气井积液预测规律分析

积液预测和积液高度计算可以及时有效地减少气井的二次伤害,产水量是影响气井积液最重要的因素,不同的积液预测方法适用不同的产水条件。高产水气井适宜选择Turner方法,预测位置选择井底较好;低产水气井适宜选择李闽方法,预测位置选择井口较好;结合节点分析方法可以实现积液高度的准确计算。     

水平井积液分析方法

气井积液造成井筒回压增大、油套压下降、生产能力降低,影响气井正常生产的同时最终影响气藏采收率。准确预测和判断气井积液的形成,对能否及时有效地采用合理的方法解决问题起到至关重要的作用。     

天然气井积液预测方法的比较分析

气井井底积液会造成多相流,降低气井产量,甚至使之停产.本文讨论了井筒积液时的复杂多相流现象,比较了现有的预测井筒积液的各种方法,分析了他们的优缺点以及使用条件,并且给出了他们的简易公式.     

气井临界携液流量计算模型的方法综述

天然气气藏多是有水气藏,气井一旦产水,就会使采气速度和一次开采的采收率大大降低,甚至把气井压死.准确确定气井的临界携液流速或流量,提前预测气井积液,对于延长无水采气期,提高气藏采收率有重要指导意义.本文,介绍了常用的几种预测积液的临界携液流量模型:Duggan模型,Turner模型,Coleman模型,Nosseir模型,李闵模型,杨川东模型,比较了它们的优缺点,分析了它们各自的适用条件,为现场排水采气工艺的选择提供了依据.     

井下节流技术在气井排水采气中的探索

井下节流技术广泛用于解决气井水合物的生成问题,本文将探索井下节流技术在积液气井中的排水采气机理,通过模拟产水气井下人节流器前后井筒参数的变化,分析其排水采气机理,通过现场试验,分析井下节流排水效果,为气田提供多种排水采气方法。     

页岩气井积液诊断及排水采气工艺技术研究

中国气田所处地质条件复杂，再加上长期开采后气井内部出现积液积水的情况，严重影响气井的开采产量与寿命。同时，长时间存在的积液等可能会对天然气产生损害和污染。积液诊断和排水采气工艺技术作为克服这些问题的技术手段，是气田开发面临的重大课题。文章针对页岩气井积液诊断及排水采气工艺技术进行分析，采用案例借鉴、文献总结等方法，从页岩气井积液分析入手，指出页岩气井积液诊断技术，阐述排水采气工艺技术。     

大牛地气田产量递减特征分析

大牛地气田自大规模开发以来已超过10年,部分气井已经进入生产中后期,为进一步合理的调整气井的产量,需要对气井的产量递减特征进行研究。本文将对生产过程中出现的三种类型生产曲线进行分析,通过对258口气井的储层数据,压力数据,配产与储量数据和积液数据结合地下气井渗流规律进行分析,认为三种生产曲线由裂缝、渗透率、启动压力等共同影响形成,为维持气井的中后期稳产提供依据。     

排液采气技术在凝析气田开发中的应用

气田开发过程中,因边底水、夹层水、作业入井液、凝析油水及因固井质量、储层改造造成的上下气水层串通等,都会造成气井生产过程中产液,造成气层气相渗透率减小,降低产能,在自然产能低于两相垂直管流最小带液气量时,井筒滑脱损失增大,造成气井因积液而减产,甚至停产。因此,产液气井需采取排液措施。且气田开发到中后期,地层压力降低,大部分气井失去携液能力,需采取有效排液措施进行诱喷以保证其正常生产。     

低渗透砂岩气藏气井配产方法研究

全面分析影响低渗透砂岩气藏气井产能的因素，提出了在气井配产过程中考虑压力敏感性、裂缝吐砂、井底积液、气体的非达西流动以及气井的稳产年限等因素的综合配产模式，为合理、科学开发低渗透砂岩气藏提供参考。     

新型柱塞气举排水采气装置的研制应用

在天然气开采过程中,储层中的凝析液或地层水会在井筒内聚积形成积液,严重时会造成气井产量迅速下降甚至停产。排水采气是排除气井井筒及井底附近地层积液,使气井恢复正常生产的措施。柱塞气举作为排水采气的一种有效经济的手段,在苏里格气田应用广泛。开展新型柱塞气举排水采气装置的研究与应用,优化柱塞装置结构,提高排水采气举升效率,是气田增产工作的重要内容。     

水平井涡流排水采气技术优化

针对边底水气藏水平井生产过程中的井筒积液问题,进行了涡流排水采气工艺的分析论证及优化研究。通过在井下生产管柱中下入涡流工具,改变气液两相流的流动形态,有效提高气井携液能力,从而避免气井井底积液,延长气井带水生产周期。研究表明,水平井井筒积液时,该井直井段底部至井口部分没有流体流动,这是由于斜井段气体从液体中滑脱后积聚在管柱顶部,而液体沉积在斜井段管柱底部,这样就在斜井段某区域形成了段塞流,阻碍了油气产出;使用涡流工具循环时,改变了两相流流态,段塞流持续时间很短,这说明通过涡流工具可以极低的压差移除管内积聚流体。现场应用表明,在合理选井的基础上,该工具具有良好的应用效果。     

