气井生产系统分析

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气井生产系统节点分析普通节点及函数节点

气井生产系统节点分析普通节点及函数节点

1、取地层为解节点的节点分析
气井生产系统节点分析普通节点及函 数节点
2、取井底为解节点的节点分析
(1)取井底为解节点 l流入部分包括从地层外边界到井底 l流出部分包括从井底到井口
(2)计算流入动态曲线 假设一系列产量,对每一产量,根据地层压力 和气井产能方程,计算井底压力,该压力就是 流入节点压力。
气井生产系统节点分析普通节点及函 数节点
(2)气水井流入动态
两相流,一般采用Vogel方程。 ◆边水气藏 ◆底水气藏 ◆气水同层的气藏 采用气井单井数值模拟器
气井生产系统节点分析普通节点及函 数节点
(3)凝析气井流入动态
当井底流压低于露点压力 时,井底附近有凝析液析 出,地层中出现三个区: l油气两相可动区;
气井生产系统节点分析普通节点及函 数节点
3、气体沿垂直或倾斜油管举升的流动
◆油管的压力损失 整个生产系统总压降的主要部分 l举升压力损失; l摩阻压力损失; l高产气井还包括动能损失。
➢ 单相气体 lCullender & Smith法; l平均温度和偏差系数法。
气井生产系统节点分析普通节点及函 数节点
气井生产系统节点分析普通节点及函 数节点
1、节点的设置
◆节点分类 l普通节点:气体通过这类节点时,节点本身不 产生与流量有关的压降。 l函数节点:气体通过这类节点时,要产生与流 量相关的压降。
气井生产系统节点分析普通节点及函 数节点
1、节点的设置
◆主要节点 一般取8个节点
l普通节点 地层、井底、井口、 分离器
气井生产系统节点分析普通节点及函 数节点
二、普通节点分析
(一)普通节点分析
l例1 已知某气井的参数:井中部深度H =

油气井动态分析及管理

油气井动态分析及管理

,产量会下降,气油比会升高。
16
一、自喷井生产分析
(五)自喷井生产分析内容
3、油层分析 主要分析油层内能量供耗平衡中压力变化对自喷井生 产的影响;
注入与采出的平衡情况;
多油层非均质对油井生产的影响; 油层生产能力的变化; 见水前后有关参数变化等。
17
一、自喷井生产分析
(六)工作中的实际问题-生产过程问题及处理
油嘴堵塞
更换或活动油嘴解堵
油嘴被刺刷变大
更换油嘴
油井结蜡
采用机械或化学清蜡
井底积水
定期用柴油反替积水或转机采; 关井恢复后进行放喷;投泡沫捧 关井后放喷。
18
一、自喷井生产分析
(六)工作中的实际问题-生产过程问题及处理
1. 2. 3. 4. 5. 1. 2. 3. 4. 油压下降; 产量下降; 含水基本不变; 油气油比基本不变; 静压不变。 油压下降; 产量下降; 含水基本不变; 静压下降。
22
二、气井生产分析
(二)气井生产工作制度分析
气井生产工作制度,又称工艺制度,是指适应气井产层地质特征和
满足生产需要时产量和压力应遵循的关系。
序号 1 2 3 4 5 工作制度名称 定产量制度 定井底渗流速度制度 C=const 定井壁压力梯度制度 定井口(井底)压力制度 定井底压差制度 适用条件 气藏开采初期 疏松的砂岩地层,防止流速大于某值时砂子从 地层中产出 气层的岩石不紧密,易坍塌的气井 凝析气井,防止井底压力低于某值时油在地层 中凝析出来;当输气压力一定时,要求一定的 井口压力,以保证输入管网 气层岩石不紧密、易坍塌的井;有边、底水的 井,防止生产压差过大引起水锥
特点 地层能量大,不需要外部补充能 量,地面和井的设备简单,成本低、 投资少、效益高、管理方便,但时 间短

气井生产系统节点分析-普通节点及函数节点

气井生产系统节点分析-普通节点及函数节点
31
1、取地层为解节点的节点分析
(3)由气井产能方程计算流入动态曲线 流入动态由产量与流入节点压力的关系表示。 这时流入节点压力不随产量变化,恒等于地层 压力。
(4)计算流出动态曲线 流出动态由产量与流出节点压力的关系表示。 流出节点压力是井口压力、井筒压力损失和地 层压力损失的总和。
32
1、取地层为解节点的节点分析
5
1、气藏中气体向气井的渗流
气体通过孔隙或裂缝向井底流动: l不同孔隙介质; l不同流体介质(单相气流、气水两相流、气油 两相流); l不同驱动类型和驱动机理; l不同开采方式。 渗流阻力、压力损失不同 气井流入动态不同
6
1、气藏中气体向气井的渗流
气井流入动态: 气藏中气体向气井渗流的特性 ,描述气层产量 与井底流压的基本关系,反映气层向井供气的 能力,对气井生产系统分析至关重要。
52
2、油管尺寸对气井产能的影响
◆油管设计应综合考虑的因素 l机械方面问题 l井的产能 l携液能力 l成本
53
2、油管尺寸对气井产能的影响
以例1为例 (1)将解节点取在井底处
在其它参数不变的情况下,改变油管尺寸时, 只是流出曲线发生改变,流入曲线并不改变 (2)计算流入动态曲线 假设一系列产量,根据地层压力和产能方程计 算井底压力,即流入节点压力。
p
2 R

pw2f
51qsc 4.3qs2c
试取不同节点为解节点对该井进行节点分析? 30
1、取地层为解节点的节点分析
(1)建立生产井模型 该井是由地层和井筒组成的气井生产系统,没 有地面集输气管线,因此在计算总压力损失 时不应包括地面管线部分。
(2)选取解节点 取地层外边界为解节点 l流入部分为地层外边界,流入解节点压力为 恒定值,等于地层压力。 l流出部分包括从地层外边界到井口。

采气

采气

1.天然气:以石蜡族低分子饱和烃为主的烃类气体和少量非烃类的气体组成的混合气2.干气:在地层中呈气态,采出后在一般地面设备的温度和压力下不析出或析出极少的液态烃的天然气3.偏差系数(压缩因子):在一定温度和压力下,一定质量气体实际占有的体积与在相同条件下作为李想气体应该占有的体积之比4.天然气粘度:单位面积上的剪切力与垂直流动方向上的速度梯度的比例系数为流体粘度5..IPR曲线:在地层压力不变的条件下,井底流压与产气量的关系曲线6.气井产能:一定井底压力下,由地层向井底供气的能力7.绝对无阻流量:当井底压力降至大气压时,气井达到的最大产量Qmax8.节点分析:研究气田开发系统中的气藏、采气工程和集输工程之间压力与流量关系的方法9.气井生产系统:采出流体从储层到供给边界到计量分离器的整个流动过程10.气井工作制度:适应气井产层地质特征和满足生产需要时,气井产量和生产压差应遵循的关系11.气井合理产量:对一口气井有相对较高的产量,在该产量下有一定稳定时间的产量12.气井系统分析:把气流从地层到用户的流动作用为一个研究对象,对全系统的压力损耗进行综合分析13.排水采气:排除井筒积液,降低井底回压,增大井下压差,提高气井带水能力和自喷能力,确保产水水汽井正常采气的生产工艺14.矿场集输系统:将气井采出的天然气,经分离,调压,计量后,集中起来输送到天然气处理厂或者直接进入输气干线的全过程15.天然气井场流程:把从气井采出的,含有各种杂质的高压天然气,变成适合矿场输送的合格天然气的各种井场设备的组合16.天然气流量:单位时间内流过管道横截面或明渠横截面的流体17.烃露点:在一定压力下,气相中出现第一滴微小烃类液体的平衡温度18.绝对湿度:单位数量天然气中所含水汽的质量19.相对湿度:一定条件下,天然气绝对湿度与该条件下饱和绝对湿度的比重20.饱和绝对湿度:在某一温度下天然气所含的最大的水蒸汽量21.露点温度:指一定压力下,天然气为水汽饱和的温度22.水合物:由水分子和碳氢气体分子组成的结晶状固态简单化合物23.天然气脱水:从天然气中脱除水汽以降低露点的工艺24.露点降:一定压力下,被水汽饱和的天然气露点温度与经过脱水装置后天然气露点温度差25.烃点降:在一定压力下,气相中出现第一滴微笑烃类液体的平衡温度26.露点温度:在一定压力下,天然气为水汽饱和的温度26.低压气井:地层压力与气层中部等高度静水柱压力只比小于0.8的气井27.节流效应:高压气体通过节流后成为低压气流,气体温度套发生变化,温度变化的范围随气体性质,节流前后的压差大小以及气体节流前压力,温度等因素而定28.产能试井:地层压力一定,用不同井底流动压力测试气井产气量29.井场流程: 把从气井采出的、含有各种杂质的高压天然气,变成适合矿场输送的合格天然气的各种井场设备的组合。

