray）经验模型考虑了液滴被拖拽时滑脱效应因素，并不能将格雷（Gray）经验模型视为纯均匀流。2006年伽比尔（Kabir ）与哈桑（Hasan）指出格雷（Gray）经验模型采用拟均匀流动计算由摩擦、重力、变速引起的压降。

虽然格雷（Gray）经验模型并没有考虑流态，但它只适用于稳态或拟稳态流动。因此，这种模型不适用于井筒积液瞬态流动现象。

现象模型考虑了流体的流态，给出了压降的计算方法。但在计算前必须确

定流态转变的标准和空隙率大小。流态类型是经过观察两相流动来划分的。实验现象标在二维图标上，各流态之间的界限就确定了。过去，研究者采用不同的坐标（如质量流量、动量通量、表面速度）确定各自实验的参数。现在，虽然可以利用高频率仪器测定流体各种参数（如组分、压力、温度、压降），但流态类型确定仍带有一些主观因素。富尔肯（Falcone）在2006年建立两相流现象模型是现象模型之一。

本迪克森（Bendiksen）等人和肖汉姆(Shoma)分别与1991年和2006年应用两相流模型方法进行了全面的研究并明确提出了两相流模型。至今，两相流模型与漂移流模型两种方法在求解积液瞬时流动基本公式方面得到了广泛应用。两相流模型将井筒流动气液流体分开单独研究，建立了气体连续性方程，液体连续性方程，液滴连续性方程；气与液滴动量方程，液流动量方程；流体能量守恒方程。通常利用经验数据就可以了解流体流动规律。

朱伯（Zuber）与芬德利（Findlay）于1965年，沃利斯（Wallis ）于1969年，石井（Ishii）于1977年提出了漂移流模型。这种模型在考虑气体滑脱效应同时，将气液两相视为混合体。阿尔特(Hibiki)和石井（Ishii）于2006年认为漂移流模型中相互耦合的混合流体是可行的。

两相流模型与漂移流模型些缺陷如下：

两相流并不能很好的适用于天然过渡流态—段塞流。在垂直向上段塞流动过程中，液体以段塞形式向上流动，但积液下沉时落入泰勒泡流区域，这使得求解流体物性平均参数十分困难。

两相流动模型也不能很好的适用于搅动流。这种流态是一种特殊的环状流，液膜周期逆转，气流携带液体形成流动波。波间，有层向下流动的液膜，形成了液流的沉降，这是液体纯向上流动的结果。

两相流模型同飘逸流动模型不同，相态之间的相对运动直接同两相流体的压力梯度、速度梯度有关。

两相流模型和漂移流模型都与气液表面关系、管壁摩擦力特征紧密相关。

井筒积液期间气藏与井眼动态模型

确定井筒积液期间气藏与井眼动态特征的习惯做法是将稳态或拟稳态的气藏模型同稳态或拟稳态的井筒模型结合起来，利用它们相同的井底条件，选择好系统稳定工作点。IPR曲线同TPR曲线如图6

图6

利用图6确定的气井生产速度若与生产系统的临界流速相等，井筒积液有可能就会发生。

这种诊断方法忽视了井筒和近井筒附近地层积液时流体经典流动—瞬时流。为确定积液流体流动特征，需将井筒和近井筒附近地层系统紧密联系起

来，明确二系统的实际边界。

萨根 （Sagen ） 等人于2007年在有限差分的基础模型之上提出了一种耦合方法。这种方法模拟了流体从储层孔隙流入井筒过程（源于本迪克森于1990年提出的管道模拟法）。输入各时段各地段储层渗透率、孔隙度和各相流体物性参数就从储藏模型中计算得出各时段各地段的压力和温度。根据萨根等人于2007年研究，这种耦合方法可总结为：给定时间步长，由储藏模型用下式计算出流动系数a n 与b n 。

式b P a n

p n p +=++1n p 1n p M （17） 式中P p 为井筒压力，M p 为各相的质量流量，下标p 为给定的某项流体

（气或水）视（17）式为井筒边界条件，可求出井筒模型的相关参数。井筒模型完成n+1步长计算后，将 M 1n p +、P 1n p +代入储藏模型中，由井筒提供的

边界条件完成储藏第n+1步计算。计算时a n 与b n 取前一步长值。由萨根等人

于2007年建立的储藏流入特征方程得：

P M p

N P n

p n a δ=（18）

由式（17）上式得b n

p ： （19）

稳态储藏与瞬时井筒模型在单油管状态下反映了储藏与井筒的动态特征，并通过应用储藏气体锥进和立管中段塞流体回落等大量例子，显示了耦合模

型的效力。

多西等人于2005年假定气井生产时流体流动主要分为气水混合流和重组分回注速度同气水混合流流速相等时的亚稳定流两种流动类型，认为储层流入与井眼流出都为稳态流动，用稳态算法建立了来井筒积液分析方法。井筒积液过程如图7。

初期，气井以携带所有液流至地面的速度恒速生产，如井ａ。一旦井口压力油管压力增加或储层压力下降，流速就会降至杜特尔临界流速，流体开始回落井底，如井ｂ。随着井底积液的聚集，回压增大，生产压差减少，使得气井产气速度降低。据多西等人于2005年的研究成果，在气井停产前，有一段亚稳定生产阶段，如井ｃ。当产气液量筒回注量相等时，气井停产，如井ｄ。模型把气液流与液体回注流动视为稳定流动，同时，特地假定产水量为常数，并用单相气流表示储藏流动特性，用Ｃullender-Smith模型用来模拟油管工作特性，用杜特尔标准用来计算气井不积液时所需的气体流速。通过校正气水比，油管压力，液体回注等参数和调整储藏流入方程，多西等人

于2005年建立了亚稳态期间液体回注储层模型，计算发现低杜特尔临界流速下的结果同油田观测数据基本一致。因此，他们认为理清储藏与井筒的相互作用对模拟积液气井十分重要。

