气井生产（共9篇）
气井生产 篇1
摘要：本文通过分析气井生产管理中常见四种症状, 总结出影响症状的三大因素, 提出运用二项式压力平方法结合关井压力恢复速率, 找出适合苏11区块低压低产井后期配产计算方法;并根据单井生产曲线特征, 首次提出套压、流速成锯齿状、两条曲线成喇叭状, 即可判定井筒积液方法。通过苏11区块气井现场分析实践, 方法可靠实用。
关键词：气井症状,生产管理,压力恢复,产液排水产气
1 前言
苏里格气田属于低孔低渗低丰度三低油气田, 单井日产低, 套压下降快, 属于衰竭式递减气田。苏11区块位于苏里格庙地区, 2009年正式投产, 主要产气层位为山西组和盒8组, 2010年完成建产10亿方, 2011年开始进入稳产期, 现已投产井300口, 单井平均套压8.00MPa, 单井日均产气量1.2万方, 主要以丛式井开发模式为主, 占总单井数的62.6%, 主要是采取地层压裂改造放喷完毕后, 原始油套压达到21/21M P a, 采用井底节流开采方式。随着开发时间的延长, 部分地层产能较差或出水量较大井, 已无法连续生产, 采取间歇生产或常开间出生产方式, 这类低压低产井现已达到60余口, 占总投产井数的20.1%, 且大部分低压低产井已采取打捞节流器后, 地面生产阀或角阀节流控制间开生产。主要采取巡井人员按间开制度每日进行间开, 日均开井30余次, 间开井井位较分散, 井间距离较远, 巡井人员劳动强度较大, 管理较困难。
井口均采用5阀采气树连接地面流程进系统生产, 单井井口工艺流程及示意图如下图1、2所示;
2 常见的气井生产症状
根据苏11区块气井压裂放喷后井底节流生产模式, 常见的气井生产症状主要有四类:Ⅰ类, 井底节流器解封或茨大;Ⅱ类, 产液量较大, 水侵严重井;Ⅲ类, 地层产能不足, 需间开生产井;Ⅳ类, 生产制度不合理, 需调整井。现分别针对四类症状进行分析;
Ⅰ类, 井底节流器解封或茨大;此类井主要通过生产曲线, 观察油套压变化进行判定;判定方法如下:
(1) 如图3所示, 若套压瞬间大幅度下降, 流速增加, 可以初步判定井底节流器解封。
(2) 如图4所示, 若套压下降速率增大, 产量瞬间增大后随着套压下降而下降, 可以初步判定井底节流器油嘴茨大。
Ⅱ类, 产液量较大, 水侵严重井;此类井通过生产曲线判定为:气井生产前期套压、流速成锯齿状波动, 整体套压成上涨趋势, 流速成下降趋势, 突然出现套压上涨, 瞬流为零现象, 且套压与流速整体曲线成喇叭口形状, 如下图5所示;
Ⅲ类, 地层产能不足, 需间开生产井;此类井通过生产曲线判定为:套压下降, 瞬流下降, 且套压下降速度与流速下降速度几乎成线性关系, 一般情况下套压能降至3.0MPa以下, 如下图6所示;
Ⅳ类, 生产制度不合理, 需调整井;此类井主要针对间歇采气井, 需根据生产状况不同, 重新制定间歇采气制度, 一般间歇采气井生产周期较稳定, 一旦出现波动, 需重新调整间歇采气制度。
3 气井症状分类研究及注意事项
苏11区块主要症状井包含上述四种类型, 根据症状影响因素, 归类为产能影响因素、产液影响因素、外部影响因素三大类;不同影响因素症状表现不同, 分析方法不同, 现根据这三大影响因素进行分析。
3.1 影响因素判定法则
不同井具有不同生产特征, 气井生产动态分析首先应确定单井生产时段的主要影响因素。即问题井是受哪类影响因素较大, 再采取相应对策进行处理。判定方法应遵循以下几个原则:
(1) 首先落实外部影响因素, 如回压影响, 开关井操作影响等。
(2) 第二判定单井产能情况, 观察压力恢复速率。
(3) 第三判定单井出液情况, 确定最终单井影响因素。
(4) 根据结论, 制定对应策略。
根据上述原则, 本文采用生产数据曲线初步判定单井情况, 得出相应结论, 制定对应策略, 提高单井产量及采收率。以苏11-A井为例, 生产曲线如下图7所示;
从苏11-A井生产曲线可以得出, 瞬流随回压变化而变化, 套压整体较稳定, 因此可以判定此井受回压影响较大, 应采取进压缩机低压输送, 保证受外部回压影响因素最小, 提高单井产量。
3.2 产能影响因素判定
确定气井产能有回压试井、等时试井与修正等时试井, 这些方法所需的试井时间长, 且增加勘探成本。此外苏11区块气井套压较低, 产量波动较大, 一般均采用井底节流器生产。本文根据实践情况, 采用二项式压力平方法[3]进行生产井产能评估, 采取绘制 (P2i-P2wf) 与q的曲线, 进行线性回归, 得到直线段的斜率a3与截距3b, 由此可计算无阻流量qAOF, 从而判定地层产能情况, 如公式 (1) 所示;
根据区块实际情况, 一般采用Pwf为关井24小时井口套压, iP为生产平稳时井口套压, q为单井日产, 绘制曲线图如下图8所示;通过图8线性回归后, 得出斜率a3和截距b3代入 (1) 式计算出无阻流量qAOF, 再利用关井期间压力前期恢复速率, 如图9所示, 判定井筒附近地层渗透率, 利用此方法即能评估出单井产能情况, 以苏11-B井为例。
根据图8拟合曲线可得:斜率a3=0.0391、截距b3=4.2212, 代入 (1) 式可得无阻流量qAOF=6.03万方/天, 由于低压低产井, 一般按无阻流量20%配产, 此井配产为1.2万方/天。根据图9压力恢复曲线, 得此井套压恢复速率为0.115MPa/d, 可以确定苏11-B井井筒附近渗透率较差, 如按1.2万方/天配产, 将导致此井无法连续生产。
因此, 在判定单井产能时, 应综合考虑关井压力恢复情况, 经现场实践, 一般低压低产井后期配产为上述 (1) 式计算无阻流量的10%配产, 在不考虑出液量的情况下, 能实现连续生产。
3.3 产液影响因素判定
通过上述产能预测及压力恢复计算后, 确定单井配产, 再根据生产曲线就能判定产液对单井产量的影响, 判定方法如下;
(1) 如单井产量无法达到配产要求, 且套压、日产曲线成锯齿状波动, 整体成喇叭口形状, 可以判定井筒有积液、排液过程。
(2) 若套压整体上涨, 日产整体下降, 判定井筒积液大于排液, 此时需重新调整生产制度或配合排水采气工艺, 排出井筒积液。