气井生产系统分析_李颖川

气井生产系统分析_李颖川

气井流入动态IPR
➢ 径向达西流动 ➢ 非达西流动 ➢ 预测未来气井流入动态 ➢ 射孔完井段压降 ➢ 一点法产能测试理论分析
径向达西流动
平面径向流模型
一水平、等厚且均质的圆形气层中心 一口直井,气体径向流入井底。根据 平面径向流的达西公式:
qr
K
2
rh
dp dr
供给边缘re至井筒半径rw积 分
达西产能公式
高速非达西流动
气体在通过孔隙介质中孔喉宽窄发生变化处,会因气流 的减速和加速产生周期性的惯性力。由于气体的粘度低,实 际气流速度比较高,特别在压力梯度达到最高的近井地带, 这种惯性力不可忽略,导致偏离线性的达西定律,这是气流 入井突出的渗流特征。Forcheimer基于实验研究,将达西定 律扩展了二次项,以考虑惯性力的影响。
DP7 = PDSC – PRB
DP3 = PUSV – PDSV
DP5 = Pwf – Ptf DP4 = PUWC – PDWC
DP2 = Pwfs – Pwf
DP1 = PR – Pwfs
气井生产系统中温度变化
DT9 = Tsep – TCD
DT6 = Ttf – TDSC
DT8 = TRB – Tsep
pr Aqmax Bqm2ax
(2)
对气井拟压力二项式产能方程进行归一化,并定义:
A
A Bqmax
拟压力形式的无因次IPR方程为
pwf
pr
1
q qmax
1
q qmax
2
α物理意义
a 实质上是二项式产能方程中达西项层流系数A的无因次形 式,故称为无因次层流系数。
物理意义:表示在所有非理想流动条件下的最大无阻(敞喷 条件下)总表皮系数中与产量无关的表皮系数所占的份额。相应1α为无因次湍流系数,表示与产量相关的表皮系数占最大总表皮系 数的份额。

气井生产系统节点分析

气井生产系统节点分析

气井生产系统节点分析一、引言气井生产系统是指通过井口来采集天然气的工程系统。

为了确保气井生产系统的正常运行和有效生产,需要对其节点进行详细的分析。

本文将对气井生产系统的节点进行分析和讨论,探讨其在生产过程中的重要作用和关键问题。

二、气井生产系统节点气井生产系统可以分为以下几个节点:1.井筒口节点:井筒口是气井生产系统的入口,通过井口将天然气输送到地面设备进行处理和加工。

井筒口节点是整个系统的起始点,对气井的产能和运行状况有重要影响。

2.气井节点:气井是气井生产系统的核心。

在气井节点中,天然气从地下储层通过井筒抽取到地面。

气井节点的关键问题包括气井产能、产量变化、压力控制等。

3.分离器节点:分离器是气井生产系统中的关键设备,用于将从气井中抽取上来的混合物进行分离,分离出天然气和其他组分。

分离器节点的稳定运行对确保气井生产系统的正常运行至关重要。

4.储气罐节点:储气罐用于储存从气井中抽取上来的天然气,以满足后续加工和使用的需求。

储气罐节点的容量足够大、泄漏率低、稳定性好是保障天然气储存安全的关键。

5.加工设备节点:加工设备是气井生产系统中的重要环节,包括压缩机、冷凝器、除尘器等。

加工设备的稳定运行和有效效率对提高天然气的质量和产量具有重要作用。

6.输出节点:输出节点是气井生产系统的出口,将经过加工和处理的天然气输送到用户或其他消费地。

输出节点的畅通和稳定对天然气供应的连续性和可靠性至关重要。

三、节点分析方法在对气井生产系统的节点进行分析时,可以采用以下几种方法:1.分析系统参数:对每个节点的参数进行详细分析,包括流量、压力、温度等。

通过对这些参数的分析,可以评估节点运行的稳定性和效率。

2.制定运行规程:根据系统参数分析的结果,制定相应的运行规程。

通过规程的制定,可以确保每个节点按照既定的要求和标准进行运行,提高整个生产系统的运行效率和安全性。

3.检测和监控:对每个节点进行定期的检测和监控,及时发现和解决问题。

采气工程-气井完井与生产系统分析

采气工程-气井完井与生产系统分析
1
2
6 7 8 9
作业 过程
钻 开 油 气 层
1.钻井液与储层不配伍 2.压差控制不当 3.浸泡时间过长 4.钻井液流速梯度过大
5.快速起下钻
6.钻具刮削井壁
注 水 泥
采 油
注 水
修 井
三 采
1.水泥浆滤液进入储层
1. 采 油 速 度 过 大 2. 生 产 过 程 中 原 有 地 层 平衡被破坏造成结垢
先期裸眼完井示意图 后期裸眼完井示意图 8
第一节 完井方法
三、完井方式 1.裸眼完井方式
(4)裸眼完井方式缺点 ①不能克服井壁坍塌和油气层出砂对油气井生产的影响; ②不能克服生产层范围内不同压力的油、气、水层的相互干扰; ③无法进行选择性酸化或压裂; ④先期裸眼完井法在下套管固井时不能完全掌握该生产层的真实
确保油井长期生产; (5)能够适应油气田开发全过程中采油、采气工艺要求,具备进行分层
注采、压裂、酸化以及堵水、调剖等井下作业措施的条件; (6)综合经济效益好。
6
第一节 完井方法
二、完井方式选择应考虑的因素
(1)油气藏地质和工程条件:如产层结构,压力、温度条件, 流体的组成与性质,油气层层内、层间性质及其差异等等。
1.(1)造成粘土膨胀分散;(2)水泥的水化作用使氢氧化物过 1. 会 使 油 气 层 中 微 粒 发 生 运 移
饱 2 . 和 (重 1 )结 生晶 产沉 过淀 程 在 中 孔 由 隙 于 中 储 ; 层 (3 原 )滤 始 液 平 中 衡 氢 状氧 态化 的物 改与 变地 可层 引硅 起起 地反 层 应 水 沉生 淀 生成 的 成硅 水 垢质 垢 ,熟 会 如石 堵 果灰 塞 油 成 井 气 为 筒 井 粘 、 从 结 射 正 性 孔 常 化 孔 生 合 眼 产 物 , 层堵 窜塞 槽地 、层 套 管 处 漏 水 , 则 2 (. 2 )后 高继 含工 沥作 青液 质会 或沿 蜡水 质泥 的环 原渗 油漏 ;入 在地 流层 动造 过成 程 损 中 害 温 度 压 力 的 降 低