分析法模型仍尚未被流体力学所证实，但已成为少有模拟和计算积液期期间流体回注地层的模型。

最新研究储层与井筒之间动态作用的方法是数值耦合法，通过创新实验，理清积液时流体在砂岩表面流动的复杂特性来建立模型。

结论

目前，油气田气井井筒积液基础问题仍很薄弱，尤其是储层与井眼之间的动态相互作用。

文章描述了井筒积液过程的复杂性，评述了现行预测积液发生的技术和生产系统的流动模型，给出了储层与井眼之间的动态相互作用的最新研究成果。

在计算气流将全部液体提升至地面所需最小流速的标准时，流体流动假定为稳定流动，因此尚未考虑井筒积液期间流体流动的瞬态复杂性。

虽然两相流动模型得到广泛应用，但有关流体流态从环状流，依次变为搅动流，段塞流，泡流，最后至气井停产的各过渡段流动特征仍比较薄弱。

即使瞬态井眼模型技术得到了应用，但建立预测井筒积液期间储层与井眼之间的动态模型仍未实现。这说明现行确定的储层与井眼之间的边界是错误的。同时，重组分回注地层规律仍未得到流体力学的证明。

储层与井眼动态特征需进一步研究和确证，要在非稳定流动和储层与井眼的边界条件下，建立某种特定循环流动模型模拟近井地带的变化规律。

处理积液井，石油天然气界需要一些可以帮助人们选择可靠的处理方案的预测模型。因此，在这一方面仍需做大量的研究。

致谢

对德克萨斯A&M大学克里斯曼研究基金的帮助表示深切的致谢！

气井井筒积液处理方法概述

气井井筒积液处理方法汇总 摘要：井筒积液是凝析气藏产量下降的一个重要因素，如不及时发现和排除，气井有可能因积液严重而水淹。目前油田正在推广使用的各种典型排水采气技术主要有优选管柱排液、气举排液、泡沫排液、机械排液、超声波排液和天然气循环排液等。现场需根据单井实际情况，选择适合的排液术，避免水淹提高采收率。 关键词：凝析气藏、井筒积液、排水采气技术、采收率； 前言 凝析气藏气井积液的危害主要表现在以下几方面：①气井积液或底水锥进，对气井产生分割，形成死气区，使最终采收率降低，一般纯气驱气藏最终采收率可达90％以上，水驱气藏采收率仅为40％～50％，气藏因气水两相流动和低渗透区的水封隔作用而难以采出，一次开采的平均采收率在40％以下；②气井产水后，降低了气相渗透率，使气层受到伤害，渗流过程中压力损失增大，产气量迅速下降，提前进入递减期；③气井积液后，油管柱内形成两相流动，压力损失增大，气藏的能量损失也增大，导致气井由于自喷带水采气，并逐渐恶化转为间接生产，最后因积液严重而水淹。因此，及时诊断井筒积液是否存在并采取适当的措施，对气井正常生产具有重要意义。 1.井筒积液的原因分析 气井在生产后期，由于地层压力、气井产能下降，井筒温度梯度增大，因温度下降导致天然气中的部分成分在井筒内凝析而形成凝析液，而气井产气量又不足以带出该部分凝析液时，凝析液就回落至井底，产生井筒积液。凝析液积液对气井生产影响较地层液积液大，在纯气井出现凝析液积液的初期，地层压力相对较高的情况下，积液达到一定程度后气井可以靠自身能量带出积液。 2.常用排液采气技术 2.1泡沫排液采气 泡沫排液技术是通过向井底注入降低气液界面张力的起泡剂，它与水混合在气流搅动下形成低密度的泡沫，易被气流带至井口。起泡剂有降低界面张力，使气液两相更易分散混合、降阻等作用，它的注入有利于气液两相垂管流态的转变、减少滑脱损失，以达到减少井内积

井筒积液识别

胜利油田浅层产水气藏井筒积液的预测与识别 摘要 胜利油田浅层气藏以河流相沉积的透镜状岩性气藏为主，开发中易出水，井筒积液现象在气藏开发中较为普遍。由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，气井正常生产中较难察觉。由于井筒积液容易对近井地带及储层造成伤害，严重影响气井产量，因此井筒积液状况的准确判断，直接影响产水气藏的开发效果。本文在浅析浅层产水气藏井筒积液形成机理的基础上，对其动态预测与识别方法进行了探索。 主题词 浅层气藏 井筒积液 形成机理 预测与识别 胜利油田浅层产水气藏的开采中，由于产液量较小（一般在2～5m 3 /d ），多数气井在正常生产时的流态为雾状流，液体以液滴的形式由气体携带到地面。但当气井产量较小时，将不能提供足够的能量使井筒中的液体连续流出井口，液体将与气流呈反方向流动，并积存于井底，形成积液，对产层形成回压，回压的增加将大大影响气井的产量。随着产气量下降，气井的排液能力降低，造成进一步的积液和产量下降，形成恶性循环。由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，多数积液气井生产中井口并未见水，因此较难察觉。为此，笔者根据胜利油田产水气藏开发特点，提出了井筒积液的预测模型和几种简便的动态识别方法。 1 根据临界流量预测井底积液 边底水进入井底后，井筒出现气液两相流。当储层的压力较大、气体产量较高的情况下，井筒内以环雾状流型为主；随着气藏能量降低，气体产量下降，井筒内还会出现搅拌流和段塞流。一旦井筒内出现了搅拌流或段塞流，气体携液能力明显下降。因此，当井筒内出现非环雾流时的气体产量可称为气体携液临界产量，气井产量低于临界产量时就会出现“井筒积液”现象。由于胜利浅层气藏气井出水量小，生产气液比一般高于1400m 3 (标)/m 3 ，适合采用高气液比携液临界产量模型。 1.1模型建立 通常现场采用的气井携液临界流速的公式为 5.025.025.0/)( 6.6g g l g V ρρρσ-= (1) 式中：g V 为携液临界流速，s m /；σ为液滴表面张力，m N /；l ρ为液滴密度，3/m kg ； g ρ为气体密度，3/m kg 。 在模型（1）的推导过程中，气体的雷诺数范围假设为5410210?<

气藏气井生产动态分析题改图

气藏气井生产动态分析题 一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/ 2 〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水2.1m3/d（凝析水）为纯气藏。 该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。 请结合该井的采气曲线和压力计原始记录： 1、计算该井压力梯度； 2、分析判断气井采气参数变化的原因。 **井井下压力计原始测压记录 测压时间井深（m）压力（MPa） 压力梯度 （MPa/100m） 备注 86.4.28 9：00014.25 9：20100014.930.068 9：40150015.270.068 10：00200015.610.068 10：20227115.800.070 10：40270016.100.070 11：00295016.280.0722950遇阻 测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。

