气井积液

摘要： 为解决苏里格气井井筒内积液问题,采用计算流体力学仿真分析手段,结合激光流动实验测量技术,围绕雾化器及安放位置数值优化分析、雾化器流道室内测试等内容,开展了仿真实验研究。针对激波雾化排水采气的喷管构型,采用Bezier曲线建模方法进行参数化,利用基于Fluent/Matlab协同仿真的自动优化平台对在不同实验环境及外场条件的喷管外形进行了优化,搭建超声速激波雾化实验系统;针对优化设计的雾化器及两种常规雾化器,采用粒子阴影图像测试技术,对雾化速度、颗粒直径开展实验研究。对比数值仿真分析结果,表明该研究所采用的数值计算模型、湍流模型、边界设置条件等能够准确模拟出雾化器内部流动特性,为后续实验验证提供相应的较优喷管外形,也为在不同天然气井工况下选择合适的喷管外形提供了参考。

摘要： 随着气举工艺的进一步推广,常规的压缩机气举工艺在积液严重、油管下深大的气井中应用效果不佳,措施有效率大幅降低,通过对该类气井开展气举阀气举工艺,降低气举压力,实现气井的有效复产,取得了良好效果,具有进一步推广应用的前景。

摘要： 为解决天然气开采过程中气井的积液问题,提出了一种基于经典拉瓦尔喷管结构的激波雾化喷管,该结构的型线可进一步提升携液气流速度,加强雾化排液效果。通过对第1代喷嘴结构型线的重新优化,设计出第2代激波雾化喷嘴,并应用CFD数值方法对新旧两种结构雾化器在不同安放深度下的雾化携液能力进行了对比分析。结果显示,优化后的拉瓦尔喷管结构相比之前的结构压损更小,对流经的介质具有一定的提速作用,取得了较好的现场应用效果。第2代激波雾化喷嘴较好地解决了天然气开采过程中气井的积液问题,对气井排液增产提供帮助。

摘要： 为了充分认识丛式气井智能化泡沫排水采气工艺对积液气井排水采气的作用效果及其经济性,为鄂尔多斯盆地延北项目排水采气策略的制订提供理论和实际指导数据,以逐渐积液的丛式气井为研究对象,分析了采用智能泡排气井的油套压、温度、气量等生产参数的变化趋势,并与常规人工注剂做了经济性对比。研究结果表明:①丛式气井智能泡排设备安装调试便捷、运行稳定,结合延北项目的数字化气田项目使用,可以远程操控管理(调整注剂制度、安全高效),节省人力物力,实现了一泵对井丛多个井口的全天候泡排剂加注,能够完全满足产水气井泡沫排水采气的注剂需求;②使用丛式气井智能泡排注剂之后,气量稳定且增加显著,套压稳定并缓慢下降,油套压差不断减小,平均油套压差比人工加注降低1.4 MPa,温度也相对稳定,排水效果良好,气井积液问题得到了根本性的解决;③综合经济性能优异,较之于人工注剂,丛式气井智能泡排系统的花费降低了22.4%,丛式气井井台日增气量为1.36×10^(4) m^(3)/d,日产气量增加24.8%。结论认为,丛式气井智能泡排排水采气效果明显,综合经济性能较好,有较高的推广应用价值。

摘要： 随着马仙地区的深入开发,气井出现了不同程度的积液现象,近年来研究区不断开展机采排水采气工艺,总结出了机采排水采气影响因素,制定了机采排水采气工艺效果评价标准及选井标准,为下步工艺机采排水采气工艺的开展提供技术支撑.