动态分析概述

动态分析概述

动态分析所需的基础资料 (一)、油井产状所需基础资料 基础井史资料 (1)、井号——如果这口井的井号经改动,要列举过去曾经用过的不同井号。 (2)、开采层位及投产期——对于多油层井,要求了解本井过去曾经采用过 的层位和目前正在开采的层位。 (3)、开采层位深度及海拔高度。 (4)、完井方法及记录。 2、开采层的性质及参数资料 (1)、开采层岩石性质——指岩石性质及特征。 (2)、开采层厚度——开采层的砂岩厚度及有效厚度。 (3)、油层有效孔隙度——说明测量方法。 (4)、油层渗透率——说明为那些渗透率(空气的或有效的)和测定方法。 (5)、油层原始饱和度——说明测定方法。 (6)、必要的附图——本井油层部分电测图,岩心分析剖面图等。
指示曲线 吸水剖面 产液剖面 C/O测井 含油面积 供油面积 供油半径 油水边界 折算供给半径 井组控制面积 可采储量 储量 剩余可采储量 储量丰度 单储系数 连通性 连通储量 水驱控制程度 水驱动用程度 注采比 含水上升 上升速度 采油速度 采液速度 采出程度 亏空 采收率 不均质性 单层特进系数 平面特进系数 驱动类型 开发方式 油砂体 递减率 自然递减 综合递减 综合含水 含水上升率、含水上升速度、存水率 驱动指数
油藏动态分析根据开发阶段不同,分析重点不同: 1、开发初期和上产阶段:分析比较油田地质特征, 进一步落实油田边界和地质储量;投入开发后的 油层能量变化,产量注水能力是否满足需要;注 采系统是否适应等 2、稳产阶段:确定储量和采收率,研究开发规律, 编制各阶段、各层系的开发调整方案;预测未来 开发指标等 3、递减阶段:主要分析产量递减规律、预测今后 产量含水变化及可采储量,提出控制递减的措施。
注水井要录取四个方面资料 吸水能力资料:包括注水井的日注水量、分层日注水,量。它直接反映注水井 全井和分层的吸水能力和实际注水量。 压力资料:包括注水井的地层压力、井底注入压力、井口油管压力、套管压力、 供水管线压力。它直接反映了注水井从供水到井底的压力消耗过程、井 底的实际注水压力,以及地下注水线上的驱油能量。 水质资料:包括注入和洗井的供水水质、井口水质、井底水质。水质一般包括 含铁、含氧、含油、含悬浮物等项目。用它反映注入水质的好坏和洗井 筒达到的清洁程度。 井下作业资料:包括作业名称、内容、主要措施的基本参数、完井的管柱结构 等。如分层配注水包括分层段、封隔器位置、每个层段用水嘴等;又如 酸化有酸化深度、层位、挤酸时的压力、排量、酸的配方、完井管柱等。 原始资料的录取要求齐全准确,齐全就是按照上面所列项目录取,而且要定期 录取,以便对比分析,具体间隔时间各油田根据需要而定。准确有两层 意思,一是所取资料真正反映油井、油层情况;二是所取资料要达到一 定的精度

采气工程基础知识

采气工程基础知识


讲 授 提 纲
一、气井完井
二、气井节点分析
三、气井增产措施
四、生产测井工艺技术
五、采气工程方案设计
第一部分
气井完井
第一部分
气井完井工程是指钻开生产层和探井目的层开始,直 到气井投入生产为止的全过程。它既是钻井工程的最后 一道工序,又是采气工程的开始,对钻井工程和采气工 程起着承上启下的重要作用。
协调生产 点

在交点右侧,情 况刚好相反。表明 气层生产能力达不 到设计流出管路系 统的能力,说明设 计的流出管路设计 能力过大,造成不 必要的浪费,或井 的某些参数控制不 合理,或气层伤害 降低了井的生产能 力,需要进行解堵、 改造等措施。
第二部分
(二)流入动态曲线
1、气井的达西(Darcy)公式:
第一部分
(三)气井完井测试
1、测试目的:完井测试是气井完井作业的最后一道工序。主
要目的是通过测试稳定的气产量,确定生产能力而进行定产生产。
2、测试特点:由于完井测试尚未建设集输管线,因此测试时
间一般都比较短。通常采取测试一个回压下的产量,即“一点法试 井”。为掌握更多的气藏参数,也可进行“稳定试井”。
●气井生产系统划分为四个阶段:
(1)pr—pws:流入段
(2) pws—pwf:完井段 (3) pwf—pwh:垂管段 (4) pwh—psep:地面流出段
●解节点的选择:
解节点的选择满足两个条件: (1)解节点处只有一个压力 ( 2 )通过解节点只有一个与该压 力相对应的流量。 解节点的位置可以在生产系统内任 意选择,一般选在pwf处。
裸眼完井是指气井产层井段不下任
何管柱,使产层完全暴露的完井方法。 ( 1 )优点:不易漏掉产层、气井 完善系数高、油气流动阻力小、完井 周期短、采气成本低。 ( 2 )缺点:气水层不能分隔,易 互相干扰;裸眼段地层易垮塌,掩埋 产层;不能进行选择性增产措施。 ( 3 )适应:坚硬不易垮塌的无夹 层水的裂缝性石灰岩油气层。

生产系统节点分析(流入流出曲线计算-以井下气嘴为解节点计算气嘴大小配产量)

生产系统节点分析(流入流出曲线计算-以井下气嘴为解节点计算气嘴大小配产量)
生产系统节点分析
2015年6月15日
汇报提纲
一、生产系统节点分析
二、流入和流出曲线计算方法
三、实例分析计算
历史沿革
1、生产系统节点分析概念
历史沿革
2、气井生产系统分析的用途
对新井,选择完井方式,确定油套管尺寸、合理生产压差;
对生产井,找出限制气井的不利因素,提出改造及调整措施;
优选气井的最佳控制产量; 分析气井的停喷原因; 确定排水采气时机,优选排水采气方式; 进行经济分析,寻求最佳方案;
历史沿革
历史沿革
(3)气井的敏感参数分析
影响气井产能的因素包括:井口压力、油管尺寸、气嘴尺寸、表皮
系数、射孔井段、地层压力等。 ①井口压力对气井产能的影响
30 25 20 15 10 5 0 0 3 6 9 4 3 产量,10 m /d 12 15 流入动态 井口压力=6MPa 10 15 20
井口压力,MPa
(3)气井的敏感参数分析
历史沿革
汇报提纲
一、生产系统节点分析
二、流入和流出曲线计算方法 三、实例分析计算
1、 XXX井基本参数 历史沿革
历史沿革
历史沿革
历史沿革
大吉6-5井差示曲线
20 18 16
压力(MPa)
14 12 10 8 6 4 2 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6
②油管尺寸对气井产能的影响
35 30 25 IPR 1" 1.5" 2" 2.5" 3" 3.5"
井底压力,MPa
20 15 10 5 0 0 2 4 6 产量,10 4 m 3 /d 8
10

节点分析在气井中的应用

节点分析在气井中的应用

节点分析在气井中的运用
(一)气井油管尺寸优选
(3)高产气井优选管柱 例12 克拉2井为一高产气井,井深H=3670m,井底温度Twf=103.5℃,井口温 度Twh=76.2℃,井口压力pwh=50MPa,气液比GLR=14.5×104m3/m3,含水率 fw=0.8,天然气相对密度γg=0.6,凝析油相对密度γo=0.843,地层水相对密度 2 2 γw=1.01,其产能方程为 73.892 pwf ,选择合理的油 2.4033 104 qg 3.4 1011 qg 管尺寸,使之不发生冲蚀。 解:(1)采用类似于例10的计算方法,计算不同油管尺寸5in(内径 112.0mm)、51/2in(内径124.2mm)、65/8in(内径147.2mm)、7in(内径 154.0mm)、75/8in(内径177.0mm)下的系统分析曲线。 (2)计算不同油管尺寸下的协调产量和临界冲蚀流量。其中临界冲蚀 流量根据井口压力、井口温度、天然气相对密度,按防冲蚀产量公式计算。
节点分析在气井中的运用
(一)气井油管尺寸优选
(4)产水气井优选管柱
30 25
井底压力,MPa
IPR
40.9mm 62 88.3mm
35.1mm
50.7mm 76.0mm
5 产气量 4
气量,104m3/d
20
15 10 5 0 0 1
临界携液气量 3 2 1 0
未积液
积液
2 3 产气量,104m3/d
节点分析在气井中的运用
(一)气井油管尺寸优选
(1)低产气井优选管柱
35 30 IPR 26.6mm 35.1mm 40.9mm 50.7mm 62 15 76.0mm 88.3mm
10 9

气井井下节流系统分析及应用

气井井下节流系统分析及应用

I▲

Ap
入深度及大小 , 但是未进行优化 ; 主要研究了井下或
者地 面气 嘴 的节 流 , 有 考 虑 两 者 共 同作 用 的相 关 没 性; 一般 以定 井 口压力 或 者井底 压 力为 条件 , 没有 考
i △ f
Ap2
虑地层的产能供应地 层一 井 底一 井 下 气 嘴 考
— —
气体动能变化造成的压降, 将整个井筒分成若干段, 每 一段 长度 为 A 。在 每 一 段 内进 行 积 分 , 过 迭 h 通 代计算得到每一段出口处气体压力 的公式_ , 2 即 ]

