高压集输气井井筒积液量与流压计算方法

针对采用高压集输工艺气水同出的天然气井,为准确计算其井筒积液量及井底流压,以指导泡排工艺的实施,建立了一种井筒积液量与流压计算方法。通过简化油管与环空内气水两相分布,并以套压折算流压等于油压折算流压为基本原则,推导出包含油管等效液面处压力p_(1)、环空等效液面处压力p_(2)、环空与油管等效液柱高度比值k等3个关键参数的计算方程,并结合动态监测数据,给出了3个关键参数的求解方法,从而通过迭代方式计算得出井筒积液量与井底流压。经45口气井实测数据验证,流压计算平均误差4.4%,积液量计算平均误差14.8%。同时,该方法主要利用生产数据和少量流压测试数据进行并行迭代计算,具有成本低、计算速度快的优点。

一种高产液水淹气井组合复产稳产新工艺

针对大牛地气田部分高产液水淹气井采用常规复产稳产工艺存在注气压损大、举升压力低、气举时间长、稳产周期短等无法实现经济有效排采的问题,在对比研究泡排、套管充压气举、多井联合气举+环空激动降压等工艺的优缺点基础上,设计一种"套管充压+多井联合气举+连续泡排"组合复产稳产新工艺,选取1口高产液水淹气井开展了先导试验并进行了经济评价。现场应用表明:高产液水淹气井采用组合复产稳产工艺后,一次性成功复产、成功率为100%、复产周期可缩短28.5%,稳产周期达230 d,复产稳产效果显著。经济评价显示,1口高产液水淹气井复产稳产后日增产量32754 m^3、累计增产量753.346×10^4m^3,累计创效873.88万元,投入产出比为1:100,具有良好的经济效益。该工艺的成功应用为高产液水淹气井的经济有效排采提供了新思路。

大牛地气田分段压裂水平井压力恢复试井曲线特征

分段压裂水平井是低压、低孔隙度、低渗透率储层开发的有效手段,储层内渗流特点复杂。通过总结大牛地气田25口分段压裂水平井压恢试井曲线特征,识别出两种渗流模式:无限边界均质地层(Ⅰ型)和条带型边界均质地层(Ⅱ型)。两种模式主要的区别在于:Ⅰ型模式反映了砂坝砂体的渗流特点;Ⅱ型模式则反映了河道砂体的渗流特点。Ⅰ型模式储层拟径向流导数曲线不再变化,而Ⅱ型模式储层拟径向流后导数曲线再次出现条带边界线性流。针对不同地层确定不同的压力恢复解释模型,可为分段压裂水平井解释结果提供保障。

井下节流天然气井理论产气量及积液诊断方法

针对井下节流天然气井需要通过判断井筒积液严重程度来优化采气工艺的情况,提出了一种计算井下节流气井无积液条件下的理论产气量,并与实际产气量进行对比来判断井筒积液程度的方法。假设气井无积液条件下,根据油套环空静气柱模型、油管Beggs&Brill管流模型,由油压、套压计算节流器进、出口压力;通过设定气井产气量,结合节流器进、出口压力和节流器嘴径计算得到理论产气量。将254组实际产气量与理论产气量的比值与套压降速率、产气量月递减率、泡排工艺实施比例及实施效果等数据进行对比。结果表明:当实际产气量与理论产气量的比值小于0.75时,井筒存在严重积液,诊断符合率为91.6%。