产水气井积液规律及气举排水采气工艺方案

排水采气是解决气井井底积液问题、恢复气井产能的有效手段,通过对井底积液的分析,研究井底积液规律计算出积液的高度和积液周期,提出了气举排水采气工艺方案,提高排水效果及气井产量。

苏里格气田井下节流气井积液规律研究

随着气田的不断开发,气井逐渐不能满足最小携液流量要求,井底及井筒便产生积液,当积液量到达一定程度时,气井压力、产量便迅速下降。为延长气井变为低产、低效井的时间,有必要研究气井积液规律。采用Flunent软件以苏C节流井为例,进行了节流流场CFD模拟。模拟结果表明,地层中携带了液体的气流由近井储层流入井底,在井底积液层的阻力作用下气流中的部分液体滞留;在井底积液液面处气体以携带少量液体的低速雾流形式流至节流器上游;携带了液体的气流在节流器"回流"效应及"淹没射流"作用下,部分液体在节流器上段沉积,随生产时间延长,节流器上段井筒积液液面进一步升高。

气液同产水平井积液规律研究

针对水平井井筒积液规律认识不清导致排水采气措施针对性不高的难题,基于相似性原理,结合川西气田水平井井身结构特征研制了水平井井筒可视化模拟装置,装置采用准40mm×5mm的有机玻璃管组合连接而成,可通过改变支架系统参数模拟水平段不同型态、不同倾角条件下气井的排液情况。结合川西气田水平井气液产出特征开展了水平井水平段充满积液后卸载、气液同产、分段射孔气液同产生产过程模拟实验。结果表明,水平井水平段型态、水平段倾角对水平井最终排液率影响较小;水平段呈分层流,斜井段呈段塞流,垂直段呈环状流,液相滑脱主要发生在斜井段。现场井筒流压监测结果表明,井筒压降损失主要发生在斜井段,且压降梯度突变点位于造斜点附近,集中在造斜点上下200m范围内;明确了水平井的排液重点是斜井段的排液,为排水采气措施的针对性实施提供了指导。

元坝高含硫气田混输管路积液规律及对策

针对元坝高含硫气田高程变化的起伏管路和无高程变化的水平管路易产生积液的问题,详细分析了气液比、管径、输送压力、流速以及高程变化等单因素对管路持液率的影响规律,基于此建立了"点—段—面"的"持液量与高程变化联合判断管网积液规律"的技术方法,并将该方法应用于元坝气田YB271—YB272H管路分析中,预判此管路为元坝海相积液严重的管路,存在腐蚀安全隐患,建议在元坝271站增设分离器实施气液分输工艺,可有效减少50%持液量以降低管路积液腐蚀的风险。

下古气井积液规律及排水采气措施探讨

随着生产时间的延续和地层压力的下降,大量气井产量逐年降低,井筒开始积液,阻碍了气井的正常生产。如何排出井筒中的积液,是天然气开发中一项长期且重要的工作。本文通过分析下古气井的积液规律,探讨不同类型的排水采气措施在下古井中的排液效果并加以优选,以排出气井积液,达到气井高产稳产的目的。

气井积液规律及排水采气工艺分析

天然气井生产过程中井底积液问题是困扰气井生产的常见问题,目前我国大部分油气田气井水淹停产的现象或多或少都会存在。水淹严重影响了气井的生产。本文主要是结合现有气井所遇见的问题进行分析,研究气井的积液规律,并提出排水采气技术措施进行解决。

延439井区气液混输管道瞬态变化规律及敏感性分析

Y439井区采气管道为气液混输管道,地形起伏大导致积液严重,因此研究气液两相瞬态变化规律非常重要。以某采气管道为例,基于双流体模型建立多相流计算模型,研究管道积液动态规律和清管过程瞬态变化规律,提出采用井口压力峰值与最大清管段塞量相结合的方法确定管道清管时间,分析管道输气量、天然气含水量以及运行压力对井口压力峰值和最大清管段塞量的影响规律。研究结果表明:1)随着运行时间的延长,采气管道内积液逐渐向下游推移,当管道内积液量分布在全管段时,管道积液量和运行压力达到动态平衡;2)当管道入口投加清管器后,由于清管器上游气体被压缩,沿程摩阻损失增大,井口压力出现短暂的峰值变化,且管道出口排液主要集中在开始排液后0.5 h;3)敏感性分析结果显示,管道输气量越大,最大清管段塞量越小,井口压力峰值先降低后增大,在气相流速为1.2~3.1 m/s时增幅不明显;含水量上升,井口压力增幅明显,管道末端排液量显著增大;管道运行压力下降,对应的清管过程管道末端排液量显著增大。该成果可为气田气液混输管道的优化设计及清管操作提供理论依据。