_井筒积液典型症状_法判断气井积液_张贱荣

在气井生产过程中，井筒积液会增加气井的回压，限制气井的产能，尤其对于低压气井，井筒积液过多会导致气井完全停喷，从而影响气藏的采收率。李闽、Ｔｕｒｎｅｒ等研究从气井携液临界流量入手来判断气井积液；ＧＵＯ、赵先进等研究用确定动能因子的下限值来判断气井积液。本文利用井筒典型症状法并结合动能因子来判断气井积液。气井生产时通常会产出一些液体，这些液体主要来源于气态烃类的凝析作用（凝析液）、地层中储集层的地层水或层间水。当气井中的积液未导致气井停喷时，气井中液体通常是以液滴的形式分布在气相中，流动总是在雾状流范围内，气体是连续相而液体是非连续相流动。当气相不能提供足够的能量来使井筒中的液体连续流出井口时，就会在气井井底形成积液。通过研究发现气井井筒积液时有着典型的症状，诸如：产量突然下降、井口出现液体段塞、井筒压力梯度变化大、产液量降低、油套压波动大、油套压差大、环空液面上升等。通过对气井的多项生产数据指标的监测可以达到提早识别井筒积液的目 的。动能因子反映气水两相在油管内的流动特征。依据ＧＵＯ、赵先进、刘志森等的研究，气井积液的关键控制因素是井底条件。动能因子Ｆ计算公式为： （１） 从动能因子关系式中看出，当工作制度不变时，日产气量越大，井底流压越小，动能因子就越大，携液能力也就越强。“井筒积液典型症状”预测法是依据地面的生产数据进行的气井积液判断，动能因子是从井底进行气井积液判断，所以把“井筒积液典型症状”预测法和动能因子结合起来可以更加准确的判断气井积液。以ＤＫ１３井区的４５－１井为例。该井井深２８７０．３ｍ，于２００６年９ 月投产，至２００９年６月３０日累积产气６１０．７８５２×１０ｍ，累积产水 １０５．８８ｍ，用图１、图２描述４５－１井生产动态。 由图１可看出，随着油嘴直径的增大，前期的产量随之增加，但到了后期却反而下降，这说明气井后期可能积液了。图１中２００６年１２月７日，日产水量１．１６ｍ／ｄ是采取提产带液和套注泡沫剂的措施下采出的，当措施过后，１２月８日到１２月１３日日产水量降为０．３９ｍ／ｄ，这之后日产水量再降为０．０８￣０．０９ｍ／ｄ；２００７年２月６日，日产水量３．３９ｍ／ｄ是采取提产带液和套注泡沫剂的措施下采出的，当措施过后，日产水 量再降为０．０８￣０．０９ｍ／ｄ。这种迹象也表明气井可能积液。 在４５－１井生产期间共对其进行了四次流压及井筒压力梯度测试，测试结果显示均积液，这验证了上述分析的正确性。测试数据如表１所示。 由图２可看出，４５－１井在生产过程中的油压波动较大，油套压差 平均３．５ＭＰａ，最大的达到７．９ＭＰａ。表１中的油套压差是在气井不同程度积液后测得，其平均值为３．７ＭＰａ，而气井刚积液时的油套压差要小于该值。综合以上分析可知，４５－１井在整个生产过程中均不同程度积液。现利用公式（１）计算４５－１井整个生产过程的动能因子，其动能因子范围为２．５６￣９．１５，４５－１井的部分计算的动能因子如表２所示。这跟赵先进等研究的积液判断标准相符，也证实了前面的分析是正确的。 通过上述实例可看出，利用“井筒积液典型症状”可以快速有效地判断气井井筒积液，再利用动能因子可以进一步验正气井是否积液，这两种方法可以相互补充。（１）用“井筒积液典型症状”预测气井是否积液时，要综合分析产气（液）量的变化、油（套）压的波动及油套压差值的大小等几方面。该方法是从气井的表现症状去判断气井是否积液，用到的压力及油套压差数据值受压力计的计量精确度影响，此方法具有一定的适用性。 （２）“井筒积液典型症状”预测法是依据地面的生产数据，从现象上判断气井是否积液；动能因子是从理论上判断气井是否积液，所以把“井筒积液典型症状”预测法和动能因子结合起来可以更加准确地判断气井积液。 ［１］ ［２］ ［３］ ［４］ ［５］ ［４］ ［５］［６］４３ ３３ ３ ３３３ １ 方法与原理 ２ 实例应用 ３ 结论 参考文献 式中：－动能因子；－日产气量，ｍ?ｄ；ｍ?ｓ；；－天然气相对密度，无因 次； －井底条件下天然气偏差系数，无因次；－井底气流温度，Ｋ；－井底流动压力，ＭＰａ；－油管直径，ｍ。 图１ＤＫ３０井区４５－１井日产气（水）量与工作制度 表１ＤＫ３０井区４５－１井流压及井筒压力梯度测试数据 表２ＤＫ３０井区４５－１井部分计算的动能因子 ３－１－１（转１５４页） “井筒积液典型症状”法判断气井积液 张贱荣 贾保奎 罗迪 ① ② ① （西南石油大学石油工程学院②中国石油长庆油田第五采油厂冯地坑采油作业区） ①摘要关键词气井井筒积液时一般会降低气井产能，从而影响气藏的采收率。于是在气井生产中气井井筒积液值得关注，预测和判断气井积液就变得非常重要。研究发现气井井筒积液时常伴随产量突然下降、油套压波动大、油套压差大、井筒压力梯度变化大等典型症状。依据气井生产动态资料，通过井筒积液典型症状法预测和判断气井积液，并结合动能因子，得出井筒积液典型症状法具有一定的适用性。 井筒积液典型症状动能因子气井图２ ＤＫ３０井区４５－１井油、套压及油套压差