以苏11-C井为例, 生产曲线图如下图10所示;此井产能计算配产应在1.6万方/天, 折算成流速为700方/小时;但由于出水量较大, 日产降至不到1.0万方。根据生产曲线图10, 井筒积液过程阶段可以清晰看出, 油套压成锯齿状波动, 且曲线整体成喇叭状;判断为井筒积液;经发现排水采气后恢复正常。
4总结
通过分析气井生产曲线、产能判定、外部因素影响等方面, 判定影响气井生产的主要因素, 从而提出适应的管理措施。通过本文归类分析, 可以得出以下结论;
(1) 常见的气井生产症状可分为四类:Ⅰ类, 井底节流器解封或茨大;Ⅱ类, 产液量较大, 水侵严重井;Ⅲ类, 地层产能不足, 需间开生产井;Ⅳ类生产制度不合理, 需调整井。
(2) 根据气井症状影响因素可分为三大方面, 产能影响因素、产液影响因素、外部影响因素。
(3) 运用二项式压力平方法[3]进行生产井产能评估, 采取绘制 (Pi2-P2wf) /q与q的曲线, 进行线性回归, 计算单井产能, 并按无阻流量的10%配产, 适合苏11区块低压低产井配产。
(4) 提出根据生产曲线判定井筒积液方法;即套压、日产曲线成锯齿状波动, 整体成喇叭口形状, 可以判定井筒积液。
(5) 完善了单井分析原则, 采取先剔除外部影响因素的情况下, 确定单井产能, 再根据生产曲线判定井筒积液, 从而确定对应策略。
参考文献
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气井生产 篇2
选择题
1、井控设计的目的是满足施工过程中对井下压力的控制，防止（B）以及井喷失控事故的发生。
A、井漏
B、井涌井喷
C、井口装置
D、压力下降
2、井控设计内容主要包括合理的井场布置，符合采油采气要求和井控要求的井口装置，时候油气层特性的（A），合理的压井液密度以及确保井控安全的工艺与施工措施。
A、压井液类型
B、清水
C、钻井液
D、卤水
3、最大允许关井套压应是井口装置额度工作压力，套管抗内压强度的（A）和地层破裂压力所允许的关井套压值中的最小值。
A、80%
B、60%
C、75%
D、90%
4、采油采气井井口设计的只要内容有油井清蜡、（B）、气举诱喷、生产测试，更换光杆及密封器等施工。
A、排液
B、洗井
C、测压
D、压井
5、压井是将具有一定性能和数量的液体泵入井内，使液柱压力平衡（C）的过程。
A、井底压力
B、环空压力
C、地层压力
D、油管压力
6、压井液安全附加值中，油井为（A）。
A、0.05-0.10g/cm3
B、0.07-0.15g/cm3
C、0.05-0.15g/cm3
D、0.07-0.10g/cm37、压井液准备量一般为井筒容积的（C）倍。
A、3倍
B、2.5倍
C、1.5-2倍
D、4倍
8、压井液安全附加值中，气井为（B）。
A、0.05-0.10g/cm3
B、0.07-0.15g/cm3
C、0.05-0.15g/cm3
D、0.07-0.10g/cm39、井口设备压力等级的选择应以（D）或注水压力为依据。
A、井底压力
B、环空压力
C、破裂压力
D、地层压力
10、井控设计中应急计划与预案的内容是：人员安全、（）、恢复控制。
A、防治污染
B、生产能力
C、物资供应
D、领导要求
A11、井下作业地质设计的主要内容是：新井投产作业、（C）、风险提示、其他状况。
A、井身结构
B、井内状况
C、开发井作业
D、压力数据
12、井下作业工程设计是保证（A）顺利实施，实现各项作业施工目的的具体措施和方法。
A、地质设计
B、施工工序
C、措施要求
D、施工参数
13、根据地质设计确定入井液的类型、（A）、数量及压井要求。
A.性能
B.质量
C.密度
D.配伍性
14、自喷井原油从油层流到地面计量站一般都需要经过（A）、垂直管流、嘴流和水平管流４个流动过程。
A、渗流
B、单相流
C、两相流
D、雾流
15、发生井喷、井喷失控或H2S泄漏事故，事故单位应立即上报并启动预案。Ⅰ级和Ⅱ级井喷事故应在（A）小时内报至总部应急指挥中心办公室和办公厅总值班室，并同时报地方政府相关部门；Ⅲ级井喷事故应及时上报总部进行应急预警。
A、2
B、4
C、12
D、1416、工程设计原则应符合安全、（C）与健康体系要求，体现“以人为本、安全第一”的原则。
A、安全
B、环保
C、环境
17、川东北含硫天然气井钻井液密度安全附加值 0.07 g/cm3～（B）g/cm3，含硫化氢天然气井尽可能取安全附加值的上限。
A、0.1
B、0.15
C、0.218、人工举升方式分为（C）和抽油法。
A、抽吸
B、引喷
C、气举法
D、机械法
19、抽油法采油的井，整个油管内液流为原油的（B）流动。
A、油气两相
B、单相
C、混合相
D、油、气、水相
20、在关井条件下，气体保持原有压力滑脱上升时，井口压力和井底压力都将（C）。
A、减小
B、不变
C、增加
21、在开井条件下，气体在井内滑脱上升时，体积会逐渐（C）。
A、减小
B、不变
C、增加
22、在关井条件下，当气体到达井口（或井内液柱顶部）时，井口和井底压力为（A）。
A、最高
B、最小
C、不变
23、关井下，由于天然气在井内上升而不能膨胀，井口压力不断（B）。A、下降
B、上升
C、不变
24、油管压力法是通过（D）间隔放出一定量的井液，保持天然气一定的膨胀量，直到到达井口。
A、套管闸门
B、油管闸门
C、总闸门
D、节流阀
25、顶部压井法是从井口注入至井液置换气体，以降低井口压力，保持井底压力（C）。A、减小
B、增加
C、不变
26、（B）是指从关井油管压力表及关井套管压力表记录到的超过平衡地层压力的关井压力值。
A、封闭压力
B、圈闭压力
C、井底压力
D、静液压力
27、检查圈闭压力的方法是通过节流管汇，从环空放出少量井液，每次放出（A）。
A、40－80Ｌ
B、40－60Ｌ
C、50－80Ｌ
D、50－60Ｌ
28、“Ｕ”形管的原理是井底有一个（C）平衡点。
A、密度
B、重量
C、压力
D、强度
29、常规压井是以“Ｕ”形管原理为依据，利用地面节流阀产生的（A）和井内液柱压力所形成的井底压力来平衡地层压力。
A、回压
B、压力
C、油压
D、套压
30、作用在地层上的（B）大于地层压力，防止地层流体进入井内。
A、静液柱压力
B、井底压力
C、油压
D、套
31井底常压法是一种保持（A）不变而排至井内受侵井液的方法。
A、井底压力