东胜气田锦58井区稳产存在的问题及措施

东胜气田锦58井区位于鄂尔多斯盆地北部，为低渗致密含水气藏，随着开发的深入，生产过程中涌现出不少问题，主要有三方面：一是受东胜气田提产保供影响，部分气井生产制度偏大，导致气井压力、产量递减迅速；二是当气井产气量递减至临界携液流量以下时，气井容易出现积液现象；三是当气井产气量递减至临界携泡流量以下时，气井频繁水淹，靠常规治理手段不能实现连续生产。针对上述问题及技术难点进行分析，分别提出了合理配产、优化泡排制度、引入排水采气新工艺等措施，现场实验后取得不错效果，为东胜气田的长期稳产提供了技术保障。     

天然气输气管线积液缓解措施效果分析

管线积液会造成管线输气效率降低,系统压力升高,尤其在冬季容易造成管线冻堵,管线长期积液不仅会加重管线腐蚀情况,更会造成穿孔,导致管道内油、气、水等泄漏问题,造成重大经济损失。以苏里格南作业分公司对输气管线积液的缓解措施为研究对象,对管线积液缓解措施进行了初步试验分析,重点对比了清管器清管和增大管网输气量清管两种方式的优劣,以制定合理的积液缓解机制,提高管线输送率,缓解管线积液。     

苏里格南排水采气工艺技术应用及展望

随着苏里格南气田开发的不断深入,低压弱喷产水气井逐渐增多,多数气井需要采取助排措施。苏里格南在产水气井助排方面以速度管柱为主,泡沫排水为辅。对泡沫排水、速度管柱排水采气工艺技术在苏里格南气田的应用现状、适用条件等进行了介绍。结合苏里格南气井实际,介绍了其它可试验排水采气工艺技术,这对推动苏里格南气田排水采气工艺技术不断完善具有一定指导意义。     

机抽排水采气工艺在东胜气田的应用

随着东胜气田的不断开发,中高产液井逐渐增多,这类井易积液水淹,严重影响了气井的产能释放。通过对此类井地质潜力和现有排采工艺分析的基础上,探索机抽排水采气工艺应用的可行性。通过先导性实验,提高了气井的排液能力,成功复产,延长了气井的生命周期,证实了机抽排液工艺技术对高产液井开发良好的应用前景。     

泡沫排水和压缩机气举的综合应用

通过制氮压缩机和泡排棒开展气举加泡排试验，将高压气体注入积液井的油套环空，将井筒积液从油管举出，以降低井筒内的液柱高度，恢复气井生产，维持气井连续生产，为积液气井排水采气探索新的技术途径。     

元坝高含硫气藏凝析水含量计算

在高温、高压、存在边底水且进行大型酸化、压裂气藏开发过程中,气藏开发初期井口产水成分较多,可能存在地层水、凝析水和入井液,如何区分井口产出水的水样成分,对于气藏开发初期的水侵早期识别,合理调整气藏配产、延长气井的无水采气期和提高气藏的最终采收率至关重要,而气井凝析水含量的确定是气藏开发初期水侵早期识别的基础。文章基于前人研究的凝析水相态机理实验~([1]),同时结合元坝气田PVT取样分析结果及现场测定数据,对元坝气田部分礁带的凝析水含量进行确定,对经验公式进行了校正,提出了适用于元坝气田凝析水含量的经验公式,为气田的高效开发奠定了基础。     

天然气压缩机助排工艺技术的研究与应用

苏里格气田是典型的"三低"气藏,气井生产中后期随着地层压力下降,气井携液能力降低,导致井筒积液,造成部分气井不同程度减产甚至停产。天然气压缩机助排工艺的应用,有利于排除井筒积液,确保气井产能的有效发挥,为苏里格气田低产低效气井排水采气工艺技术的推广应用提供的了借鉴。     

单井同步回转增压技术在苏里格南区块的应用

随着苏里格南区块气井开采时间的延长,地层压力逐渐降低,单井产量递减,携液能力下降,部分气井逐渐出现了井筒积液的特征。为了排出井筒积液,提高单井产量,延长气井连续生产时间,利用单井同步回转增压技术降低井口压力从而增大地层与井口的压差将井筒积液排出。通过介绍一种同步回转增压装置在苏里格南区块的应用情况,分析该装置的使用效果,提出了气井增压生产技术的优化建议。     

松南高含CO_2气田气井腐蚀评价及生产管柱优选

松南气田营城组气井处于严重的CO_2腐蚀环境之中,CO_2平均含量21.7%。且该气藏属受岩性构造控制的底水驱块状气藏,气井产水后加速管柱的腐蚀,给气井的正常生产带来很大的隐患。通过对CO_2腐蚀机理的分析,研究不同材质耐CO_2腐蚀性能,提出油管材质要求,优选不同生产条件下的采气管柱,保证该气田的高效开发。