气井积液情况分析

龙源期刊网 https://www.wendangku.net/doc/d618357223.html, 气井积液情况分析 作者：文菁菁唐瑜罗兰婷罗西 来源：《科技创新导报》2015年第11期 摘要：气藏在开采过程中，随着采出程度的增加和地层压力的下降，生产中往往伴随着 边底水、凝析油的侵入，这对天然气的开采危害很大，轻则使产气量降低，重则导致井筒积液、水淹停喷。该文通过对X-16井的实际带液能力及储量的分析计算，知道怎样判别气井积液，在气井初期积液可依靠自身能量能够满足正常带液生产，但随着气藏能量的下降，带液效果不佳，需要外在措施来满足排液采气需要，通过计算该井剩余储量来评估采取措施的必要性。 关键词：积液带液排液采气储量 中图分类号：TE375 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）04（b）-0234-01 1 气井生产情况 X-16井为定产量生产气井，该井月平均工作套压3.77 MPa，油压3.02 MPa，油套压差0.75 MPa，日产气0.6×104 m3/d，日产凝析油0.1 t，日产水0.01 m3/d。该井正常生产过程中，无法将所产液体完全带出，致使该井的油压呈逐渐下降趋势。为保证该井的正常生产，该井采取的定期降压提产带液的措施。每隔1 d放喷带液已经不能完全带出井底积液，所以采取每天带液的临时措施，采取该措施后生产比较稳定。下一步就是要对该井的实际带液能力、储量进行计算，看是否有采取排液采气工艺的必要性。 2 气井带液能力分析 2.1 气井压力梯度 许多气井常规试井测试表明，油管鞋附近常常表现出压力梯度异常现象，即其梯度超过纯气柱的梯度。纯气柱压力梯度一般不超过0.2 MPa/100 m，超过就可初步判定井筒为气液柱或井底有积液现象，梯度越大说明积液越严重。X-16测试流压真重，气层中部绝对压力为 5.8270 MPa，梯度为0.2630 MPa/100 m，井底是有积液的。 2.2 气井临界携液流量 为保证气井不积液，气井产量必须大于临界携液流量[1]。1969年，Turner等人[2]建立了液滴模型，国内外许多研究者在Turner液滴模型的基础上，提出了多种新的计算模型。推导 出的临界流速公式只不过是系数不一样，是对Turner液滴模型进行的修正或改进 [3]。

气井动态监测内容及技术要求

气井动态监测内容及技术要求 采气井动态监测技术是科学管理气井的重要技术手段，它通过对气井在生产过程中的产量、压力，流体物性的变化，以及井下、地面工程的变化等监测，及时有效地指导其合理开采，随着我国天然气工业的发展，采气井逐渐增多，对采气井实施规范化、科学化的动态监测，有利于提高采气井的管理水平，提高开采效果。 （一）采气井动态监测录取资料内容 1.压力 （1）气井的原始地层压力。 （2）气井历次关井中的稳定压力。 （3）流动压力。 （4）关井时测压力恢复曲线的恢复压力。 （5）井口工作压力。 （6）分离器前各节点压力，分离器压力、计量系统压力。 2.温度 （1）气井的原始地层温度。 （2）生产过程中气层中部温度。 （3）关并时压力稳定后的地层温度。 （4）生产时井口气流温度。 （5）分离器前各节点温度、分离器温度、计量系统温度。 3.产量 （1）天然气产量。（2）地层水产量。（3）凝析油产量。 4.产出流体理化性质 （1）天然气、地层水、凝析油常规取样化验分析数据， （2）天然气中H2S和CO2含量， （3）地层水中H2S含量。 （4）气井高压物性（p、V、T)数据。 5.工程监测 （1）产出层段及产出剖面。 （2）井下套管腐蚀情况及描述。 （3）井下油管断落数据，腐蚀情况及描述， （4）地面各腐蚀监测点测试记录。 （5）历次加注缓蚀剂记录资料． （6）气层垮塌深度， （7）井下堵塞位置。 （二）采气井动态监测要求 1.压力监测 压力单位为MPa，修约到两位小数。 （1）测井底恢复压力 ①投产前侧关井的气层中部稳定压力（PR），探区新井视PR=Pi（原始地层压力）。 ②测取投产之后各生产阶段的关井恢复压力（Pws）。投产一年后测一次，其后每两年测一次。 （2）测井底流动压力（Pwf）

油井动态分析

油气井动态分析 目录 第一节直井生产动态分析 (2) 第二节水平井生产动态分析 (24) 第三节气井生产动态分析 (34)

第一节 直井生产动态分析 在油井动态分析中，油井流入动态特征，是指原油从油层内向采油井底流动过程中，产量与流动压力之间的变化特征，它主要决定于油藏的驱动类型和采油井底各相流体的流动状态，这种变化特征是预测油井产能、确定采油井合理工作制度以及分析油井产能变化规律的主要依据。 气井的绝对无阻流量又称无阻流量，以Q AOF 表示，它是判断气井产能大小和进行气井之间产能对比的重要指标，也是确定气井合理产能的重要依据。气井的绝对无阻流量定义为：当气井生产时势井底流动压力降为一个绝对大气压（即无井底回压）时，气井的最大潜在理论产量。实际生产时，气井的绝对无阻流量是不可能达到的。它主要作为确定允许合理产量的基础。气井投产后的允许合理产量的，限定为绝对无阻流量的1/4和1/5，需要说明的是气井的绝对无阻流量，并不是一成不变的。对于定容封闭消耗气藏来说，它随气藏压力的降低而减小，有效的增产措施也会提高气井的绝对无阻流量。因此，需要根据气井的生产动态和压力、产量变化情况，结合地层压力的测试，不失时机地进行气井绝对无阻流量的测试，以便调整气井的合理产量。 一、生产指数和IPR 1、生产指数：通常用生产指数J 表示油井的生产能力，生产指数J 定义为产量与生产压差之比。 P Q P P Q J o wf r o ?=-= 1 o Q ——原油产量，bbl/d ； J ——生产指数，bbl/(d.psi)； r P ——油井泄油区的平均压力（静压） ；psi ； wf P ——井底流压，psi ；P ?——压差，psi 。

气井动态分析模板教学提纲

气井动态分析模板

气井动态分析 2009年动态分析模式 一、气井生产阶段的划分 1、生产阶段的时间划分 （1）从XXX到XXX是什么阶段。 （2）从XXX到XXX是什么阶段。 2、生产阶段划分描述 （1）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。 （2）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。 二、气井异常情况分析处理 1、异常类型判断 （1）从XX到XX是XX故障。 （2）从XX到XX是XX故障。 2、异常现象描述 （1）异常1：XXX，是由XX故障引起的。 （2）异常2：XXX，是由XX故障引起的。 3、建议处理措施 （1）异常1：XXX处理。 （2）异常2：XXX处理。 三、气井工艺选择 1、XXXX。 2、XXXX。