煤层气低压管道积液动态分析与规律研究

利用OLGA动态仿真模拟软件,建立瞬态管网运行模型,分析流速、管径、含水率、压力及地势高差等因素对积液的影响,总结管内积液及管道诸多参数的变化规律,为煤层气田低压采气管道积液定位及排放提供指导与建议。

页岩气水平井井筒积液流动规律研究——以C01井区为例

目的C01井区页岩气井开采中后期,天然能量不足,井筒积液普遍,准确实时识别积液位置困难,导致排水采气工艺实施效果欠佳,故需针对井筒积液流动进行研究。方法基于C01井区积液现状,在Beggs持液率模型的基础上,使用生产数据及井筒流型对持液率模型进行修正,从而可以准确地实时识别积液位置,与生产测井剖面实测数据进行对比,验证了修正模型的准确性;基于实际页岩气井钻井数据建立了页岩气井的全井段几何模型,实现了气液两相流动模拟,分析了井型对积液位置的影响。结果修正的持液率模型在页岩气井中应用时,其平均相对误差为6.66%,可以为现场提供较为准确的积液位置识别;数值模拟结果表明,下倾型和上倾型页岩气水平井由于能量衰减导致造斜段易形成积液。结论应用修正的持液率模型计算积液位置显示,页岩气水平井造斜段易形成积液;数值模拟结果与修正的持液率模型应用计算结果符合,通过使用预测的生产数据可以对井筒积液位置进行预判。

气井井筒积液高度计算模型研究

积液是含水气井的常见问题,也是导致气井产量和生产效益下降的主要因素,及时对气井井筒积液情况进行诊断并计算积液高度是后续生产措施设计与实施的基础。目前国内外计算积液高度的方法或较为单一,不易得到准确、可靠的结果,或需要进行井下压力测试,费时费力,经济效益差,也不能满足目前油气田智能化、信息化建设的需要。针对该问题,从气井积液规律和井筒气液分布状态出发,基于"U"型管原理和井筒流体的压力平衡,研究了井筒中油管与油套环空内气液两相流动机理,建立了气井井筒积液高度计算模型,实现了基于地面实时监测资料的油管中积液高度的计算和积液液面的确定,并经现场10口井的实测数据检验,积液液面深度的平均绝对误差为39. 67 m,积液液面深度的平均相对误差为2. 02%,积液高度的平均绝对误差为39. 67 m,平均相对误差为12. 71%,能够满足工程计算的需要,为气井排水采气工艺优选与生产参数优化提供依据。

深水输气管道起伏段水合物沉积堵塞规律研究

为了研究深水输气管道起伏管段的积液规律,准确计算起伏管段内的温压场,建立了临界携液模型、持液率模型和考虑管道倾角的温压场模型。将模型计算结果与试验数据进行对比,并对工程实例进行计算,计算结果表明,随着管道倾角的增大,起伏管段的临界携液流速和管道内的持液率均先增大后减小,且存在临界倾角。基于所建立的温压场模型,结合天然气水合物的相平衡曲线,可确定深水输气管道内的水合物生成区域。研究结果可为深水输气管道起伏段水合物的沉积堵塞预测和防治提供理论依据和思路。

QC油田页岩油伴生气集气工艺模拟优化研究

通过应用OLGA模拟软件对4种井数、3种管输距离、“S形”起伏地形等工况进行模拟,明确了不同井数、管输距离及起伏地形条件下的管道内持液率、积液积累量、管道内积液总量、温度、压力等积液分布规律。考虑到现场管道基本上均为黄土塬地貌“S形”敷设,主要针对该地形管道进行了管径初选、模拟计算、优选和核算,得到了4种井数(气量)、3种管输距离、“S形”地形工况下的工程最优管径。同时,对4条已投用集气管道,综合考虑管道沿程海拔变化进行模拟计算验证,得到了压力模拟结果与运行压力之间的差值范围。结果显示,3条管道的压力模拟结果接近实际运行压力,1条管道压力模拟结果与实际运行压力相差0.268 MPa,总的来说,实际管道的模拟结果较好地吻合了实际生产数据,OLGA软件的模拟结果较为可信。