摘要： 近年来,我国对天然气的需求量逐年增加,目前的天然气产量已经无法满足人民生产生活需求。为了满足生产以及国民生活的需求,我国对天然气田的开发力度不断加大。随着天然气井开采年限的延长,解决气井积液问题成为各大气田提高产量的关键。解决气井积液的难点在于积液判断的准确性和临界携液流量计算的适用性不高,分析了气井积液机理,总结了气井积液的几种诊断方法,为判断积液问题提供了理论依据。对于水平井3个井段的临界携液模型的研究进行了分类和梳理,提高了模型计算的准确性,对目前模型存在的问题和未来的发展进行了总结。

摘要： 近年来,我国对天然气的需求量逐年增加,目前的天然气产量已经无法满足人民生产生活需求.为了满足生产以及国民生活的需求,我国对天然气田的开发力度不断加大.随着天然气井开采年限的延长,解决气井积液问题成为各大气田提高产量的关键.解决气井积液的难点在于积液判断的准确性和临界携液流量计算的适用性不高,分析了气井积液机理,总结了气井积液的几种诊断方法,为判断积液问题提供了理论依据.对于水平井3个井段的临界携液模型的研究进行了分类和梳理,提高了模型计算的准确性,对目前模型存在的问题和未来的发展进行了总结.

摘要： 伴随着科技的快速进步和高速发展,增强对天然气的开采开发已经成为带动我国社会进步和推动经济发展的首要任务.然而天然气在开采过程中会不可避免的出现气井产水的现象,随着气井的持续生产产水量一直增加,一旦井筒中形成积液,就会影响气井的正常生产,降低气井采收率.因此,如何准确判断各类因素对气井积液的影响对气井实施排水采气工艺措施和有效提高气井的采收率有着重要的指导意义.

摘要： 对于产水气井来说,准确预测临界携液流量是确保气井正常生产的关键环节.该研究利用连续气相湍流动能和液滴总的表面自由能相等时系统达到平衡状态这一理论确定液滴最大直径,再考虑非球形液滴拽力系数与液滴高宽比的关系,引入井筒持液率,建立了新的预测模型.研究结果表明:1)液滴高宽比越小,液滴变形越严重,拽力系数越大,该研究计算的拽力系数为0.65,介于Turner模型和李闽模型之间(0.44～1.00);2)新模型中建立了井筒持液率与临界携液流速的正相关关系,当持液率小于0.005时,新模型计算结果低于李闽模型,随着持液率增大逐渐向Turner模型靠近;3)该研究模型计算的液滴直径随着井筒持液率的增大而增大,当持液率较低时,与魏纳实验观察结果(0.2～0.8 mm)接近,而通过Turer模型计算的低临界携液流速下的液滴直径远大于井筒中液滴实际尺寸.所研究的模型对实际生产数据预测准确率高达92％,高于Turner和李闽模型,可以为气井生产提供指导.

摘要： 为了充分认识丛式气井智能化泡沫排水采气工艺对积液气井排水采气的作用效果及其经济性,为鄂尔多斯盆地延北项目排水采气策略的制订提供理论和实际指导数据,以逐渐积液的丛式气井为研究对象,分析了采用智能泡排气井的油套压、温度、气量等生产参数的变化趋势,并与常规人工注剂做了经济性对比.研究结果表明:①丛式气井智能泡排设备安装调试便捷、运行稳定,结合延北项目的数字化气田项目使用,可以远程操控管理(调整注剂制度、安全高效),节省人力物力,实现了一泵对井丛多个井口的全天候泡排剂加注,能够完全满足产水气井泡沫排水采气的注剂需求;②使用丛式气井智能泡排注剂之后,气量稳定且增加显著,套压稳定并缓慢下降,油套压差不断减小,平均油套压差比人工加注降低1.4 MPa,温度也相对稳定,排水效果良好,气井积液问题得到了根本性的解决;③综合经济性能优异,较之于人工注剂,丛式气井智能泡排系统的花费降低了22.4％,丛式气井井台日增气量为1.36×104 m3/d,日产气量增加24.8％.结论认为,丛式气井智能泡排排水采气效果明显,综合经济性能较好,有较高的推广应用价值.

摘要： 随着苏里格气田的大规模开发,产水井的比例逐渐上升,这已严重影响了气田的产能.因此,准确判断气井是否积液及预测井筒积液量对气田开发十分重要.因此,本文主要进行了两个方面的研究:①根据前人研究成果,对比了常见的几种临界携液流量模型,优选张淼淼模型对苏里格气井积液进行预测,准确率达92％;②通过井筒积液与套压斜率变化的界限关系,获得油套环空积液的计算方法,并进一步获得了油管中积液量的计算方法.结合以上两个方面的工作,形成了一套集气井积液判识和井筒积液量计算于一体的积液预测体系,且可为其它类似气藏的积液研究提供参考.