3、XXXX。 四、计算 解：依据公式：XXX。 带数据 结果。 答：XXXXXXXXXXX。 2012年动态分析模式 一、获取数据生产采气曲线（EXCEL表格内） 1、获取数据与原表保持一致。 2、采气曲线生产。 曲线个数和题目保持一致。 油套压在1个坐标系内。 二、气井异常情况分析处理 三、气井工艺选择 四、计算 生产阶段的划分 无水气井（纯气井）：净化阶段，稳产阶段，递减阶段。 气水同产井：相对稳定阶段，递减阶段，低压生产阶段（间歇、增压、排水采气） 气井异常情况

一、井口装置 1、故障名称：井口装置堵 现象描述：套压略有升高；油压升高；产气量下降；产水量下降；氯离子含量不变。 处理措施：（1）没有堵死时：注醇解堵。 （2）堵死：站内放空，井口注醇解堵。 2、故障名称：井口装置刺漏 现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量下降（刺漏点在流量计前）；产水量增加；氯离子含量不变。 处理措施：（1）验漏，查找验漏点。 （2）维修或处理漏点。 3、故障名称：仪表仪器坏 现象描述：（1）一个参数变化，仪表故障； （2）两个参数变化，传输设备故障； 处理措施：（1）维修仪表。 （2）维修传输设备。 二、井筒 1、故障名称：（1）油管挂密封失效。 （2）油管柱在井口附近断裂。 现象描述：套压等于油压；产气量略有上升；产水量不变；氯离子含量不变。 处理措施：（1）检查处理油管挂密封装置。

二氧化碳应用于气井气举排液分析

二氧化碳应用于气井气举排液分析 发表时间：2010-07-06T16:15:04.013Z 来源：《价值工程》2010年第1月下旬供稿作者：秦贵宾 [导读] 根据是否采用诱喷手段，气井排液可分为井筒排液、地层排液和井筒地层两者综合排液三种方式。 秦贵宾（大庆油田有限责任公司大庆榆树林油田开发有限责任公司，大庆 163453） 摘要：在井下作业和酸化过程中，大量液体进入了井筒和地层中，导致气井井口压力低而不能正常开井生产；如不彻底将这些液体排出井外，不但影响气井产量，甚至会产生二次污染，大大降低酸化措施效果。针对上述问题，又综合考虑到液氮气举费用较高，借鉴液氮气举的工作原理，2008年在芳深X井进行二氧化碳气举排液现场试验，取得了较好的排液效果，气井均恢复了正常生产，理论分析与现场试验表明：液态二氧化碳气举气井是可行的。 关键词：气举；复合排液；液态二氧化碳 中图分类号：TE35 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2010）03-0032-02 1 二氧化碳气举工作原理 液态二氧化碳气举与液氮气举工作原理相似，是一种人工举升方式,它是先通过泵车将液态二氧化碳增压，然后注入到油套环形空间内，整个施工过程中不需要动管柱。其中注入到油套环形空间的液态二氧化碳与地层能量换热后体积膨胀，使得Pi不断上升，随着注入的不断进行，Pi和Pd不断增大，当Pi+Pd+Pc>Pt时，油套环形空间中的液体就会向油管内流动；当Pi+Pd增大一定程度时，即当 Pi+Pd+Pc>Pt+ρgh就会有液体从油管排出。如果在二氧化碳气举前从油管内向井底加入了泡排剂，在注入的不断搅动下，井底液体起泡，密度变小，这样使得在较小的Pi+Pd条件下，就可将油管内液体举出井口，最终有利于在短期内将井底积液举出井口。其中Pi为井口二氧化碳注入压力，Pd为注入油套环形空间内液态二氧化碳产生的静液柱压力，Pc油套环形空间内液体产生的静液柱压力，Pt为油管内液体产生的静液柱压力，ρ为举出流体的密度，h为油管内液体顶界面距离井口的高度，整个过程不考虑流动过程产生的摩擦阻力。 注入的二氧化碳极易溶于水，一定程度上可以降低井筒内液体的密度，有利于举升；并且二氧化碳在油管上升过程中，压力不断降低，体积逐渐增大，二氧化碳的二次膨胀也对液体起到携带作用。 2 现场应用情况 根据是否采用诱喷手段，气井排液可分为井筒排液、地层排液和井筒地层两者综合排液三种方式。第一种排液方式是井筒排液，这一过程主要依靠二氧化碳气举人工能量补充或泡排剂助排共同排液；第二种排液方式是地层排液，它主要是在井筒排液见效后，利用地层能量将地层和井筒中的液体带出井口；第三种排液方式是井筒地层两者综合排液，它主要是考虑到排液初期地层产液量较多，当地层产液量大于井口排液量时，利用人工能量补充的方式将井底积液带出井口。以下是两口井二氧化碳气举现场排液情况：芳深X井二氧化碳气举排液情况。（1）气井概况。芳深X井自2003年11月投产以来，累计生产1078.5h，平均日产液态二氧化碳 13.3t，累计生产液态二氧化碳595.7t，液化率按50%计算，折算井口来气约65.5270×104m3，约采出动用储量的0.33%。2007年9月30 日-11月11日进行了换管柱、采气树等作业，液氮气举后井口压力达到了7.5MPa，后经约一个月的压力恢复，井口最高压力达到8.2MPa，与作业前井口最高压力12.5MPa相差4.3MPa。分析认为：芳深X井在作业过程压入密度为1.15-1.23g/cm3的压井液约600m3，后经过两次气举，排出约100m3压井液，这样约有500m3压井液存在于井筒和近井筒附近，井底积液严重导致了气井不能实现正常生产。针对上述情况，现场试验了二氧化碳气举排液。（2）现场排液情况。由于地层流体能量有限，仅依靠放空很难将大量的油管堵塞物和井底积液带出井外；借鉴液氮气举的工作原理，通过二氧化碳“套注油排”人工能量补充和井口开口放空，有助于携带大量的井底脏物和水份。3月7日到3月8日，基本上维持套管注，油管放，放空气体中带有大量水份，但由于现场没有水量计量装置，故二氧化碳气举排水量无法准确确定；累计注入液态二氧化碳50t，累计注、放时间14.8h，平均注入速度3.4t/h。 芳深X井自二氧化碳吞吐排水后，经过约20天的压力恢复，井口压力由7.5MPa上升到了11.0MPa。从曲线可知：目前井口压力比二氧化碳气举排水前增加了2.8MPa。 通过油套压、产气量变化情况可知：芳深X井二氧化碳气举排水现场试验取得了明显效果，借鉴其成功经验并考虑到升气X井井筒积液较为严重，现场试验了二氧化碳气举+泡排复合排液。 3 二氧化碳气举与其它排液方式对比 3.1 与液氮气举对比。氮气不易溶解于水中，而二氧化碳极易溶解于水，可形成弱酸环境，一定程度上可抑制粘土矿物的膨胀，削弱井底积液对地层的水敏伤害；并且在二氧化碳气举过程中，随着压力的降低，溶解在水中的二氧化碳会解析出来，一定程度上可起到携水的作用。 液氮气举一次约8万元，费用较高，并且一次气举一般不能将气井彻底举活，需多次气举才能完成，结果增加了液氮气举的费用；这样对于低产低效井，整体经济效益低。而二氧化碳气举由于液态二氧化碳成本低，气举一次约1万元，经过1-2次气举可将气井彻底举活，累计费用约1-2万元，对于低产低效井，具有施工成本低，整体经济效益较明显的优点。 3.2与提捞排液对比。提捞工艺应用于低产、低能、低产出液井的定期排液，抽汲深度<2000m，日产水<1m3。而二氧化碳气举具有施工压力高、排量大等特点，可完成中浅层气井的气举，也可以完成深井的气举。提捞工艺技术对井下管柱要求比较严格，管柱不能有变形、变径等情况。而二氧化碳气气举对管柱要求不严格，只要油管连通能形成一个循环的通道即可。提捞排液需要有防喷装置，如果气井压力恢复速度远超过防喷装置密封速度，该井极有可能发生井喷事故，存在一定的安全隐患。 4 结论及认识 （1）液态二氧化碳气举排水在原理上与液氮气举相似，通过对芳深X井现场应用二氧化碳气举排出了大量液体，油套压和产气量均大幅增加，现场试验表明液态二氧化碳气举气气井井筒积液是可行的。（2）二氧化碳气举采用反注方式，即套注油排，考虑到注入的液态二氧化碳温度较低（-20℃），通过注入二氧化碳温度预测模块可知，当注入速度、注入时间较大时，井口附近的温度可能会降到0℃以下；为了避免注入过程中发生井筒冻堵，应在有套压或在套压为零但加注部分隔离液（建议为甲醇）的前提下再注入液态二氧化碳进行气举。（3）气井排液分为井筒排液、地层排液和井筒地层综合排液三种方式；当井筒排液有效后，地层依靠自身能量进行地层排液，但当地层产出液量大于井口排出液量时，即井口压力不断下降时，表明已产生严重井底积液，此时可以考虑采取间歇液态二氧化碳气举。（4）综合考虑排水效果、施工经济性、天然气气井实际情况等方面，需要对液态二氧化碳气举+泡排复合排水技术进行合理优化，不断提高其排水效果

