排水采气 ppt课件

一、上周主要内容
5.2、气井积液判断
1、采气曲线动态分析 采用以下采气曲线分析方法判断井筒积液：
一、上周主要内容
5.2、气井积液判断
一、上周主要内容
5.2、气井积液判断
一、上周主要内容
5.2、井底积液诊断
气井流量递减曲线形状能够反映出井下 积液现象，分析流量递减曲线随时间变化， 可以发现与正常气井曲线的区别。
对于那些处于边缘效益的低产气井，优化配产和排除积液可使气井 继续生产。有些高产气井，当油管尺寸大或井口压力高时也会产生积液
井底积液危害
井底积液会形成不稳定的段塞流，并导致气井产量下降。如果不能 连续排除井筒积液，最后可能导致气井产量很低，甚至停产。
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6、苏里格气田积液气井排水采气措施
不同温度压力下在天然气中的溶解度
在温度和压力高于露点温度和压力时，水一 直是以蒸汽存在的；当温度压力降到露点之 下时，一部分水蒸汽会凝析成液相。
如凝析发生在井筒中，且气体流速低于临界 流速，无法携液至地面，就会导致井底积液。
3.4MPa
93.3℃ 148.8℃
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3.1、四种流动形态
要研究气体井中液体的影响，必须要了解流动条件下液相和气相的相互影响。
产出水可能有以下几种来源
（1)边底水的锥进。 （2）如果底水能量充足。底水最终会入侵井筒。 （3）水可能会从距产层较远处的其他产层进入井筒。 （4）与气体一起产出的游离地层水。 （5）水或烃类随气体一起以气相状态进入井筒并且在油管中冷凝成液体
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2、凝析水
当饱和气体或部分饱和气体进入井筒时，射孔孔眼处不会有液体析 出，但井筒上部可能发生凝析现象。在生产管柱中，凝析处压力梯度会 升高，凝析也会与流速相关，凝析后液体会滑落并堆积。
主讲内容
➢上周主要内容回顾 ➢采气作业二区挖潜增效工艺措施
✓ 速度管柱排水采气工艺 ✓ 下气举阀排水采气工艺 ✓ 气举排水采气工艺 ✓ 泡沫排水采气工艺
二、速度管柱排水采气工艺
1、速度管柱排水采气
为了提高气井携液能力，经理论计算和参考长庆油田在苏里格地区 进行速度管柱的施工经验，选择φ38.1mm（11/2″）连续油管作为生产 管柱试验，为该类井中后期平稳生产探索新的技术途径。2011年，国际 钻修在苏11-28-21井开展速度管柱排水采气现场试验。
二、速度管柱排水采气工艺
1、苏11-28-21作业前生产情况
阶段Ⅰ：此井前期正常生产，套压以0.11MPa/d的速度下降，日产 0.7万方，
排水采气工艺课件
第二讲 速度管柱
李国强 2013年2月
主讲内容
➢上周主要内容回顾 ➢采气作业二区挖潜增效
✓ 速度管柱排水采气工艺 ✓ 下气举阀排水采气工艺 ✓ 气举排水采气工艺 ✓ 泡沫排水采气工艺
一、上周主要内容
1、生产气井中液体的来源
许多气井不仅产气而且也会产出凝析油和水。当气藏压力低于露点 压力时，液态凝析物会随气体一起产出；当油藏压力高于露点压力，凝 析油先以气相的形式随气体一起进入井筒，然后在油管或分离器中凝结
垂直管中的多相流动通常分为四种基本流型，不同的流型取决于在 流动断面气相和液相的流速以及气相与液相含量。气井生产过程中任意 时间内都可能存在这四种流型中的一种或多种。
一、上周主要内容
3.2、四种流动形态
在气井生产过程中，可能会出现一种或多种流型，下图为一口 气井从投产初期到停产关井过程中的流型变化。假设油管没有下到 射孔段中部，因此从油管鞋到射孔段中部，流体是在套管内流动。
苏11-28-21作业前生产情况
苏11-28-21井，2009年3月7日投产，下节流器生产，工作制度2.4mm， 下深1800m，配产1.0万方，原始油套压为22.0/23.2Mpa。该井产气层段 为：盒8段3458.0～3455.0m，射孔厚度3.0m，含气层，微含气层；山1段 3495.0.0～3493.0m，射孔厚度2.0m，微含气层。投产后生产情况如下；
由于气体密度远低于水和凝析油的密度，当 测试工具遇到油管中液面时，压力梯度曲线斜率 会有明显的变化。压力曲线法是一种精确的确定 井筒中液面的方法。
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5.3、井底积液原因
如果气体流速足够高，可以将一部分液体携带到地面。气体流速较 高时，会形成雾流，液滴散在气体中，只有少部分液体滞留在油管（也 就是持液率低）或生产套管中。重力损失产生的压力损失较小。
结合泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、压缩机气举等各项工艺 适用条件，制定苏里格气田积液气井排水采气措施表：
主讲内容
➢上周主要内容回顾 ➢采气作业二区挖潜增效工艺措施
✓ 速度管柱排水采气工艺 ✓ 下气举阀排水采气工艺 ✓ 气举排水采气工艺 ✓ 泡沫排水采气工艺
二、挖潜增效工艺措施
苏11区块属于“低压、低产、低丰度”三低油气田，单井日产低，携液能 力差，气井自身产能低，气井需进行压裂改造后才能形成工业流生产。2009年3 月8日投产至今，已有生产井273口，其中按制度常开生产井221口，平均单井套 压8.9MPa,单井日均产气量1.3万方；间开井50口，平均单井套压7.58MPa，日均 合计产气量5.1万方，单井日均产气量0.1万方；死井2口（20-53、52-55），下 步准备下气举阀，进行气举。
一、上周源自文库要内容
4、排水采气管理制度
一、上周主要内容
5.1、气井积液判断
1、气井临界携液流量计算 不同井口油压、油管规格临界携液流量理论计算结果见下表：
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5.1、气井积液判断
2、根据苏里格气田实际生产情况，以理论计算结果1/2作为井筒积 液的判断标准，参考下图：
内径76.0mm油管临界携液流量与井口油压关系曲线 内径62.0mm油管临界携液流量与井口油压关系曲线
根据单井生产数据，低压低产井（含常开井、间开井）存在不同程度水侵， 常开井生产压力成锯齿状，间开井必须采取间开恢复井底产能才能携液生产。 随着开发周期的延长，低压低产井水侵现象越来越明显，部分井已出现不同程 度水侵，现已造成20余口常开井采取间开携水生产。目前作业区已先后采用速 度管柱排水采气、气举排水采气（含下气举阀后气举）、泡沫排水采气和涡流 排水采气等方法排出井筒及井底附近地层积液，以达到气井恢复正常生产的目 的。