B、地层压力
C、静液柱压力
D、井口压力
32、井底常压法压井是控制（B）最合适的办法。
A、井喷
B、井涌
C、溢流
D、井漏
33、进入井内的地层流体可能是气体、油或（C）。
A.清水
B.卤水
C.盐水
D.污水
34、气体溢流的密度为（A）ｇ／ｃｍ３。
A、0.12－0.36
B、0.36－0.60
C、0.60－1.07
D、1.07－1.35、气油或气水混合物溢流密度为（B）ｇ／ｃｍ３。
A、0.12－0.36
B、0.36－0.60
C、0.60－1.07
D、1.07－1.236、油水或油水混合物溢流密度为（C）ｇ／ｃｍ３。
A、0.12－0.36
B、0.36－0.60
C、0.60－1.07
D、1.07－1.237、盐水溢流密度为（D）ｇ／ｃｍ３
A、0.12－0.36
B、0.36－0.60
C、0.60－1.07
D、1.07－1.238、测静压时，油井需关井（A）天，恢复压力。
A、３－７
B、５
C、３－５
D、５－７
39、静压值在２４小时内上升不超过（B）MPa为合格。
A、0.2
B、0.1
C、0.5
D、1.0
40压井的方法有灌注法、（C）、压回法三种。
A、司钻法
B、工程师法
C、循环法
D、循环加重法
41、正循环压井适用于（A）和产量较大的油井。
A、低压
B、高压
C、稠油
D、井漏
42、反循环压井有排除溢流时间短，地面溢流量小，较高的（B）局限在管柱内部等优点。
A、密度
B、压力
C、质量
D、性能
43、灌注法用在（A）不高，工作简单，时间短的的施工工作中。
A、压力
B、溢流量
C、性能
D、密度
44、压井液中固相杂质含量（B）０．１％，黏度适中，进出口压井液性能一致。
A、大于
B、小于
C、等于
45、司钻法是先用原密度钻井液排除溢流，再用（C）压井的方法。
A、盐水
B、清水
C、压井液
D、污水
46、循环压井液过程中不得停泵，排量不得低于（B）m3／min，最高泵压不得高于油层吸水启动压力。
A、0.3
B、0.5
C、0.7
D、1.047、压井过程中始终保持井底压力大于或等于（C），并保持稳定。
A、地层压力
B、静压
C、油压
D、油压
48、井控设备的功用是（B）、及早发现溢流，迅速控制井喷、处理复制情况。
A、安全生产保障
B、预防井喷
C、控制井涌
D、控制火灾
49、井下管串通常由（B）、筛管、管鞋及附件组成。
A、套管
B、油管
C、抽油杆
D、尾管
50、井口设备通常由套管头、（D）、采油采气树组成。
A、套管闸门
B、油管闸门
C、总闸门
D、油管头
51、有（A）原因导致井喷？
A、井下原因和地面装置出现问题都能导致井喷
B、井下原因和地面分离器出现问题都能导致井喷
C、地层原因和地面装置出现问题都能导致井喷
52、井喷的危害有说法不正确的有（C）？
A、打乱全局性的正常工作程序，影响安全生产
B、使井喷事故复杂化、恶性化
C、不易引起火灾；
53、井控管理制度的内容说法不正确的有（C）?
A、井控分级管理制度。
B、井控工作责任制度。
C、非专业检验维修机构管理制度
54、压力值应在压力表量程读数的（D）范围内。
A、20％－80％
B、20％－70％
C、30％－80％
D、30％－70％
55、采油井口装置采用（C）密封试压。
A、空气
B、氮气
C、水
D、ＣＯ２
56、关井时最高地面井口压力ps＝pp－10－３ρｇＨ中pp表示是（B）。
A、井口压力
B、地层压力
C、井液柱压力
D、井底压力
57、关井最大套管压力不能超过套管抗内压强度的（C）。
A、60％
B、70％
C、80％
D、90％
58、流体进入油管后的流动称为（D）。
A、渗流
B、垂直管流
C、嘴流
D、水平管流
59、流体在油管中上升称为（B）。
A、渗流
B、垂直管流
C、嘴流
D、水平管流
60、浅井和小井眼所压井液准备量为井筒容积的（B）倍。
A、２
B、３－４
C、２－３
D、２－４
61、防喷器的额定工作压力是指（A）
A、防喷器在井口工作是所能承受的最大井口压力。
B、防喷器壳体所能承受的最大压力
C、开关防喷器的油压
D、以上都错
判断题
1、（A）井位确定后，要清楚应遵守的法律、法规和标准规定。
A、对
B、错
2、（A）采油采气井井口设计原则是：⑴保护油气层。⑵成本与安全。⑶保护环境。
A、对
B、错
3、（B）压井的关键是正确确定井底压力，选择性能合适的压井液。
A、对
B、错
4、（A）压井液准备量一般为井筒容积的1.5－2倍。A、对
B、错
5、（B）井控设计中应急计划与预案时，主要考虑三个方面：人员安全，生产能力和恢复控制。
A、对
B、错
6、（A）井下作业地质设计是根据油田开发的需要，结婚油田综合调整方案要求，针对油、气、水井油藏地质因素编制的。
A、对
B、错
7、（B）根据地质设计确定不同工况下的最大允许开井压力。
A、对
B、错
8、（A）采油井可分为自喷采油井和非自喷采油井两种。
A、对
B、错
9、（B）自喷采油是指在油层能量不足时维持油井正常自喷或者只能将石油举升到井口某一高度时，通过地面向井内补充能量，举油出井的生产方式。
A、对
B、错
10、（B）自喷井中原油从油层流到地面计量站一般要经过地层、渗流、嘴流和水平管流四个流到过程。
A、对
B、错
11、（A）自喷井中流体在油管中上升称为垂直管流。
A、对
B、错
12、（A）气体是可压缩的流体，其体积取决于压力的大小。
A、对
B、错
13、（B）起钻前要充分循环钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.05g/cm3.A、对
B、错
14、（A）静液压力的大小与液体的密度和垂直高度有关。
A、对
B、错
15、（A）钻遇异常高压地层，随井深增加，机械钻速加快。
A、对
B、错
16、（A）地层破裂压力实验仅适用于砂、页岩为主的地层，对于石灰岩、白云岩地层不适用。
A、对
B、错
17、（B）钻头离井底愈近，对压井工作就愈不利
A、对
B、错
18、（A）钻井液受油气侵后，密度下降，粘度、切力升高。
A、对
B、错
19、（A）井控规定中要求：进入设计油气层前100米开始坐岗。
A、对
B、错
20、（A）开井条件下，气体在井内滑脱上升过程中，气体体积逐渐增加。