天然气井井筒积液判识技术研究

天然气井井筒积液判识技术研究 发表时间：2018-08-10T15:32:40.233Z 来源：《科技中国》2018年4期作者：安峰韩智伊陈庆军郑杰李广利[导读] 摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田属于典型“三低”气藏，储层普遍含气，气层普遍有水，气井投产后，普遍产水，产量低，递减快。统计分析发现，苏里格气田平均单井产量1.0X104m3／d，产量低导致产水气井携液能力减弱，易造成气井普遍出水，井筒普遍积液。尤其是随着气田开发的不断深入， 摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田属于典型“三低”气藏，储层普遍含气，气层普遍有水，气井投产后，普遍产水，产量低，递减快。统计分析发现，苏里格气田平均单井产量1.0X104m3／d，产量低导致产水气井携液能力减弱，易造成气井普遍出水，井筒普遍积液。尤其是随着气田开发的不断深入，产量逐步递减造成气井携液能力持续下降，产水气井逐年增多，气井产水、井筒积液已经严重影响到了气井的正常生产和产能发挥。因此，及时对天然气井井筒积液进行判识并采取针对的应对措施非常关键，本文就天然气井井筒积液常用的相关判识技术进行了研究。 关键词：天然气井井筒积液判识技术 1 前言 苏里格气田采取低成本开发战略，气井井筒内压裂管柱与生产管柱一体化，且投产前投放井下节流器进行节流生产，地面采用井间串接、井口湿气计量的集输工艺。特殊的井筒和地面工艺决定了排水采气工艺的难度，单井井口不能定量计量产水量，气井积液、产水情况不能快速准确识别。随着气田开发的不断深入，产量逐步递减造成气井携液能力持续下降，产水气井逐年增多，气井产水、井筒积液已经严重影响到了气井的正常生产和产能发挥。气井积液判识，已经成为能否针对有效实施排水采气的关键环节。结合积液井生产特征及近几年开展的气井积液判识研究，形成了气井定性判断积液状况和定量确定井筒积液判识技术。 2气井积液判识研究 2.1定性判断一直观法 日产气量和套管压力波动是气井积液的重要标志，对于低产气井，积液的征兆是出现套压升高；高产井则呈现套压降低，日常生产中，常用以下几种方法直观判断气井积液情况。 （1）采气曲线法：套压上升，产气量下降，判断积液；套压不变，产气量下降，判断积液；套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势，判断积液。 （2）油套压差法：根据关井后套压与油压之差，来判断气井井筒是否有积液存在。 （3）采气曲线法：生产期间，套压连续10天不变或上升，且产气量下降，总下降幅度超过20％，判断为产生积液。 （4）采气曲线法：生产期间，套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势。套压、产气量波动幅度超过20％，两个周期后，判断为产生积液。 （5）采气曲线法：生产期间，24dx时内油压、套压变化超过20％，产量变化超过50％等复杂情况进行报警提示，人工判断处理。 （6）油套压差法：关井3天后，油套压差大于3MPa，判断为产生积液。 2.2定量判断 定量判断气井积液有5种方法：临界携液流量法、动能因子法、回声液面探测法、压力梯度测试法、气液两相计量法。 2.2.1临界携液流量法 在生产井中确定井口处气体的最小速度，以保证液体能够被采出地面而不致降落在井中，井口处天然气的速度可以通过采气曲线，取得井口压力和日产气量来计算。国外Libson根据自己的经验把井口处油管中的气流速度为1000英尺／分钟(约305m／min)看作是井保持自喷的临界速度。 根据R．V．Smith的研究，从Wesf Pomhandle和Hugoton气田的经验发现，要持续地从井中排出烃类液体，所需要的速度为5-10英尺／秒，而排水则需要有10-20英尺／秒的速度。临界速度也可以由Turner等模型进行计算，计算公式如下：临界流速为： 临界流量为： qcr=2.5x104 根据单井油管规格、井口油压、日产气量计算临界携液流量，当日产气量小于临界携液流量2/3根据单井油管规格、井口油压、日产气量计算临界携液流量，当日产气量小于临界携液流量2/3时判断为产生积液。 2.2.2动能因子法 动能因子(油管鞋处)反映了气水两相在油管内的流动特征。其公式表示为： 分析流速与临界流速的关系，当井底流速无限接近椭球形临界流速时，动能因子为5；当井底流速无限接近与tumer模型时，动能因子为12。如果动能因子小于5，则井筒积液一定有积液，动能因子大于5d小于12时，则可能积液，当动能因子大于12时则不积液。通过生产实践及现场实测，取动能因子8为判断标准。 根据单井油管规格、井口油压、日产气量计算动能因子，当动能因子小于8时，则井底有积液。 2.2.3回声液面探测法 回声仪探液面测试原理：安装在井口上的发声装置发出一束超声波，声波沿油套管环形空间向井底传播，遇到音标、油管接箍和液面等会发生反射。 声速法计算液面：测出声波反射时间，再根据声速来计算液面位置D=TV／2，其中D：井口到液面的距离；T：声波从发射到接收的时间；V：声速。 接箍法计算液面：根据液面的反射界面和油管节箍的反射界面来进行液面深度的计算。 D=L×N，其中D：井口到液面的距离；L：平均节箍间距离；N：反射节箍个数。 2.2.4压力梯度测试法