气体质量流量 ,g ; k/ s
k e 地层传热系数 ( —— 各地 区不 一样 , 平均值




地面气嘴的相关性 , 对管线天然气水合物形成及
地面 结冰进 行 研究 , 结合 在 苏丹 六 区的 现 场应 用 并
进 行 分析 。
图 1 井下气嘴 系统节 点示意 图
在建立模型时 , 做如下假设 : ①地层 气体 以拟
理论模型
节点系统分析 ( oa Ss m A a s ) N dl yt nl i 方法又 e ys
2 井简流 动压 力温 度模 型 .
t = a] ]≤ 15 D tr
04 6 .0 3+0 5nD 1+0 6 t ) .1 t ( ./D
t > 1. D 5
在预 测 沿整 个 井 筒 的压 力 分 布 时 , 虑 了 由于 考
式中: U ——地层总传热系数 , ( m ; w/K・ )
维普资讯
第1 6卷 第 5 期
彭贤强等 : 气井井 下节流系统分析及应用

生产系统节点分析(流入流出曲线计算,以井下气嘴为解节点计算气嘴大小配产量)

生产系统节点分析(流入流出曲线计算,以井下气嘴为解节点计算气嘴大小配产量)
生产系统分析 二、流入和流出曲线计算方法 三、实例分析计算
历1、史沿生革产系统节点分析概念
历2、史沿气革井生产系统分析的用途
对新井,选择完井方式,确定油套管尺寸、合理生产压差; 对生产井,找出限制气井的不利因素,提出改造及调整措施; 优选气井的最佳控制产量; 分析气井的停喷原因; 确定排水采气时机,优选排水采气方式; 进行经济分析,寻求最佳方案; 预测未来气井产量随时间的变化; 找出提高气井产量的途径。
20 18 16 14 12 10
8 6 4 2 0
0
大吉6-5井差示曲线
流入曲线 流出曲线 差示曲线
0.2
0.4
0.6
0.8
1
产量(104m3/d)
1.2
1.4
1.6
历史沿革
压力(MPa)
16 14 12 10
8 6 4 2 0
0
井下气嘴直径敏感性分析图
差示曲线 1mm 1.5mm 1.8mm 1.9mm 2mm 3mm 4mm
0.2
0.4
0.6
0.8
1
产量(104m3/d)
1.2
1.4
1.6
历史沿革
历史沿革
历史沿革
历史沿革
30
25
流入动态
井口压力=6MPa
20
10
15
20 15
井口压力,MPa
10
5
0 0
3
6
9
12
15
产量,10 4m3/d
(3)气井的敏感参数分析
②油管尺寸对气井产能的影响
井底压力,MPa
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30
25
20
15
10
5

气井生产系统节点分析

气井生产系统节点分析

气井生产系统节点分析本文主要论述了气井生产系统节点分析中所涉及到的基本概念,基本原理以及相关方法。

进行了天然气在井筒中流动规律的研究,得到了气体稳定流动能量方程。

进行了用节点分析方法排水采气的工艺分析,分别考虑了以井底、井口为解节点的节点分析。

标签:气井生产系统节点分析解结点井生产系统节点分析的研究对象是天然气从油藏到井口的流动,然后对整个生产系统过程中压力的损耗进行全面的分析。

1气井生产系统节点分析基本概念1.1气井系统生产过程天然气从地层经过完井段到达油管然后到井口经过地面气嘴进入集输管线到分离器和压缩机站到输气干线称为天然气的系统生产过程,该过程是完整的没有间断的连续流动。

气井系统生产过程包括气液客服储层的阻力在气藏中的渗流,克服完井段的阻力流入井底,克服管线摩阻和滑脱损失沿垂管或者倾斜管从井底向井口流动,克服地面设备和管线阻力沿集输气管线的流动。

如图1。

1.2节点的设置在气井生产系统中,节点是表示的是一个位置。

通过在生产系统中设置节点,把系统分为几个部分:地层流入段;完井段;油管流动段;地面管线段。

1.3解节点的选择在遇到实际具体问题时,可以选择其中的一个节点来当做解节点。

生产系统就被分成流入部分和流出部分,从始节点到解节点流入部分,从解节点到末节点是流出部分。

2气井生产系统节点分析的基本原理和计算方法2.1气井生产系统分析的基本原理天然气从地层经过完井段到达油管后到井口经过地面气嘴进入集输管线到分离器和压缩机站到输气干线,每个环节都有能量消耗,它们之间的关系是各部分在对应于某一产率下能量消耗与增加的总和。

通过产率和有关的各个参数能够求出各部分压降,最后通过与生产动态拟合确定各主要参数,一口生产气井压力系统分析的数学模型就被建立了。

2.2计算方法简介2.2.1绘制流入动态曲线通常天然气从地层孔隙向井内流动是一个非常复杂的流动状态,流体的流线相互交错,流动速度在不停地增加,这样会破坏线性的渗滤规律,导致产量和压力的平方差不是线性关系。

煤矿矿井通风系统问题分析与解决对策

煤矿矿井通风系统问题分析与解决对策

煤矿矿井通风系统问题分析与解决对策作者:赵清晨来源:《科技创新与应用》2016年第36期摘要:煤矿开采环境比较特殊,在生产过程中机械设备容易出现多种不良情况或突发情况,导致煤矿开采不佳,甚至可能引发安全问题。

就以通风系统来说,通风系统作为煤矿生产的重要组成系统之一,其良好的运行,能够为煤矿生产创造良好的生产环境,提高煤矿生产的安全性。

但煤矿矿井通风系统实际应用的过程中常出现一些问题,导致通风系统应用效果不佳,加剧了煤矿生产安全性。

所以,优化调整煤矿矿井机械设备,保证其良好运行是非常必要的。

以下文章将以通风系统为例,就煤矿矿井通风系统问题进行分析,进而探究解决问题的有效对策,希望对于提高煤矿生产水平有所帮助。

关键词:煤矿矿井;通风系统;问题分析;解决对策煤矿矿井通风系统是保证煤矿生产的主要因素之一,直接影响着井下工作的安全性,是工人施工以及安全生产的保障。

但是,从通风系统构成及其应用实际情况来看,在相对特殊的煤矿生产环境之中,容易受到多种因素的影响,导致容易各种问题,进而降低煤矿生产的安全性,甚至引发安全事故。

针对此种情况,应当加强对通风系统问题的分析,探究有针对性的问题,予以有效处理与控制,使通风系统恢复最佳状态,良好运行,为高质高效的采煤奠定基础。

所以,加强煤矿矿井通风系统的优化调整是非常必要的。

1 煤矿通风系统的简单概述目前,在煤矿矿井之中常用的通风系统,主要是由通风动力、通风网络、通风方法、通风设施等组成,可以充分的发挥通风换气的作用,当然,因通风系统结构复杂,且应用在特殊的生产环境之中,所以通风系统的设置需要具备一定的要求,出于保证矿井下煤矿生产安全、有效进行的考虑,要求通风系统的通风量设置一定要满足应用要求,以便矿井下瓦斯、粉尘含量较少,不会威胁到煤矿安全开采;出于保证风流通畅,能够良好的排除矿井下空气,要求通风系统风流流经路线必须具有较高的完整性和合理性,如此才能使风流通过入风井口进入矿井,顺利的经过各用风作业地点,将矿井下空气排出[1]。

油气井节点系统分析1

油气井节点系统分析1

• 投资少,效益高
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基本步骤
1. 按单井产量高低将油井分类,选出代表井 2.初选几种机采方式作为备选方案,准备所需的基础
数据 3.用计算机模拟各种备选采油方式在各代表井的生产
可能性,即求得各种采油方式在预测开发期间内各 生产阶段的最大产油(液)量。如果最大产量大于 开发配产,则该采油方式是可行的,否则不可行 4.对各种可行的采油方式进行经济分析对比,求出各 种采油方式的相对经济效果 5.与其他影响采油方式适应性的非量化因素一起进行 综合综合分析
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各种人工举升方式示意
P(wf
井 底
自喷 气举
流 压
有杆泵 水力泵