A、对
B、错
21、（B）仅仅由于气侵，井底静液压力的减小是非常大。
A、对
B、错
22、（B）压井方法为一次压井法和二次压井法，他们都称为工程师压井法。
A、对
B、错
23、（B）井涌的控制位于成功的打法是保持井底压力小于地层压力。
A、对
B、错
24、（A）正循环压井适用于低压和产量较大的油井。
A、对
B、错
25、（A）反循环压井适用于压力高，产量大的油气井。
A、对
B、错
26、（B）反循环压井时，时间短，上返速度快，携砂能力强。
A、对
B、错
27、（A）压回法压井适用于含硫化氢的井。
A、对
B、错
28、（A）井口设备是采油采气生产的安全保障。
A、对
B、错
29、（B）采油井口装置试压稳压15min，压降小于0.5MPa为合格。
A、对
B、错
30、（A）采油井管理工作要做到“四个及时”，及时发现问题，及时分析原因，及时采取措施，及时观察效果。
A、对
B、错
31、（A）天然气井的“高产”是指天然气的无阻产量在100×104m3/d以上。
A、对
B、错
井控装备
选择题
1、长停井应保持井口装置完整，并建立巡检、报告制度；“三高”油气井应根据停产原因和停产（C），采取可靠的井控措施。
A、原因
B、空间
C、时间
2、封隔器最主要的井控作用是封隔住（A），防止环空井喷。
A、油管外套管内的环形空间
B、油套管外的环形空间
3、废弃井封堵施工作业应有施工设计，并按程序进行审批。作业前应进行（B），压稳后方可进行其他作业。
A、压力
B、压井
C、压力表
4、采油井口、注水井口试验介质为（A）； 采气井口试压介质为氮气或空气。
A、清水
B、自来水
C、蒸馏水
5、采油树主要由套管四通、套管阀门、油管四通、生产阀门、总阀门、（C）、油压表、节流器、阀门、油管挂等组成。
A.、压力表
B、油压表
C、套压表
6、高压含硫化氢天然气井应使用双四通、放喷管线应不少于四条，并向互为大于（）夹角的两个方向接出；两条放喷管线方向一致时，管线之间应保持大于（）m的距离。（C）
A、45°、0.2
B、60°、0.3
C、90°、0.37、井控装置试压应同时进行低、高压密封试验。低压试验压力为（A）。
A.、1.4
MPa～2.1
Mpa
B、1.5
MPa～2.0
Mpa
C、1.0
MPa～2.1
Mpa8、据压力级别，法兰分为（C）。
A、环形和盲板法兰
B、盲板和扇形法兰
C、6B和6BX型
9、井下防喷器主要包括井下安全阀和地面控制系统。是完井生产管柱的要组成部分，一般要求下在井下（C）m左右。
A、50
B、100
C、150
D、50010、管柱内防喷工具的额定工作压力应不（A）井口防喷器额定工作压力。
A、小于
B、大于
C、等于
11、地面井口安全阀的关闭是借助(B)实现的。
A、系统提供的液压
B、弹簧力
C、井口压力
12、二级井控的主要内容是（C）
A、关井和等技术措施
B、关井和压井
C、关井和不压井强行起下钻
13、各种闸阀刺漏时的井控管理是（A）？
A.、当油井外总闸阀出现刺漏时，可采用专用设备进行更换，防止井喷事故，启动应急预案，逐级上报，并做好人员撤离，疏散及警戒工作。
B、当油井外总闸阀出现刺漏时，可采用专用设备进行更换，防止井喷事故，启动应急预案，并做好人员撤离，疏散及警戒工作。
C、当油井外总闸阀出现刺漏时，可采用专用设备进行更换，防止井喷事故，启动应急预案，逐级上报。
14、有杆泵生产过程中井口失控的处理以下说法正确的有（A）？
A、首先切断采油设备电源，打死抽油机刹车。
B、关闭盘根盒胶皮闸阀，不能拧紧光杆密封装置。
C、打开计量间干线闸阀，打开单井放空闸阀。
15、暂关井的井控管理说法正确的是（B）？
A、井口闸门
B、定期检查
C、修理管理
16、型号为Ｙ111－115封隔器中Ｙ表示（B）类型封隔器。
A、自封式
B、压缩式
C、扩张式
D、锲入式
17、Ｙ211－114型封隔器中２表示（B）
A、尾管
B、单项卡瓦
C、无支撑
D、双向卡瓦
18、型号为2SFZ18－35防喷器中2SFZ表示（B）防喷器。
A、手动单闸板
B、手动双闸板
C、液压单闸板
D、液压双闸板
19、防喷盒是密封抽油井的井口（D）或进行井下测试作业时的密封测试工具的井口装置。
A、套管
B、油管
C、抽油杆
D、光杆
20、防喷管是进行（A）、清蜡作业时装在井口、防止流体外溢的装置。
A、测试
B、试油
C、射孔
D、调配
21、井控设备系指实施油气井压力控制所需要的一整套（A）、仪器、仪表和专用工具。
A、装置
B、装备
C、设施
D、设备
22、封隔器有各种型号，同时也
编号。如Y211-114-120/15中，114，120，15分别代表（D）
A、外径、扭矩、压力
B、内径、温度、压力
C、扭矩、外径、压力
D、外径、温度、压力
23、中石化井控管理规定中的“三高”，其中高压是指地层压力达（B）MPa以上。
A、100
B、70
C、50
D、20024、天然气井的“高产”是指天然气的无阻产量在（C）×104m3/d以上。
A、200
B、150
C、100
D、7025、用于“三高”油气井的井控设备，累计时间不宜超过（D）。
A、13年
B、3年
C、15年
D、7年
26、油井正常生产时，井口不得有渗漏现象，换盘根时必须关闭（D）。
A、生产闸门
B、回压闸门
C、套管闸门
D、胶皮闸门
27、防喷器的额定工作压力是指（A）
A、防喷器在井口工作时所能承受的最大井口压力；
B、防喷器壳体所能承受的最大压力；
C、开关防喷器的油压。
D、以上皆错28、井控设备主要包括井口设备、（C）、处理设备和其它连接部件。
A、气动设备
B、液压设备
C、控制设备
D、钻井设备
29、采油树按结构可分为分体式采油树和（B）采油树。
A、组合式；
B、整体式；
C、焊接式。
D、以上皆错
30、套管头按本体连接形式可分为卡箍式、（B）套管头。
A、螺纹式；
B、法兰式；
C、焊接式。
D、以上皆错
31、油管头主要由（A）和油管悬挂器组成。
A、油管头四通；
B、套管四通；
C、闸阀。
D、以上皆错
32、施工时拆卸的采油树部件要清洗干净，放到（B）干净处妥善保管。
A、钻台上
B、井口附近
C、材料房
D、值班房