摘要： 川西中浅层致密气藏已进入低压开采阶段,许多气井积液减产,需要对井下液位进行准确诊断.然而测压法时效性难以满足气井多变的工况与紧迫的生产任务,模型法预测压力则无液位显示,基于U型管原理,结合流体静力学与动力学方程,建立了积液气井油管与油套环空压力平衡模型,先借助回声仪获得油套环空液位,再利用该模型求解油管液位.应用表明,新技术时效性优于测压法,预测准确性较好,目前已在川西50多口气井中得到推广应用.

摘要： 气井积液问题严重影响了天然气的有效开采.传统排水采气工艺在进行举升、处理和注入过程中消耗了大量的能量并且大大增加了采气成本.近年来,涡流排水采气工艺在各大油田应用效果明显,但目前涡流工具排水采气工艺设计存在理论缺乏、现场应用主要凭经验等问题,基于气液两相流理论基础,采用数值模拟研究方法,建立气液分离的数学模型,应用Fluent数值模拟软件,分析了涡流工具入口的气液比以及入口速度对涡流工具排水采气效果的影响.并对涡流工具结构参数进行优化设计,结果表明,涡流工具螺旋角为50度,入口速度为17m/s时效果最佳,速度大于17m/s时气液分离效果变化不大.该研究为涡流工具的现场应用具有一定的促进作用.

摘要： 苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量特点,携液能力差,生产至中后期,气井积液严重,影响气田平稳生产.2009年以来,开展了速度管柱排水采气技术研究,通过建立适应苏里格气井的临界携液模型以及自主研发速度管柱系列化工具和关键工艺,国内率先形成了致密气田速度管柱排水采气技术并实现了工业化应用.较引进国外技术降低成本50％,目前该技术已在长庆气田推广应用300余口井,气井平均日增气0.35×104m3,有效解决了气井积液问题,为致密、低产气田的开发提供了经济有效的排水采气手段.

摘要： 随着苏里格气田的开发的深入,产水井和积液气井数量也在逐年增加.气井积液严重影响了气井产能正常发挥.柱塞气举作为一种高效的排水采气措施,在苏里格气田已经形成了规模化的应用.但由于苏里格气田属于"三低"气藏,气井地质动态复杂,柱塞气举生产在制度优化方面存在一定困难,本文通过现场调研,在柱塞选井、制度优化等方面展开分析研究,为柱塞气举的管理提供一定的参考.

摘要： 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.为提高气井积液判识效率,优化排水采气工艺措施,苏75区块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;研究、摸索各类排水采工艺及其适应性,形成了排水采气工艺技术系列;自主研发了《排水采气分析设计决策系统平台》及相配套的《气井工况宏观控制图平台》.

摘要： 苏里格气田属于“三低”气田,单井具有产气量小、普遍带液的特点.随着气井生产时间的不断延长,导致气井携液能力不足,气井产能递减较快,产量逐年降低,不利于气井自主排液,井筒积液越来越严重,最终气井水淹.同步回转压缩机装置利用井口气,具有井口外输和套管连续注气两种流程及功能,井口气经装置两级增压,连续回注至油套环空,采取“回转式压缩抽吸”和“环空注气气举”相结合的方式,降低井口压力,增大生产压差,降低气井临界携液流量,实现气井连续带液生产.

摘要： 苏里格气田属于“三低”气田,单井具有产气量小、普遍带液的特点.随着气井生产时间的不断延长,导致气井携液能力不足,气井产能递减较快,产量逐年降低,不利于气井自主排液,井筒积液越来越严重,最终气井水淹.同步回转压缩机装置利用井口气,具有井口外输和套管连续注气两种流程及功能,井口气经装置两级增压,连续回注至油套环空,采取“回转式压缩抽吸”和“环空注气气举”相结合的方式,降低井口压力,增大生产压差,降低气井临界携液流量,实现气井连续带液生产.