电潜泵
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QL
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St
1
g fsc
Pout Pin
H
VF (qscVF
)
dp
S
p
1
g fsc
Pout Pin
pz (qscVF ) dp H (qscVF )
5.作St~qsc曲线和Sp~qsc曲线;
6.标出泵效范围,确定合适的泵级数及其总功率。
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流入/出曲线图解
P节点
泵出口压力 Pout P1 P2
<300
<3000
4572
3000-3660 5486
<3000 3354
<3000 4421
井下情况 小井眼及 适宜小井眼 不宜
很适宜 多层不宜 多层适宜
多层斜井 最适宜 小斜度适宜 适宜
适宜 小斜度可用
地面环境 海上及市区 很适宜

气藏气井生产动态分析题改图

气藏气井生产动态分析题改图

气藏气井生产静态分析题之欧侯瑞魂创作一、*井位于构造顶部,该气藏为底水烘托的碳酸盐岩裂缝—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38×104m33/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,氯根含量无明显变动.4月22日9:00~11:00下井下压力计了解井筒压力梯度,变动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、分析判气绝井采气参数变动的原因.**井井下压力计原始测压记录答:该井在生产过程中套压上升,而油压下降,产气量、产水量下降,氯根含量不变(1)4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右,井筒基本为纯气柱.(2)下井下压力计在井深2950m处遇阻标明油管欠亨畅,气井生产参数变动的原因为油管下部节流所致.二、**井位于**气藏顶部,该气藏为砂岩孔隙性纯气藏,该井于1977年4月23日完井,井深1375.7m,油层套管7〞×1/2〞×1298.8米,衬管5〞××104m3×104m33×104m3/d.请依据该井1978~1990年的采气曲线特征划分生产阶段,并描述出该井各生产阶段的生产特征.答;根据该井采气曲线特征年夜致划分为四个生产阶段:(1)上升阶段(产层净化阶段):在此阶段,气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升.(2)稳产阶段:产量基本上坚持不变,仅压力下降,在曲线上暗示生产量平稳而压力下降的生产过程.(3)递加阶段:随差开采,当气井能量缺乏以克服地层的流动阻力、井筒的阻力和空中设备的阻力时,产气量明显下降,递加速度快.(4)高压低产相对稳定阶段:产量、压力都很低,递加速度年夜年夜减慢,生产相对稳定,开采时间延续很长.三、×井位于*气藏的北翼2号断层附近,该气藏为碳酸盐岩孔隙———×104m33/d.该井于1975年8月20日投产,定产25×104m3/d,气井井口压力、气量、水量、氯根含量均较稳定,75年12月14日将产气量从23×104m3/d加至28×104m3/d,12月19日,气井生产参数发生突然变动(说见该井采气曲线图).请利用该井采气曲线图结合完井资料,(1)分析气井生产参数变动的原因.(2)划分气井生产阶段,并描述出各阶段的生产特征.答:该井位于构造北翼2号断层附近,钻井过程中放空0.12m,孔隙、裂缝发育,完井测试时,生产压差小,产气量年夜,是一口高渗高产气井.12月14日加气后,气井油压、产气量下降,产水量、氯根含量上升快,套、油管压差年夜,反映气井为断裂性水特征.因此,气井生产参数变动为气井产地层水所致,气井产地层水的原因是加年夜气量分歧理生产.根据该井的采气曲线特征,年夜致将该井划分为两个生产阶段:一是1975年8月20日—12月19日为无水采气阶段,主要特征为:气井生产套压、油压、气量、水量、氯根含量稳定,套、油压差小,产水量、氯根含量低.二是1975年12月19日—1976年1月15日.为带水生产阶段,其生产特征为:油压、气量下降快、稳定快,产水量、氯根含量上升快、稳定快,套油管压差年夜,垂管中流体阻力年夜.四、**井位于**气藏西南翼,该气藏为底水烘托的碳酸盐岩孔隙——裂缝性气藏.该井于1985年3月24日完井,井深2980.5米,油层套管7〞×2850.3米,油管21/2〞×2940.1米,衬管5〞××104m33/d(地层水).×104m33/d,气井井口压力、气量基本稳定.1989年4月17日开始,气井生产参数发生明显变动(采气曲线)4月30日10:00~12:00下井下压力计实测井筒井压力梯度了解井筒压力,变动情况见井下压力计测压原始记录.(1)根据该井井下压力计测压数据计算油管中流体压力梯度;(2)根据该井采气曲线和压力梯度分析气井生产参数变动的原因.**井井下压力计原始测压记录答:该井4月17日以后,生产数据中套压缓慢上升,油压、气量、水量下降,4月30日下井下压力计实测油管中流体压力梯度、井深2400m以下,压力梯度从0.141MPa/100升至0.5 MPa/100以上,反映该井井深2400以下的油管中有积液存在,说明该井在4月17日发生的变动主要原因是井筒(油管)积液所致.五、**井位于**气藏南翼,该气藏为底水烘托的碳酸盐裂缝—×104m33/d(凝析水、纯气井).1985年9月18日8:30开井生产,定产量24×104m33/d,氯根含量、产水产气及井口压力发生缓慢变动,7月中旬气井生产参数基本稳定,具有明显的水锥型出水的基本特征(详见该井采气曲线图).请利用采气曲线将该井3月2日~7月31日,划出三个出水阶段,并描述出各出水阶段的生产特征.答:该井采气曲线反映该井为水锥形出水气井,依据其特征年夜致分为1986年3月2日—4月10日为出水征兆阶段,此阶段特征为:氯根上升,气井产量、产水量、压力稳定.1986年4月10日—5月20日为出水显示阶段,其特征为:氯根含量、产水量均有上升,井口压力、产气量、产水量、氯根含量均有较年夜摆荡.1986年5月20—7月3日为气井出水阶段(或气井出水产能递加阶段),此阶段气井井口压力,产量下降,水量上升,套油压差增年夜,各生产参数于7月20日以后基本趋于稳定.六、**井位于构造长轴北段偏东翼,临近①号断层,产气层位:P132,岩性;石灰岩、钻井中在P132层曾放空0.5m,漏失泥浆70m3,岩芯分析,储层基质孔隙度φ×10-3um2.完井测试6小时,稳定0.5小时,P cf16.0MPa,q g:70×104m3/d,不产地层水.一点法计算绝对无阻流量200×104m3/d,井口最年夜关井压力31.0MPa,原始地层压力:43.0MPa.该井为一单裂缝系统,含气面积及气水关系不清楚.投产后先定产30×104m3/d生产两个月,之后定井口压力生产1个月,然后关井复压3个月,井口最高关井压力23.0MPa,尚未稳定,其生产及关井静态特征如图所示.请根据气井静、静态资料分析判断:(1)气井生产及关井静态特性;(2)储集层类型;(3)单井控制储量年夜小.Pw sLgt**井第一次关井压力恢复曲线答:(1)气井生产特征为初始产量、压力高、生产压差小,但稳定性差,压力、产量递加速度快,压力恢复速度也较慢.定产30×104m3/d生产阶段,井口套压由30 MPa下降到20MPa,下降10MPa,平均降6MPa,压力月递加为16.7%.定井口油压18MPa生产阶段,井口产量由30下降至10×104m3/d,月降20×104m3/d,产量月递加率平均高达66.7%.关井压力恢复速度很慢,关井3个月尚未稳定,最高关井压力为23.0MPa,较投产前井口最年夜关井压力31.0MPa低8.0MPa.(2)储层岩芯分析基质中和K均很低,不具备储渗条件,但该井孔洞,裂缝十分发育,暗示在:气井位于断层附近,钻井中有放空和年夜量井漏现象,测试产量高、无阻流量年夜(一点法)压力恢复曲线初始段平缓,综合分析认为,该井储层属裂缝~洞窟型.(3)气井压力恢复曲线呈凹型,生产中压力、产量递加有规律,不产地层水,储集层为裂缝隙——洞窟型,分析气井压力,产量不稳定,不是地层水推进或泥浆污堵影响,而是该井裂缝系统控制储量较小的反映.七、根据下述资料和图件分析*井压裂酸化工作是否有效果(1)生产参数及试井分析A、B值参数时间套压(MPa)油压(MPa)产气量(104m3/d)产水量(m3/d)试井分析摩擦阻力系数A惯性阻力系数B酸化前26 20酸化后26 25(2)酸化施工综合曲线图(3)压力恢复试井曲线图答:1、酸化施工综合曲线上明显可见,t1时刻泵压开始突降,排量和吸指同时上升,反映地层有压开的显示.到t2时刻后泵压、排量和吸指趋于相对稳定,地层吸收指数较高,反映井底附近梗塞已基本解除,地层渗透性能获得改善.2、酸化后压力恢复曲线直线段斜率明显比酸化前变小且试井分析A、B值都年夜年夜下降,都反映井底附近和稍远地带地层渗透性变好,流动阻力减小.3、生产参数比较,在井口套压相同条件下,酸化后日产气量较酸化前增加8.2万方,增幅2.5倍.综上所述,本次压裂酸化增产效果明显,近井地带产层污堵被解除,地层渗透性能获得较年夜改善.八、*井产层为TC41~TC33岩性为白云岩、灰岩,孔隙——裂缝储层,钻井中曾在产层段漏失泥浆53m3,完井后,中型解堵酸化一次(40m3×104m3/d,稳定1:00.该井投产即进行稳定试井1次,随后定产30~35×104m3/d,生产半年后关井复压稳定后,又进行第二次稳定试井,两次测试产量相同,由小到年夜进行测试,两次测试资料整理作二项式指示曲线(如图所示),请根据上述资料和图件分析该井投产半年后,井下渗透条件有何变动?答:该井完钻试测和第1次稳定试井均暗示出测点稳定水平差的现象,这是钻井和酸化进入产层的泥浆和残酸液末排完,生产中聚集井和进入井筒干扰所致.经过半年的年夜产量(30~35×104m3/d)生产,分析井底附近和井筒中泥浆和残酸已基本排出到空中.第二次稳定试井二项式指示曲线明显落在第一次,且各测点线性关系好,指示线斜率变小,这是产层获得净化渗透条件变好的反映.九、*井为一纯气井,产层C2,岩性白云岩,裂缝——孔隙性储层,该井投产后以10×104m3/d,试生产压力、气量、水量均较稳定,生产三个月后进行了第一次关井复压,并作关井压力恢复试井和试定试井各一次,获取测压功效如下:请根据上述资料分析气井类型(产量和产层渗透性)目前地层压力:P R二项式产气方程:P R2—P Wf22答:该井为裂缝—孔隙性储层,压力恢复速度快,经1小时即基本到达稳定曲线形状为“厂”×104m3/d属高产气井,因此该气井可定为同产高渗型气井.一十、由图回答下列问题1)、该气藏的类型是什么?2)、投产早期哪口井产量低?为什么?3)、哪口井产量下降快?为什么?4)、在气田开采中对这两口井应采用什么办法?