33、完井井口装置分套管头、（A）及采油树三部分。连接方式有丝扣、法兰和卡箍三种。
A、油管头
B、防喷器
C、自封封井器
D、底法兰
34、井下管串通常由油管、筛管管鞋及附件等组成。对于高压、含硫气井，井下管串中还有井下封隔器和（A）等附件。
A、井下安全阀
B、箭形止回阀
C、球形止回阀
D、碟形止回阀
35、放喷管线是进行放喷的通道。放喷管线应接出井场，放喷口处于井场（B）方向。
A、上风
B、下风
C、侧风
D、无所谓
36、（A）是对井下安全阀、地面安全阀、翼阀、节流阀等进行远程操控的装置。
A、地面控制盘
B、远程控制台
C、司钻控制台
D、辅助控制
37、采油采气树是由井口主干管柱、阀门、油嘴以及压力表等组成的用于油气井流体控制并为流程管线提供油气入口的井口设备总成的总称，包括（A）上法兰以上的所有设备。
A、油管头
B、套管头
C、总阀门
D、油套接箍
38、测量油压的压力表安装在采油树油嘴前与油管连通的位置上。测得的油压高，说明油井的供液能力（B）。
A、弱
B、强
C、适中
D、不好
39、回压反映从油井到计量站之间地面管线中的流动阻力。若测得的回压（A），说明油黏度高或因油中含蜡较多，蜡析出附着在管壁上，阻碍了油的流动。
A、高
B、低
C、中
D、为040、使用压力表时，应注意量程是否合适。一般情况下应使压力值在压力表量程读数的（A）范围内。
A、10%～90%
B、15%～85%
C、20%～80%
D、30%～70%
D41、背压阀是单流阀的一种，安装在(A)悬挂器中。在拆卸防喷器或安装、拆卸采油树时，安装或取出背压阀以密封油管内孔。在对主阀进行维修更换时，也可采用背压阀密封油管内孔。
A、油管
B、钻杆
C、套管
D、抽油杆
42、从结构上看，6B型法兰有整体式、螺纹式、（A）等。
A、焊颈式
B、卡箍式
C、载丝
D、卡瓦
43、(A)是用于采油过程中发生井喷后快速安装井口、控制井喷的专用设备。
A、油气井抢喷装置
B、套管头
C、油管挂
D、法兰
44、防喷器的公称通径是指（B）。
A、防喷器的外径
B、能通过防喷器的最大管柱外径
C、防喷器胶芯的最大外径
D、油缸的直径
45、液压闸板防喷器手动锁紧后的开井操作顺序是（A）。
A、先手动解锁再液压开井
B、不用手动解锁可以直接液压开井
C、可以解锁后手动开井
D、直接手动开井
46、防喷管中必须组合（B），用于释放防喷管内压力。
A、放空短节
B、安全阀
C、节流阀
D、闸板阀
47、防喷管串高度超过（B）m时应加固定绷绳。
A、2
B、3
C、4
D、548、井下安全阀按控制方式分（D）液压控制和井下流体自动控制两类。
A、管柱内
B、空中
C、井下
D、地面
49、保持井下安全阀常开的控制压力=安全阀地面常压下完全打开的控制压力+井口关井压力+附加值（C）MPa
A、8.5～10.5
B、9.5～14
C、10.5～14
D、14～2150、采气井（A）安装于气井井口与地面场站设备或输气管线之间。
A、安全截断阀
B、井下安全阀
C、胶皮闸门
D、射孔闸门
51、控制功能的实现：当感测压力超出设定范围时，由高压（或低压）导阀打开液控单向阀，使地面安全阀的液压油泄回油箱，地面安全阀在（D）和弹簧作用力下关闭井口，截断气源，防止事故的蔓延及发生。
A、地面油压
B、地面套压
C、回压
D、井压
52、出砂气井应采取防砂、控砂措施，并制定（A）、油嘴等节流装置冲蚀情况检查检测制度。
A、针型阀
B、平板阀
C、楔形阀
D、单流阀
判断题
1、（A）压力表定期检查，发现问题及时更换，对压力稳定，表指针必须在其量程的1/3～2/3之间，压力波动较大，量程必须在1/3～1/2之间。
A、对
B、错
2、（A）自喷采油期和机械采油初期，油层能量较充足，这是采油井控的重点时期。
A、对
B、错
3、（A）抽油机井井口装置比自喷井井口装置简单，最基本部分有套管三通、油管三通和光杆密封盒等部件组成。
A、对
B、错
4、（A）液压防喷器实施手动关井后，为了封井可靠，仍需手动锁紧。
A、对
B、错
5、（A）套管头位于整个采油树的最下端，把井内各层套管连接起来，使各层套管的环形空间密封不漏。
A、对
B、错
6、（A）对于高压、含硫化氢气井，井下管串除常规的之外，还应包括井下封隔器和井下安全阀等附件。
A、对
B、错
7、（A）闸阀在使用过程中，要处于全开或全关位置。
A、对
B、错
8、（B）手动锁紧闸板是逆转锁紧轴到位后再回旋1/2—1/4圈。
A、对
B、错
9、（B）手动锁紧装置既能用于关闭闸板也能用于打开闸板。
A、对
B、错
10、（B）手动锁紧装置既能用于关闭闸板也能用于打开闸板。
A、对
B、错
11、（A）R
与
RX
型密封垫环在6B
型法兰连接中不可以互换。
A、对
关于深水气井测试设计的若干思考 篇3
摘 要：文章旨在做好深水气井测试设计工作，实现深水地层的优化测试，推进石油勘测事业的发展。通过分析了深水气井测试的目的和作业特点，指出深水气井测试设计中的流动阶段设计、管柱防堵塞设计、地面安全系统设计以及管柱测试组合设计，最后认为深水气井测试过程就要做好深水气井和井下工具的有效性结合，同时也要规范深水气井测试的程序。
关键词：深水气井；测试目的；测试内容；思考
中图分类号： T57E2 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）24-237-2
0 引言
近些年来深水气井测试作为石油勘测的技术难点，需要克服密封以及水合物相关问题，同时也要克服环保防腐以及管柱疲劳等问题，减少复杂性的管柱受力不均事件，简化受力过程。同时渗水油井测试中有着较大的流动性，在设计过程，海水一旦降温，使得测试管柱结蜡堵塞，测试数据不真实，同时也有着困难的水下密封结构设计，在流体存放环节有着高难度的存放过程[1]。基于水合物抑制剂的专用容器环节，同样也有着较小的空间存放，测试中有着较大的测试难度，需要做好管柱的均衡受理，缩短深水气井的测试时间。关于深水气井进行怎样的测试设计始终是人们高度重视的一个焦点[2]。因此本文对深水气井测试设计进行深入的研究有一定的现实意义。
1 深水气井测试的目的和作业特点