摘要： 苏里格气田属于“三低”气田,单井具有产气量小、普遍带液的特点.随着气井生产时间的不断延长,导致气井携液能力不足,气井产能递减较快,产量逐年降低,不利于气井自主排液,井筒积液越来越严重,最终气井水淹.同步回转压缩机装置利用井口气,具有井口外输和套管连续注气两种流程及功能,井口气经装置两级增压,连续回注至油套环空,采取“回转式压缩抽吸”和“环空注气气举”相结合的方式,降低井口压力,增大生产压差,降低气井临界携液流量,实现气井连续带液生产.

摘要： 苏里格气田属于“三低”气田,单井具有产气量小、普遍带液的特点.随着气井生产时间的不断延长,导致气井携液能力不足,气井产能递减较快,产量逐年降低,不利于气井自主排液,井筒积液越来越严重,最终气井水淹.同步回转压缩机装置利用井口气,具有井口外输和套管连续注气两种流程及功能,井口气经装置两级增压,连续回注至油套环空,采取“回转式压缩抽吸”和“环空注气气举”相结合的方式,降低井口压力,增大生产压差,降低气井临界携液流量,实现气井连续带液生产.

摘要： 一种丛式气井加剂装置及智能诊断积液计算积液量方法，属于控制加药及加注量技术领域。主要由太阳能电池、风能发电机、充电控制器、蓄电池组、蓄药箱、液位计、直流减速电机、高压柱塞泵、智能加药控制器、多井选通阀岛和无线通信单元构成；蓄药箱与高压泵、高压泵与多井选通阀岛之间通过管线连接，多井选通阀岛后面各个出口连接单流阀；其他个设备通过控制线路连接，以保持电力及指令的传输，高压柱塞泵出口管线上并联有多井选通阀岛，阀岛上有8个电磁阀，每个电磁阀的出口有管线连接一口气井的加药口；在电磁阀出口到气井加药口的管线上连接有一个单流阀。本发明实现井场加药的智能控制、远程操作及加剂数据的自动采集。

摘要： 本发明涉及气田开发领域，涉及气井井筒液面高度差的确定，是一种利用连通器原理确定积液气井井筒液面高度差的方法，具体涉及一种确定气井是否积液及其积液程度的方法，首先获得该气井关井时油压、套压、气体密度和液体密度；其次，利用油压、套压、气体密度和液体密度计算得到气井井筒积液高度差，由气井井筒积液高度差判断积液及其积液程度。通过录取气井关井后的油压和套压数据，就能确定气井井筒积液高度差，只需要明确关井油压和套压数据，不需要将测试仪器下到井底，与现有方法相比，该方法简便，成本费用更为低廉。

摘要： 本发明涉及气田开发领域，涉及气井井筒液面高度差的确定，是一种利用连通器原理确定积液气井井筒液面高度差的方法，具体涉及一种确定气井是否积液及其积液程度的方法，首先获得该气井关井时油压、套压、气体密度和液体密度；其次，利用油压、套压、气体密度和液体密度计算得到气井井筒积液高度差，由气井井筒积液高度差判断积液及其积液程度。通过录取气井关井后的油压和套压数据，就能确定气井井筒积液高度差，只需要明确关井油压和套压数据，不需要将测试仪器下到井底，与现有方法相比，该方法简便，成本费用更为低廉。

摘要： 一种丛式气井加剂装置及智能诊断积液计算积液量方法，属于控制加药及加注量技术领域。主要由太阳能电池、风能发电机、充电控制器、蓄电池组、蓄药箱、液位计、直流减速电机、高压柱塞泵、智能加药控制器、多井选通阀岛和无线通信单元构成；蓄药箱与高压泵、高压泵与多井选通阀岛之间通过管线连接，多井选通阀岛后面各个出口连接单流阀；其他个设备通过控制线路连接，以保持电力及指令的传输，高压柱塞泵出口管线上并联有多井选通阀岛，阀岛上有8个电磁阀，每个电磁阀的出口有管线连接一口气井的加药口；在电磁阀出口到气井加药口的管线上连接有一个单流阀。本发明实现井场加药的智能控制、远程操作及加剂数据的自动采集。