答:1)、由图1、图2知该井为边水断层封闭单斜气藏.2)、由图3知投产早期1号井因污染严重,比2号井产量低.3)、由于2号井离气水鸿沟近,投产后是水早产量下降快.4)、由于1号井井下污染严重,所以应进行气层改造,解除井底附近污染,提高气层渗透性.对2号井应控制一定压差生产,防止气井过早见水及水淹.一十一、根据下列曲线说明气井产量下降原因及应采用的办法?气藏的驱动类型?答:1、指示曲线标明,由于截距和斜率都变年夜,说明气井产量下降的原因可能是井底污染严重水平增加及气体在地层中的渗透率下降所致.2、两条流入静态曲线的起点压力值一样,说明地层压力没下降应该是水压驱动.一十二、**集气站管理A、B 、C 、D、E等生产气井,5口气井均在进站保温后二次节流降压,然后分离、计量、集中计量(总计量),化工厂用气,化工厂装置有一台总计量装置,作为对口计量.1991年8月27日12:30当班职工发现气井各井流量计静差压发生突然变动,输气压力从 2.5MPa下降到 2.3MPa,同时通过德律风询问化工厂的用气情况,并将那时收集的资料数据列于下表,请根据表中的数据,分析变动原因,并提出处置意见.答:根据表中的数据反映,说明集气站至化工厂的输气管线破裂漏气.依据是:A 、B 、C 、D 、E 等5口气井的流量计静压下降2格,差压上升5格,供气量有些上升,总计量的气量同样上升,而化工厂的对口计量静、差后格数反而下降,用户接收到的气量减少、静压下降,标明压力下降,说明集气站至化工厂之间的输气管线有破裂漏气.处置:(1)关井或放空;(2)关输气阀截气绝源,停止供气;(3)通知用户,说明停气原因;(4)补焊输气管线.13、*气藏为碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏,产层埋藏深度为4100~4150m,1987年先后钻获A 、B 、C 、D 、E 等5口气井,为摸清该气藏压力系统、井间关系,1988年6月1日00:00,A 、B 、C 井同时开井试生产,进行井间干扰试验,(6月9日24:00关井恢复压力),邻近的D 、E 井作观察井观察压力变动,6月14日00:00试验结束,现将这次试验资料数据列于下表,请根据表中的试验资料数据,分析该气藏有几个压力系统.注表中6月1日0:00关井的压力数据均为原始关井压力.答:该气藏可以划分为4个压力系统:A井、B井与其它气井,投产前的原始关井压力分歧,属于分歧的压力系统,C井、D井、E井投产前的原始关井压力一致,均为26.0MPa在井间干扰试验中,仅D井受C井开、关井干扰影响,属于同一压力系统,E井不受C井的开关井影响,属于自力压力系统,因此该气藏的5口气井中有四个压力系统,即;A井、B井、C井、E井等四个压力系统.一十四、*集气站管理A、B、C、D、E等5口生产气井,5口气井均在进站保温后二次节流降压,然后分离、计量,集中计量后,供一家钢厂用气,钢厂在进厂时装置有一台总计量作为与集气站的对口计量装置,输气管线的工作压力为4.5MPa.1991年1月23日2:30,值班职工发现A、B、C、D、E等各井流量计静、差压突然变动,输气压力从2.5上升到3.0MPa,马上通过德律风在询问钢厂的用气情况,现将那时收集到的资料数据列于下表,请根据表中的数据分析变动原因,并提出处置意见.答:根据表中数据反映;集气站至钢厂的输气管有局部静、差压下降,标明钢厂接收到的气量减少,静压下降,反映压力下降.集气站A、B、C、D、E井的静压上升6格左右,差压下降10格左右,标明各井的产气量有所减少,总计量所记气量同样反映为下降,输气压力反而从2.5MPa上升到8.0MPa,说明集气站至钢厂之间的输气管线有局部梗塞,或钢厂压低用气量.处置:输气管线工作压力为4.5MPa,目前实际压力为3.0MPa,可一方面观察输气压力变动,一方面分析管线堵原因,根据梗塞原因采用解堵办法解堵.与钢厂联系,若为钢厂压低用气量,则集气站相应压低供气量.一十五、**集气站管理A、B、C、D、E等5口生产气井,5口气井均在站外,采纳集气支线输至集气站保温,节流降压、分离、计量,然后通过汇管集中计量后输送至用户.该集气站的所有气井均在进站保温后采纳针型阀进行二次节流降压,所使用的流量计均为双波纹管差压流量计.1991年9月15日13:15,值班工人发现A井流量计差压格子数从72格下降至0格以内,立即检查站内其它气井,同样有所变动,现将该集气站13:15前后资料变动情况列于下表,请你根据此表中数据分析变动原因,并提出处置意见.答:该井集气站的资料变动反映:A井井口至集气站的集支线已断裂脱落.依据是:1、总计量流量计静、差压下降,标明集气站接收到的气量减少,而B、C、D、E等4口井计量静压下降未几,差压上升均在10格以上,标明此4口井的气量均有所增加,说明此4口井集气支线工作正常,A井静、差压均下降,而且差压下降到0格以内,进站压力从4.2下降至0.4MPa,而输气压是2.4MPa严重低于汇管压力,标明是A井从井口至集气站的集气支线已断裂脱落,发生倒输所致.处置:1、关进站针型阀,关井口生产控制阀切气绝源;2、组织补焊输气管线,及时开井生产.一十六、**井位于**气藏北翼某集气站内,1987年4月21日完井后,于4月23日8:30开井试生产,开井前,该井关井套压18.45MPa,油压17.52MPa,试生产情况如下表所示,请根据表中生产数据分析该井生产参数变动的原因.答:该井完井后未进行放喷测试就进行试生产,有年夜量的钻井液集中于井筒内,产层中油压比套压低1.07MPa,在试生产过程中,生产压差较年夜,井内、产层中的钻井液被带出,日产水量逐渐减少,产层随之获得净化,产层阻力损失随之减少,气井的套压、油压、气量逐渐上升,因此该井生产参数变动的原因是产层净化所致.一十七、**气藏为碳酸盐岩孔隙——裂缝性气藏,1987年8月1日0点A、B两口相邻的气井同时开井试生产,8月4日24:00试生产结束,关井恢复压力,请根据此次试生产资料、数据分析A、B两气井产层渗透性好怀,并提出气井增产办法,现将A、B两井试生产资料数据列于下表:井号7月31日24:008月1日24:008月2日24:008月3日24:008月4日24:008月5日24:008月6日24:008月7日24:008月8日24:00A井套压(MPa)油压(MPa)产气(104m3)B井套压(MPa)油压(MPa)产气(104m3)答:两气井投产前关井压力基秘闻似,其中A井试生产时,井口压力低、生产压差年夜、产气量小、井口压力、产气量下降快.关井时压力恢复缓,试井产层渗透性差,产层渗滤阻力损失年夜,属低产气井,该气藏产层岩性为碳酸盐岩,该井与渗透性好的B井相邻,建议采纳盐酸进行压裂酸化,改善产层渗透性.B井在试生产时,井口生产压力高,生产压差小,产气量年夜,开关井压力、产气量稳定快,动把持后24小时压力已稳定,表时该井产层渗透性好,属于高渗高产气井,可以不进行酸化.一十八、**集气站管理A、B、C、D等4口生产气井,4口生产井均在进站处采纳集气支线输至站内保温、节流、降压、分离计量,然后集中计量后输至用户.4口气井未产凝析水,井口压力较高,采纳在进站保温后二次节流降压.1991年1月20日4:00值班职工巡回检查时发现A井流量计差压从72格缓慢下降至10格,其它三口井差压均上升5格左右,总计量差压下降,所有流量计静压均有所下降,然后检查压力资料,现将检查所获资料数据列于下表,请根据下列表中数据分析该站变动的原因,并提出处置办法.答:该井站资料数据反映:A井进站节流阀有堵,依据是:(1)A 井流量计差压从72格下降到10格,气井产量减少85%左右,其余三井差压上升,总计量差压下降,静压均有所下降,标明输气管线工作正常.(2)A井进站压力从6.4MPa上升到8.4MPa,流量计静压略有下降,分离器压力未变,说明计量装置、分离器工作正常,堵点应在进站节流阀处.处置办法:分析梗塞原因,解除梗塞.检查保温设备,加强保温,防止节流阀处形成水合物梗塞.一十九、**井井位于**气藏西南翼低渗带,该气藏为底水烘托的碳酸盐岩孔隙—裂隙性弱弹性水驱气藏.该井于1978年10月25日完井,井深2985.3m,油层套压7〞×2850.4m,衬管5〞×2810.2-2984.8m,油管21/2〞××104×104m33×104m33×104m3/d,产水11m3/d,输压1.8Mpa,8月11日下φ34×1100mm的通井规通井至井深2920m未遇阻.注:该井附近无高压气源,无高压用气单元和增压机组.请回答:1、气井近期生产变动原因? 2、气井出水类型?3、井筒有无积液?4、应采用何种办法?↗6.0Mpa,反映了井筒积液十分严重,急需进行排水采气,考虑到:1、该井附近无高压气源和高压用气单元.2、该井渗透差,产水量小.3、井下套、油压联通情况良好.4、泡沫排水工艺施工方便,则有效等因素,建议该井采纳液体发泡剂进行泡沫排水采气.二十、**井位于**构造北翼,该气藏为碳酸盐岩孔隙-裂缝性含硫气藏,该井于1967年2月4日完井,井深3028.3m,油层套管7〞×2898.4m,水泥返至空中,试压27Mpa 30min27Mpa,井身结构良好,油管21/2〞××104m33/d(纯气井).×104m33/d,气井生产参数十分稳定,4月2日12:00井站职工巡回检查发现,套压从21.3Mpa下降到21.2Mpa,油压从20.2Mpa上升到20.9Mpa,产气量略有上升,但不明显,产水量无明显变动.当班职工立即检查压力表考克,更换压力表,未发现异常情况,尔后该井的套压、油压差基本坚持在0.1Mpa左右生产,根据该井的压力变动,分折该井井口压力变动的原因?答:该井固井质量较好,套管窜气的可能性不年夜,而套压下降,油压上升反映了井内油管中途断落,断口下部套、油环空的静气柱从油管断口窜入油管,流至井口酿成动气柱,使垂直流动阻力减小.该井油管断落之前,套、油压差为1.1Mpa,断落后反为0.1Mpa,标明油管在井口附近断落,加之该气藏为含硫气藏,硫化氢对钢材具有一定的腐蚀性,因此该井口压力变动的原因是井下油管在井口附近处断落所致.二十一、某井产层为TC41~TC33,碳酸盐岩裂缝—孔隙储层,钻井中曾在产层段漏失泥浆53m3.原始地层压力36MPa.气藏探明储量36×108m3.该井2003年6月投产即进行稳定试井1次,随后生产.生产半年后(Gp:1×108m3)关井复压稳定后,又进行第二次稳定试井,两次测试产量相同,由小到年夜进行测试,两次测试资料如下表.(不考虑Z值变动)序号测试产量(104m3)稳定中深压力(2003年6月)(MPa)稳定中深压力(2004年1月)(MPa)1 102 20 333 304 40 22281、作出两次稳定试井的指示曲线(ΔP2/q g-q g)2、分析产层渗透条件有何变动分析答:该井第1次稳定试井均暗示出测点稳定水平差的现象,这是钻井和酸化进入产层的泥浆和残酸液末排完,生产中聚集井和进入井筒干扰所致.经过半年的生产,分析井底附近和井筒中泥浆和残酸已基本排出到空中.第二次稳定试井二项式指示曲线明显落在第一次,且各测点线性关系好,指示线斜率变小,这是产层获得净化渗透条件变好的反映.。