深水气井测试主要是有着全封闭测试过程，保证承压以及耐温的同时，在平台上对地面测试系统的流程设备进行固定，不仅仅使得作业设备连接时间逐渐缩短，同时作业设备连接的周期也在不断地缩短。关于水下安全系统而言，做好水下测试管柱的解脱以及回接处理，同时自动关闭系统的水下测试阀门，做好数据采集系统的设计，结合传输温度以及压力情况，实现深水气井的测试[3]。当然，深水气井测试同样也有着一定的目的和作业，具体体现如下。
1.1 深水气井测试的目的
深水气井测试主要是分析用油气藏信息，分析地层产量和压力情况，取得精确的数据信息，进而提高测试设备的精度，规范测试工作的制度。一旦有着不合理的测试流动阶段时间设计，在较短的压力恢复持续时间内，难以实现径向流的目的。同时压力计一旦有着不准确的精度计算，使得数据处于一种失效的状态。因此深水气井的测试，不仅仅是提高测试数据的质量，同时也要从根本上缩短测试的时间。
1.2 深水气井测试的作业特点
深水气井的测试工作，不同于常规油气田的测试，深水气井工作的进行，往往有着较低的海床温度，在海水水深高达850m的时候，海底的温度不断下降，同时海床温度的影响，使得测试管柱将会形成一种天然气水合物，同时堵塞了测试的管柱，气藏资料不仅仅取不到，同时测试作业时间不断延长[4]。基于深水低温的状态下，关注出现了水合物的堵塞，在气体的膨胀下，使得管柱容易发生裂痕。深水气井测试过程有着较高的作业费用，由于深水作业一船有着较高的日费，为了更好地提升测试的质量，缩短测试的时间，降低测试的费用，就要做好深水气井测试设计工作。
因此，深水气井测试的过程，就要保证有着精确的数据信息，同时也要提升测试设备的精度，优化测试工作的制度。在深水气井测试工作过程中，尽可能地减少测试管柱堵塞事件的发生率，及时地优化测试的质量，减少测试的时间，节省测试的费用[5]。
2 深水气井测试设计的内容
一般而言，深水气井测试设计过程，不仅仅要做好流动阶段以及管柱防堵塞阶段的优化设计，同时也要做好地面安全系统设计以及管柱测试组合设计工作，具体体现如下所示。
2.1 流动阶段的设计
一般而言，深水气井测试设计过程，在流动阶段的设计，主要保证有着更加精确的油气藏信息，同时提高获得数据质量，在测试设备精度提高的同时，尽可能的优化测试的工作制度。基于流动阶段的设计，一旦有着不合理的设计时间，使得压力恢复有着较短的可持续性时间，径向流的过程难以实现。
2.2 管柱防堵塞的设计
为了避免水合物生成这一现象，就要结合井筒的压力以及温度情况，做好地层产出流体组分的有效性分析，结合水合物生物的形式，确定水合物的位置，并确定实际产水情况，一旦井开启之后，就要减少水合物抑制剂注入量的增加，结合海床温度，分析流体流速的变化情况[6]。
2.3 地面安全系统设计
关于地面测试流程，主要是做好地面的安全系统设计，不仅仅需要进一步地满足空间限制，同时也要结合地面测试的系统设计环节，做好管线的优化布置，确定管线的强度，对链接的可靠性设计进行确定，同时做好链接方式的优选工作，合理地设置管柱壁的参数情况。
2.4 管柱测试组合设计
基于管柱测试过程，结合井管串组合的一种设计过程，做好水下测试数的一种优化设计和应用，同时也要做好深水测试的全面设计，避免管柱处于堵塞的现状。
3 深水气井测试设计的思考
3.1 深水气井和井下工具的结合
深水气井测试设计环节，需要结合智能控制形式，和井下工具有效地解决，做好井下测测压以及井下测温工作，做好井下取样处理工作。井下工具中的一种传感器，一旦接收环空压力脉冲之后，将其变为电脉冲，借助于翻译器设备传递给微型电子计算机，将其作为指令，一旦指令发出，将会执行指令，进而做好关于井测压力恢复等工作。水下工具的进行，结合水下测试数的形式，同时结合水下防喷阀以及水下安全阀的形式，在规定时间内简短测试管柱，同时在深水测试的过程，不需要借助于地面液压辅助的设计工作，将解脱能力逐步的完成。水下防喷阀解脱之前，就要及时的关闭水下安全阀，同时借助于地面电控信息号，及时的解脱井下液控以及机械系统。
3.2 规范深水气井测试的程序
深水试油测试工艺技术不同于浅水试油测试工艺情况，往往有着相同的生产过程和生产原理，基于深水管的井控过程，需要保证有着较高的稳定性和较高的性能。基于地面产生系统的数据分析，结合安全性的数据分析，并做好深水测试以及浅水的测试工作，实现井下测试的管串分析，确定一种安全控制系统结构，避免深水低温带给水测试的堵塞问题，同时也要结合系统的紧急情况，保证有着安全性的施工环节，同时也要做好平台的安全撤离工作。对于深水气井的测试过程，就要做好通井以及循环调整压井液，将测试管柱下水之后，做好设备的调整工作，同时也要做好管柱的试压以及座封工作，对井口防喷装置进行安装，做好环空加压打开测试阀口，做好流动性的数据取样处理，同时也要做好关井压力的恢复测试工作，最后做好循环压井处理，并封堵产层。
水下测试的过程，需要组合管柱的基本状态，做好水下井口油管管柱的有效性处理，做好管柱的有效性测试，实现水下试油安全阀的系统控制，同时也要及时地关闭水下试油安全阀，关闭水下试油管柱的锁栓系统，做好水下试油安全阀的对接工作，进而推进试油工作的进行。相对而言深水气井的初次打开环节，伴有泥浆滤液，同时也有着较低的井筒温度，伴有较大的天然气水合物风险。深水气井的测试设计环节，海水温度相对较低，就要避免天然气水合物的产生，同时也要避免管柱的堵塞，尽可能地将测试流程简化，减少水合物形成的风险。
4 结语
因此，深水气井测试设计环节，就要结合海水降温的情况，避免管柱堵塞以及管柱疲劳破坏现象的发生，合理的布局地面管线设备，优化测试工作制度设计。结合当前的渗水测试的相关资料，深层次的分析地层测试设计的具体理念，并做好管柱强度的考核工作，合理的设计管柱的结构，做好管柱制度的优化设计工作，促进完整性以及规范化的管柱设计。
参 考 文 献
[1] 吴木旺，梁豪，姜洪丰等.琼东南盆地深水区高渗气井测试设计关键技术[J].中国海上油气，2015，27（6）：31-36.
[2] 戴宗，罗东红，梁卫等.南海深水气田测试设计与实践[J].中国海上油气，2012，24（1）：25-28.
[3] 秦晓栋，李鸣夫.浅析深水气井测试设计[J].中国化工贸易，2015，（28）：166-166.
[4] 何吉祥，段永刚，何玉发等.深水测试设计影响因素分析[J].油气井测试，2013，22（2）：67-68.