摘要： 本发明涉及一种井下节流气井井筒积液高度计算方法，属于采气工程技术领域，根据油管压降公式及油套环空压降公式计算的井底流压的相等关系，以及油管内的液柱高度与油套环空内的液柱高度具有等比关系，建立了井筒积液高度的计算模型，然后通过采集井下节流器入口压力值和节流器位置环空压力值；将节流器入口压力值和节流器位置环空压力值代入井筒积液高度计算模型，计算油管内的液柱高度和油套环空内的液柱高度，解决现有低压集输气井的井筒内积液高度计算方式准确度低、不可靠的问题。

摘要： 本发明属于气藏工程评价领域，公开了一种确定致密低渗气藏低压低产积液气井临界携液能力的方法。该方法包括如下步骤：S1：对待测积液气井进行模拟实验，确定待测积液气井难于携液部位；S2：获取待测积液气井的实际生产与结构数据，确定步骤S1确定的待测积液气井难于携液部位的实际压力；S3：建立n维球形携液模型，根据已知待测气田的积液气井与非积液井的统计资料拟合，确定n维球形携液模型的维度n，进而确定适合待测气田的n维球形携液模型，从而计算待测气田的各个积液气井临界携液流量，判断各个积液气井的积液情况。本发明方法考虑了井筒中管流流速径向差异作用下气液流动型态的变化，建立了考虑液滴变形的n维球形携液模型。

摘要： 本发明涉及气井排水采气工艺领域，提供了一种判断气井是否积液及预测积液高度的方法，通过获取气井生产参数计算环空静气柱压力梯度并绘制环空静气柱压力曲线，利用新提出的持液率模型从油管鞋往上计算油管流压梯度并绘制油管流压曲线，从而得到计算井口油压，与实际油压对比，判断气井是否积液；若气井积液，利用实际油压从井口往下计算油管气芯压力梯度并绘制油管气芯压力曲线，利用该曲线与油管流压曲线的交点所对应深度，确定井筒积液位置。该方法所需要的参数大多可由现场测井数据获得，方便快捷。

摘要： 本发明涉及气井排水采气工艺领域，提供了一种判断气井是否积液及预测积液高度的方法，通过获取气井生产参数计算环空静气柱压力梯度并绘制环空静气柱压力曲线，利用新提出的持液率模型从油管鞋往上计算油管流压梯度并绘制油管流压曲线，从而得到计算井口油压，与实际油压对比，判断气井是否积液；若气井积液，利用实际油压从井口往下计算油管气芯压力梯度并绘制油管气芯压力曲线，利用该曲线与井筒流压曲线的交点所对应深度，确定井筒积液位置。该方法所需要的参数大多可由现场测井数据获得，方便快捷。

摘要： 本发明公开了一种页岩气井积液判断方法，包括：根据不同井深处的生产管柱内径D(i)、不同井深处的压力P(i)、不同井深处的温度T(i)、不同井深处的临界携液流速uc(i)、不同井深处的气相偏差系数Z(i)，确定折算标准状况下的不同井深处的临界携液流量Qc(i)：取折算到标准状况下的不同井深处的临界携液流量Qc(i)中的最大值Qcmax，与标准状况下的气相流量Qg比较，如果Qcmax>Qg，则判断井筒积液；如果Qcmax≤Qg，则判断井筒不积液；其中，i为大于等于1的自然数，其表示井筒分段数。该方法适用于页岩气井积液预测与排水采气工艺。

摘要： 本申请实施例公开了一种气井积液信息的确定方法、装置及存储介质，属于油田技术领域。该方法包括：获取目标气井内气液混合物的气液流动特征、目标气井所处储层的地质特征和临界携液流量；根据气液流动特征和地质特征，确定气井瞬态预测模型，气井瞬态预测模型用于描述目标气井内的液体从近井地层到井口流动过程的瞬态变化；根据气井瞬态预测模型和临界携液流量，确定目标气井的气井积液信息。本申请实施例通过气液混合物的气液流动特征和目标气井所处储层的地质特征，能够对目标气井内的液体从近井地层到井口流动过程的瞬态变化进行分析，从而最大限度的考虑了影响积液产生的各类因素，提高了确定气井积液信息的准确性。