气井生产情况汇报范文

气井生产情况汇报范文

气井生产情况汇报范文尊敬的领导:我通过对气井生产情况的实时监测和分析,向您汇报我所负责的气井生产情况如下:一、生产情况总览。

截止到目前,我所负责的气井生产情况总体稳定。

产量在合理范围内波动,未出现明显的异常情况。

经过分析,主要原因是我们严格按照生产计划进行操作,保持了良好的生产秩序。

二、生产参数分析。

1. 产量情况,气井产量在过去一段时间内保持平稳,未出现明显的下降趋势。

平均日产气量达到了预期目标,为正常生产提供了充足的保障。

2. 压力情况,气井产出气体的压力在正常范围内波动,未出现异常的压力波动情况。

通过对气井压力进行实时监测,我们及时调整了生产参数,保证了气井的正常生产。

三、生产安全情况。

1. 安全生产,在生产过程中,我们严格执行安全操作规程,加强对生产现场的安全管理,保障了生产人员和设备的安全。

2. 突发事件处理,在生产过程中,我们及时响应突发事件,采取有效措施,保证了生产的连续性和稳定性。

四、存在的问题及建议。

1. 生产设备老化,部分生产设备存在一定程度的老化现象,需要进行及时维护和更新,以确保生产设备的正常运行。

2. 生产参数优化,通过对生产数据的分析,发现了一些生产参数可以进一步优化,以提高气井的生产效率。

五、下一步工作计划。

1. 设备维护更新,计划对存在老化现象的生产设备进行维护和更新,确保设备的正常运行。

2. 生产参数优化,继续对生产参数进行深入分析,找出优化空间,提高气井的生产效率。

3. 安全管理强化,加强对生产现场的安全管理,做好各项安全预防工作,确保生产安全。

以上就是我所负责的气井生产情况的汇报,希望得到您的认可和支持。

在接下来的工作中,我将继续努力,保证气井的稳定生产,为公司的发展贡献力量。

谢谢!此致。

敬礼。

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预测气井未来的流入动态
在进行气井生产动态分析时往往需要预测气井未来的
流入动态,其作法是对目前地层压力下的气井产能二项式
的系数a和b所含气体物性进行修正。
af