气井井筒积液机理及积液预测研究

本栏目合办单位：中国石油大学（北京）北京雅丹科技开发有限公司 49 中国石油和化工 2011?06□　赵婧姝 向耀权 檀朝东 （中国石油大学（北京），北京昌平，１０２２４９） 气井井筒积液机理及积液预测研究 摘 要：本文通过产水气井不同产水阶段井筒特性参数的研究，分析探讨气井积液机理。在掌握积液规律的 基础上，对出水量较大的生产气井，运用临界携液流量方法进行积液预测研究，为气井控水开发、提高气藏采收率提供技术依据。 关键词：积液预测　临界携液流量　多相流 １　前言 随着气田的持续开发，储量动用的提高，开发井网的完善，气井出水量和出水气井数呈不断增多的趋势，气井井筒积液和出水影响正常生产等问题逐步显现，气井出水使单相气体渗流转变为气水两相渗流，不仅造成气相渗透率降低，同时大量消耗地层能量，井筒内不能携带的积液降低生产压差，造成气井低产甚至停产。井筒积液和出水已经成为制约气井产能的重要原因。 ２　气井井筒积液机理研究 气井积液是从井筒开始的，井筒条件的恶化是导致气井不能正常带液生产的直接条件，研究气井带水生产时井筒参数的变化，对于探寻气井的积液规律有着重要的意义［１］。目前，国内外学者已经通过大量的理论和实验研究，建立起成熟的多相流压力计算方法。本文将运用多相流方法，计算气井带水生产时井筒气水流态、持液率、压力等参数的变化，从机理上掌握气井的积液规律。气井生产时，不同的井筒参数反映不同的气井状况，研究井筒参数的变化，可以对产水气井进行积液诊断，从而帮助分析气井的积液机理。 以西部涩北气田的产水气井为例，计算气井在不同水气比阶段气井井筒流态、持液率、气液速度、压力损失的变化，分析气井从正常生产到积液的变化情况。涩北气田是典型的低产水气田，选择比较有代表性的气井进行分析，气井基础数据如下：井深１１３０ｍ，地层压力１２．３ＭＰａ，地温梯度３．０℃／１００ｍ，日产气在３×１０４ｍ３／ｄ左右。分析气井在三个水气比阶段：低水气比阶段（０．０３ｍ３／１０４ｍ３）、中等水气比阶段（０．３ｍ３／１０４ｍ３）、高等水气比阶段（３ｍ３／１０４ｍ３），气井出水由小变大时的井筒参数变化。 ２．１　不同水气比下井筒流态变化 不同水气比下井筒流态变化分别如图１～图３所示， 其中图１为０．０３ｍ３／１０４ｍ３水气比井筒流态变化，图２为０．３ｍ３／１０４ｍ３水气比井筒流态变化，图３为３ｍ３／１０４ｍ３水气比井筒流态变化。通过对比研究发现气井产水量较少时，在低水气比和中等水气比生产阶段（０．０３～０．３ｍ３／１０４ｍ３水气比），气井正常带液生产，整个井筒流态为带水能力较好的环雾流，当出水量增大，水气比上升到３ｍ３／１０４ｍ３时，井筒流态恶化，井筒下部会出段塞流，气井带液生产能力下降，气井可能有积液的危险。

气井动态分析模板

气井动态分析 2009年动态分析模式 一、气井生产阶段的划分 1、生产阶段的时间划分 （1）从XXX到XXX是什么阶段。 （2）从XXX到XXX是什么阶段。 2、生产阶段划分描述 （1）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。 （2）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。 二、气井异常情况分析处理 1、异常类型判断 （1）从XX到XX是XX故障。 （2）从XX到XX是XX故障。 2、异常现象描述 （1）异常1：XXX，是由XX故障引起的。 （2）异常2：XXX，是由XX故障引起的。 3、建议处理措施 （1）异常1：XXX处理。 （2）异常2：XXX处理。 三、气井工艺选择 1、XXXX。 2、XXXX。 3、XXXX。 四、计算 解：依据公式：XXX。 带数据 结果。 答：XXXXXXXXXXX。 2012年动态分析模式 一、获取数据生产采气曲线（EXCEL表格内） 1、获取数据与原表保持一致。 2、采气曲线生产。 曲线个数和题目保持一致。 油套压在1个坐标系内。 二、气井异常情况分析处理 三、气井工艺选择 四、计算 生产阶段的划分 无水气井（纯气井）：净化阶段，稳产阶段，递减阶段。 气水同产井：相对稳定阶段，递减阶段，低压生产阶段（间歇、增压、排水采气）