低渗透气藏气井的生产规律研究 篇4
低渗透气藏的生产规律与中高渗透气井的生产规律具有很大的差异[2,3],多渠道地分析其规律,对于低渗透气藏的开发具有重要的现实意义。
1 XX区块单井产量的递减规律
XX气田属于典型的三低气田,压力下降快,产量快速递减。探讨气井产量递减规律是掌握和分析气井动态的基础,不仅可用于指导气井的配产并进行开发指标的预测,亦可用于开发后期气藏最终采收率的估算,是编制切合实际气田方案,实现气田合理开发的重要依据。
目前,在国内外描述产量递减规律的数学模型中,阿普斯模型应用最为广泛。阿普斯递减模型[1]根据n值不同将产量递减规律分为指数递减、双曲递减和调和递减3种类型(表1)。这3种递减类型都符合下面的关系式:
式中D0—初始递减率;
Q0—初始产量;
n—递减指数。
对递减类型的判断主要有3种方法:试凑法、图解法、公式法。为了使拟合的结果更加接近实际,选取研究区内生产历史长的老井作为典型井来分析该区块单井的产量递减规律[4]。
1.1 试凑法
试凑法是矿场处理资料的一种常用方法,可由下式判断:
n取不同值,(Q0/Q)n值与t的规律是一条直线时认为其递减规律符合双曲递减。下面以XX1井为例进行分析。
由图1可知:当n=0.474时得到一条拟合效果比较好的直线,相关系数为0.967,截距约等于1。按照试凑法理论判断该井的产量递减规律为双曲递减。利用双曲递减的产量公式计算出理论产量,做产量(实际与理论计算)与时间的关系(图2)。从图2可知:实际产量与理论产量非常相近,且加权平均误差为6.07%,小于10%。
1.2 图解法
图解法是根据实际生产数据,以表1中关系式为理论基础,研究lg Q和t、Gp和lg Q之间的变量关系,来判断递减类型。(1)当实际资料在lg Q和t坐标中成较好的线性关系时,为指数递减;(2)当实际资料在Gp和lg Q坐标中成较好线性关系时,为调和递减;对研究区老井分别做lg Q和t、Gp和lg Q之间的变量关系发现线性关系并不是很好,这说明研究区老井产量规律既不属于指数递减也不属于调和递减。下面以图3和图4分别说明lg Q和t、Gp和lg Q的之间变量关系:
从图3可以看出:XX1井是前期拟合效果较好,但后期基本拟合不上,总体的相关系数为0.639;说明其递减规律不符合指数递减。
由图4可以看出:XX1井Gp和lg Q拟合线性相关性不强,说明其递减规律不符合调和递减。
1.3 公式法
将表1中实际生产数据直接代入各方程,考察其相关性。经过实际计算发现3种递减规律的吻合度均不理想。
对全区258口井进行双曲和指数递减的拟合,得到结果如表2所示。
从表2中可以看出,指数和双曲递减在参加评价井中所占据的比例较低,因此,对该区块的递减规律需要采取其他的途径进行探讨。
2 气井其他生产规律的探讨
为了更加深入地掌握气田的生产规律,给后期气井生产方式与工作制度的调整提供理论依据,下面采用经验统计法探讨气井的生产规律。以XX3井为例进行分析。
2.1 日产量与时间之间的关系
首先,将XX3井的日产气量、日产水量与时间的关系绘制图(图5)。
从图5可以看出:日产水/产气量与时间非常离散。为了寻找其规律,进一步寻找月产量与时间之间的关系。
2.2 月产量和与时间之间的关系
从图6可以看出,月产水/产气量与时间得到较好的函数关系,但相关系数仍然不理想。进一步寻找累积产气量/累积产水量与时间之间的关系。
2.3 累积产量与时间的关系
从图7中曲线的趋势和拟合结果可以看出:累积产水量/产气量与时间之间都呈二项式关系,而且相关系数均满足要求。从全区的结果看,该结论对各种井型和各生产阶段的井都适合。
2.4 累积产量与时间倒数之间的关系
从图8中曲线的趋势和拟合结果可以看出:累积月产水/产气量与时间倒数之间的关系在整个生产阶段都非常有规律,呈幂率关系。
2.5 累积产量的倒数和时间倒数之间的关系
从图9中曲线的趋势和拟合结果可以看出:累积产水量/产气量的倒数与时间倒数之间的关系在整个生产阶段的关系都非常有规律,呈线性关系。
从上面的分析可看出:单井的累积产气量/累积产水量与时间的关系符合累积产量与时间之间的二项式关系,累积产量与时间倒数之间符合幂率关系,累积产量的倒数与时间倒数之间符合直线关系。该结论对各种井型和生产阶段都适合,具有普遍性。这些规律对预测气井的产气、产水量提供了理论依据。
3 XX区块整体递减规律认识
通过对单井的生产规律了解后,将对整个区块递减规律进行了探讨。将区块内所有井作为一个整体,利用试凑法分析产量递减规律。试凑过程与单井产量试凑过程相同。结果如图10、图11所示。
由图10可以看出其相关系数为0.9708,符合双曲递减。图11为根据双曲递减产量公式计算得到的理论产气量与时间的关系曲线和实际产气量与时间的关系的对比。经过误差分析,得到实际与理论产气量平均误差为9.73%,完全符合误差要求。应用该图板可以预测未来该区块的产气量随时间的关系。
4 结论
(1)通过利用试凑法、图解法、公式法对XX气田单井的产量递减类型进行分析发现:单井的递减规律只有20%的井属于指数或双曲递减。
(2)通过经验统计法发现:单井的累积产气量累积产水量与时间的关系符合累积产量与时间之间的二项式关系,累积产量与时间倒数之间符合幂率关系,累积产量的倒数与时间倒数之间符合直线关系。该结论对各种井型和生产阶段都适合,具有普遍性。
(3)对区块的递减规律的分析发现:该区块整体的递减规律符合双曲递减规律。
参考文献
[1]疏壮志,杜志敏,刘建仪,等.气井生产动态预测方法研究[J].天然气工业,2004,24(8):78-81.
[2]姜汉桥,姚军.油藏工程原理与方法[M].东营:中国石油大学出版社,2006.
[3]李士伦.天然气工程[M].北京.石油工业出版社,2003.