Z Z
p ap
f
指数产能方程系数
bf

Z Z
p bp
f
C f

Z Z
p f
Cp
p表示目前地层压力条件; f表示未来某一地层压力条件
Kh
气井无因次IPR曲线
取井底流压降为0,则绝对无阻流量满足如下表达式:
pr Aqmax Bqm2ax
(2)
对气井拟压力二项式产能方程进行归一化,并定义:
A
A Bqmax
拟压力形式的无因次IPR方程为
pwf
pr
1
q qmax

1




q qmax
2
α物理意义
a 实质上是二项式产能方程中达西项层流系数A的无因次形 式,故称为无因次层流系数。
物理意义:表示在所有非理想流动条件下的最大无阻(敞喷 条件下)总表皮系数中与产量无关的表皮系数所占的份额。相应1α为无因次湍流系数,表示与产量相关的表皮系数占最大总表皮系 数的份额。
表征流动形态 的经验指数
n=1.0,表明气流入井相当于层流,井底附近没有产生 与流量相关的表皮效应,符合达西渗流。
n=0.5,气流入井完全符合非达西渗流规律。 n由1.0向0.5减小,表明井底附近视表皮系数可能增大。
? n>1.0
气井流入动态IPR
➢ 径向达西流动 ➢ 高速非达西流动 ➢ 预测未来气井流入动态 ➢ 射孔完井段压降 ➢ 一点法产能测试理论分析
气井流入动态IPR
➢ 径向达西流动 ➢ 高速非达西流动 ➢ 预测未来气井流入动态 ➢ 射孔完井段压降 ➢ 一点法产能测试理论分析
一点法产能测试理论
一点法产能测试工艺较常规多点法简单、省时且 经济。所以,研究和发展无因次IPR曲线的理论和方法 具有重要的实际意义。
继Vogel(1968)提出了溶解气驱油藏的油井无因次 IPR典型曲线及其相关式之后,Mishra & Caudle ( 1984 SPE 13231)及Chase & Williams( 1985 SPE 14507)分别提出了均质和裂缝气藏预测目前和未来气 井产能的无因次IPR相关式,其基本处理方法与Vogel 方法相似,将无因次产量作为无因次压力的函数,利 用较宽范围的计算数据回归分析确定式中的经验系数。
S' S Dqsc
✓变产量试井可分解上述表皮系数 ✓S和D较小,表明气层未受到明显的伤害 ✓D 过大,可考虑补孔减少紊流效应 ✓S过大,考虑采取增产措施
指数式产能方程
较高产量的气井,存在明显的紊流效应,其产能 方程可表示为指数式:
qsc C pr 2 pwf 2 n
n通常在0.5~1.0之间
a满足在0~1之间
α=1表示气井流入动态完全遵循达西规律,能量完全消耗于克服径 向层流和S造成的粘滞阻力,无因次IPR曲线为直线。
α=0表示气井流入动态完全遵循非达西流动规律,能量完全消耗于 克服湍流惯性阻力,无因次IPR曲线为二次曲线且曲率达到最大。(仅超 完善井的极端情况)
α物理意义
α反映了气体渗流规律 的综合特征,是控制无因 次IPR曲线形状的特征参 数。因此,这里首次称α 为IPR特征参数。
Tek等人基于岩心实验估计的经验公式
1.8 109 K 1.25 0.75
的单位为m-1,K单位为mD,为小数。上式表明, 随K和 的减小而增大。
推荐计算式:
7.64 1010 K 1.2
形式简单, 仅是K的函数
拟稳态二项式产能方程
考虑非达西流动效应的气井二项式产能方程:
典型气田生产系统
地面管线及设备
地面管网分析 气田开发方案
井筒生产动态分析 气井流入动态
生产系统优化
典型气井生产系统
分离器
增压机
油嘴
井下安全阀 油管 井下油嘴
完井方式
地面管线
气体 液体
产层
气井生产系统中压力损失
DP9 = Psep – PCD
DP6 = Ptf – PDSC
DP8 = PRB – Psep
气井无因次IPR曲线
气井拟压力二项式产能方程
pr pwf Aq Bq 2
其中
p 2 P p dp
z PS C
A

12.7T Kh
ln
re rw

3 4

S

B 12.7T D Kh
D

2.211014 rg
rwhp2
套管 水泥环 井眼
rp
Lp
Kp
pwfs
压实带
K
Forcheimer渗流方程积分,得到射孔完井段的压降二项式
pw2fs pw2f apqsc bpqs2c
ap

12.7T Z
Lp K p Nhp
(ln
rc rp
)
bp

2.90
1013

p
gT
Z
(
1 rp
L2p N 2hp2

1) rc
dp v v2
dr K
达西项
高速非达西项
物理意义
紊流速度系数与渗透率K和孔隙度一样也属岩石的物性参数。它反映了 岩石孔喉与孔隙体积大小的对比关系,表征孔隙介质结构对流体紊流的影 响。由于岩石结构的复杂性,发表了很多用于估算的经验公式,其均具有 以下形式:
aK b c
气井流入动态IPR
➢ 径向达西流动 ➢ 高速非达西流动 ➢ 预测未来气井流入动态 ➢ 射孔完井段压降 ➢ 一点法产能测试理论分析
射孔完井段压降
射孔完井方式能有 效的封隔含水夹层、易 塌夹层和底水;能完全 分隔和选择性射开不同 rc 压力、不同物性的油气 层,避免层间干扰;能 具备实施分层开采和选 择性增产措施的条件。
层流系数 反映层流特征
pr 2 pwf 2 aqsc bqsc2
a

12.7T Z
Kh
(ln
re rw

3 4

S)
b 12.7T Z D
Kh
D 2.2110 14 g K hrw
紊流系数 反映紊流特征
非达西流动系数 反映非达西影响程

表皮系数物理意义
Kh pr 2 pwf 2
DP7 = PDSC – PRB
DP3 = PUSV – PDSV
DP5 = Pwf – Ptf DP4 = PUWC – PDWC
DP2 = Pwfs – Pwf
DP1 = PR – Pwfs
气井生产系统中温度变化
DT9 = Tsep – TCD
DT6 = Ttf – TDSC
DT8 = TRB – Tsep
10
15
20
25
压力,MPa
拟压力与压力平方的对比
气井流入动态IPR
➢ 径向达西流动 ➢ 高速非达西流动 ➢ 预测未来气井流入动态 ➢ 射孔完井段压降 ➢ 一点法产能测试理论分析
高速非达西流动
气体在通过孔隙介质中孔喉宽窄发生变化处,会因气流 的减速和加速产生周期性的惯性力。由于气体的粘度低,实 际气流速度比较高,特别在压力梯度达到最高的近井地带, 这种惯性力不可忽略,导致偏离线性的达西定律,这是气流 入井突出的渗流特征。Forcheimer基于实验研究,将达西定 律扩展了二次项,以考虑惯性力的影响。
2
1 1 4


B
A2
pr
将A,B,D代入上式, θ可表示为


0.1741014 rg K 2 pr
rwT

hp h
ln
re rwຫໍສະໝຸດ 3 4S2
IPR特征参数α的自变量θ包含了影响气层产能的所有物理量,即pr、 S、K、rg、T、hp、h、rw、re。对于完全打开的气层hp=h,θ与气层厚度 无关。因为θ是无因次量,故它与标准状态psc、Tsc和单位无关。θ是描述
气井生产系统分析
主讲人:李颖川
西南石油大学石油工程学院 2007.1
推荐参考书
1. 李仕伦主编《天然气工程》石油工业出版社 2. 李颖川主编《采油工程》石油工业出版社 3. M.Golan等编,陈钟祥等译《油气井动态分析》石油工业出版社 4. 廖锐全,张志全编著《采气工程》石油工业出版社 5. 杨川东主编《采气工程》石油工业出版社
DT7= TDSC – TRB
DT3 = TUSV – TDSV
DT5 = Twf – Ttf DT4 = TUWC – TDWC
DT2 = Twfs – Twf
DT1 = TR – Twfs
基本流动过程动态
气藏渗流-IPR曲线
IPR曲线是指在一定地层压力下,油井产量与井底流压的关系,即流入 动态曲线。
Ψwf /Ψr,(p wf /p r)2
1
0.8
0.6
α=0
0.4
0.25 0.5
0.75
0.2
1
0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
q/q max
无因次IPR曲线族
α物理意义
绝对无阻流量
将上式代入 整理可导出α函数 无因次自变量
qmax
A2 4B pr A
2B
A
A Bqmax
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