气井异常情况 一、井口装置 1、故障名称：井口装置堵 现象描述：套压略有升高；油压升高；产气量下降；产水量下降；氯离子含量不变。 处理措施：（1）没有堵死时：注醇解堵。 （2）堵死：站内放空，井口注醇解堵。 2、故障名称：井口装置刺漏 现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量下降（刺漏点在流量计前）；产水量增加；氯离子含量不变。 处理措施：（1）验漏，查找验漏点。 （2）维修或处理漏点。 3、故障名称：仪表仪器坏 现象描述：（1）一个参数变化，仪表故障； （2）两个参数变化，传输设备故障； 处理措施：（1）维修仪表。 （2）维修传输设备。 二、井筒 1、故障名称：（1）油管挂密封失效。 （2）油管柱在井口附近断裂。 现象描述：套压等于油压；产气量略有上升；产水量不变；氯离子含量不变。 处理措施：（1）检查处理油管挂密封装置。 （2）更换油管。 2、故障名称：（1）油管堵。 （2）节流器堵。 现象描述：套压略有升高；油压下降；产气量下降；产水量不变；氯离子含量不变。 处理措施：（1）注醇解堵。 （2）维修更换节流器。 3、故障名称：节流器失效 现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量上升；产水量上升；氯离子含量不变。 处理措施：维修更换节流器。 4、故障名称：油管积液 现象描述：套压上升；油压下降；油套压差增大；产气量下降；产水量可能上升或下降。 处理措施：（1）排水采气及优化加注量，缩短加注周期。 （2）堵水采气：1、机械堵水，下封隔器。2、化学堵水：胶体打进油管。 5、故障名称：气井水淹 现象描述：套压下降；油压下降；产气量为0；产水量为0。 处理措施：（1）气举排水采气。 （2）抽吸排液。 6、故障名称：井底积垢 现象描述：套压下降；油压下降；产气量下降；产水量下降；下降的趋势相同。 处理措施：洗井。

气井动态分析模板

气井动态分析 2009 年动态分析模式 一、气井生产阶段的划分 1、生产阶段的时间划分 （1）从XXX 到XXX 是什么阶段。 （2）从XXX 到XXX 是什么阶段。 2、生产阶段划分描述 （1）XX 阶段：XX 参数变化；XX 参数变化；XX 参数变化。 （2）XX 阶段：XX 参数变化；XX 参数变化；XX 参数变化。 二、气井异常情况分析处理 1、异常类型判断 （1）从XX 到XX 是XX 故障。 （2）从XX 到XX 是XX 故障。 2、异常现象描述 （1）异常1：XXX ，是由XX 故障引起的。 （2）异常2：XXX ，是由XX 故障引起的。 3、建议处理措施 （1）异常1：XXX 处理。 （2）异常2：XXX 处理。 三、气井工艺选择 1、XXXX 。 2、XXXX 。 3、XXXX 。 四、计算解：依据公式：XXX 。 带数据 结果。 答：XXXXXXXXXXX 。 2012 年动态分析模式 一、获取数据生产采气曲线（EXCEL 表格内） 1、获取数据与原表保持一致。 2、采气曲线生产。曲线个数和题目保持一致。油套压在1 个坐标系内。 二、气井异常情况分析处理 三、气井工艺选择 四、计算 生产阶段的划分无水气井（纯气井）：净化阶段，稳产阶段，递减阶段。气水同产井：相对稳定阶段，递减阶段，低压生产阶段（间歇、增压、排水采气） 气井异常情况 一、井口装置 1、故障名称：井口装置堵现象描述：套压略有升高；油压升高；产气量下降；产水量下降；氯离子含 量不变。 处理措施：（1）没有堵死时：注醇解堵。

（2）堵死：站内放空，井口注醇解堵。 2、故障名称：井口装置刺漏现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量下降（刺漏点在流量计前）；产水量增加；氯离子含量不变。 处理措施：（1）验漏，查找验漏点。 （2）维修或处理漏点。 3、故障名称：仪表仪器坏 现象描述：（1）一个参数变化，仪表故障； （2）两个参数变化，传输设备故障； 处理措施：（1）维修仪表。（2）维修传输设备。 二、井筒 1、故障名称：（1）油管挂密封失效。（2）油管柱在井口附近断裂。现象描述：套压等于油压； 产气量略有上升；产水量不变；氯离子含量不变。处理措施：（1）检查处理油管挂密封装置。 （2）更换油管。 2、故障名称：（1）油管堵。 （2）节流器堵。 现象描述：套压略有升高；油压下降；产气量下降；产水量不变；氯离子含量不变。处理 措施：（1）注醇解堵。 （2）维修更换节流器。 3、故障名称：节流器失效现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量上升；产水量上升；氯离子含 量不变。处理措施：维修更换节流器。 4、故障名称：油管积液现象描述：套压上升；油压下降；油套压差增大；产气量下降；产水量可能上升或下降。 处理措施：（1）排水采气及优化加注量，缩短加注周期。（2）堵水采气：1、机械堵水，下封隔器。2、化学堵水：胶体打进油管。 5、故障名称：气井水淹 现象描述：套压下降；油压下降；产气量为0；产水量为0。 处理措施：（1）气举排水采气。 （2）抽吸排液。 6、故障名称：井底积垢现象描述：套压下降；油压下降；产气量下降；产水量下降；下降的趋势相 同。处理措施：洗井。 三、气层 1、故障名称：气层渗透性变差 现象描述：都下降，下降趋势相同。 处理措施：（1）解除污染：下水离子振荡器或超声波打穿（2）压裂或者酸化。 2、故障描述：渗透性变好 现象描述：都上升，上升的趋势相同。说明处理措施见效。 气井工艺选择 一、含硫气井 1、防中毒。 2、选择抗硫材料。 3、加注缓蚀剂。 4、定期检测校验。 二、无水气井 控水采气：选择气井合理的工作制度。