气井生产 篇5
试油工艺是油气勘探中的一个重要环节, 也是最后一个环节。通过使用专门试油工艺设备, 让油井处在一种临时生产状态, 该过程中所运用的工艺技术, 则为试油工艺。
2 试油工艺在气井生产中的主要任务及测试资料
(1) 试油工艺的主要任务掌握油气井的地下情况与流体性质, 为油气井开发提供可靠地质资料, 是试油工艺的最主要任务。除此之外, 试油工艺还有其他的任务。通过油气测试资料, 能够对油田油层或者气井工业经济价值作出初步的判断, 还能查明油气田的含油量面积、驱动类型及油气水边界, 为气井储量及油田油层的计算提供参考依据。通过试油工艺, 还能了解油田油层的生产能力, 验证测试资料对储层解释的可靠性。此外, 还要对油田油层或者气井进行初步判断, 为勘探开发提供可靠的参考资料, 为下一步工作指明方向。
(2) 试油工艺的测试资料为了更好地了解油田层或者气田气井的储量, 以便探明其工业价值, 在试油测试阶段必须掌握这些资料: (1) 产量方面的数据, 比如地面或者井下的气、水产量、油; (2) 天然气、原油与水的特性数据, 比如地面和井下的原油取样、含砂量等; (3) 压力数据, 比如流动压力、地层静压及压力恢复曲线等; (4) 温度数据, 比如低温梯度、井下温度等[1]。
3 影响试油工艺在气井生产中运用的因素
(1) 浅层稠油油层出砂严重由于气井下的储层岩性会比较粗, 成岩性具有一定的缺陷, 使得浅层稠油油藏胶结会变得疏松。如果试油工艺不能达到理想的水平, 则会导致沙粒移位, 此时储层则会严重出砂, 增加气井在生产中的防砂难度。
(2) 部分深层低渗透油藏难改造在实际工程中, 部分深层低渗透油藏的层数较多, 且层间距很小, 微裂缝发育, 储层非均质性变得严重。由于这些因素的存在, 储层会受到不良的影响, 进而导致压裂早期发生砂堵现象, 使改造难度明显增加。
(3) 石油工艺成功率不高原油具有较高的粘稠度, 这使得储层非均质性不甚令人满意。在整个工艺过程中, 渗透率这个环节会造成较大的损失率, 加上储层敏感性较强。这些因素使得稠油油藏难以得到有效开发, 储量上也很难得到提升。
4 试油工艺及其配套技术
(1) 主要的试油工艺技术分析因为试油工艺在气井生产中存在很多限制因素, 石油工艺技术室才会成立, 并出现全通氩气垫测试工具。通道大、使用液压开关井等特点是它和其他流通通道的最大区别。
(2) 试油工艺的配套技术分析 (1) 绕丝管挤压填充防砂工艺。这是一种针对各种限制条件而采取的防砂手段。比如, 针对浅层的疏松砂岩稠油藏, 采用绕丝管挤压填充防砂工艺, 则能取得良好的效果。该工艺能够及时完善施工泵压、防砂入井液、排量等数据, 并对防砂配套工艺技术进行了优化, 起到了显著的浅层防砂效果。 (2) 分层压裂改造技术。一些深层低渗透油藏的层数多, 层间距小, 且微裂缝发育, 储层非均质性严重。对于这些现象, 该技术可对之进行改造, 能够一次多开多个目的层。
5 试油工艺及其综合技术在气井中的应用情况分析
(1) 制约因素在气井的试油阶段, 主要有两类制约因素, 分别是凝析油、积液[2]。在实际的生产中, 凝析油出现的情况较普遍, 一旦出现凝析油, 气井内压力、温度会发生变化, 进而导致复杂的相态变化, 最终导致井底压力不稳定, 增加数据测量的难度。测试所用的工具, 在有压力的前提下根本不能深入井下, 进而无法准确获取到地层压力。
(2) 综合技术为了控制或避免凝析油的渗透, 以保证井底压力的稳定, 从而获取到准确的资料数据, 在气井生产中经常使用堵水或者排水这两种方法。堵水具体又可分为化学封堵、机械卡堵两种。比如, 通过化学手段, 隔开排气层与产水层, 则为化学封堵。和堵水技术不同, 排水技术则有多种手段或方法, 使用频率较高的如泡沫排水、气举排水、优选管柱排水等, 都是为了将水彻底排出井底, 故也称为排水取气法[3]。
6 试油工艺及其综合技术的应用情况评定
对于稠油油藏, 全通氩气垫测试工艺是一种较为有效的测试方法。针对油藏的不同地质情况, 该测试方法能够对其油嘴、压强进行调整, 必要时更换掉, 提高整个工艺的有效性。针对稠油粘稠度高、出砂率高, 进而影响产量数据的情况, 试油工艺的应用, 能够迅速获取到有效的数据, 比如水特性数据、压力数据、产量数据、温度数据等, 为油气开采提供了可靠的参考依据。对于气井中常见的凝析油现象, 通过对凝析油相态变化曲线的研究, 并采用排水法或堵水法将井底积水排干净, 有利于气井的开采。采用试油工艺及其综合技术, 还能较明确地掌握气井生产的压力、储存能力、液性等情况。
7 结语
作为气井生产的重要开发手段, 试油工艺及其综合技术对气井勘探与开发有着举足轻重的意义。因此, 相关工作人员应充分掌握该技术及其综合技术在运用中的制约因素, 并根据气井类型选择最佳的试油工艺, 才能最大限度地提高气井生产的效率。
参考文献
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[2]宋柯艳.试油工艺及其综合技术在气井中的重要作用[J].中国石油和化工标准与质量.2012 (03) :90.
气井生产 篇6
砂岩储层孔隙类型70%~80%为粒间及粒内溶孔, 山西组孔隙度主要分布在4%~8%之间, 渗透率主要分布在1×10-2~1×10-3μm2之间;下石盒子组孔隙度主要分布在8%~10%之间, 渗透率主要分布在1×10-2~10×10-4μm2之间。储层微裂缝较发育, 使得储层在普遍低孔低渗的背景下存在相对的高渗区。
1 气井分类
关于气井的分类, 既有按无阻流量来分的, 又有按地层参数来分的, 还有结合产能与地层参数来分类的, 其分类方法各有利弊[2]。
由于本区气井已经投入开发, 按照井口产量来分类, 能较好地体现气井的生产能力, 反映气井真实的生产情况, 本次分类采用此方法。从气井分类统计表可以看出, Ⅰ类气井仅占气井总数的10.2%, Ⅱ、Ⅲ类合计约占89.8%, 气井以Ⅱ、Ⅲ类为主, 分类如下表所示。
2 气井产量贡献率
Y井区投产气井118口, 开采层位涉及本气田发现的盒8、山1、山2、本溪等4个层位, 其中以山2、本溪为主力层位, 大部分气井都是单层开采。
所有气井均采用油管采气、油管注醇的方式进行生产。正常生产情况下日产气量约150.0×104m3/d。气井平均单井日产气量为1.7×104m3/d。气井平均压降速率在0.032MPa/d, 平均气水比为20.5×104m3/m3。
统计不同类型气井的产量贡献, Ⅰ类气井仅占10.2%, 产能贡献率达到了38.6%, Ⅱ类气井占53.4%, 产能贡献率达到了51.9%, Ⅲ类气井占36.4%, 产能贡献率仅占9.5%。
3 典型井分析
3.1 Ⅰ类气井生产特征
此类气井山2层砂体厚度一般都在12m以上, 通常按无阻流量的1/12配产。这类气井有一个显著的特点就是气井进站压力下降缓慢, 气井平均压降速率为0.007MPa/d, 气井关井后压力能迅速恢复。由于井口产量较大, 该类气井油套压差保持在合理范围内, 井底没有积液。
典型Ⅰ类气井如图1所示, 该井在2013年11月2日前, 产气量在12×104m3/d以上, 井口压力由16.5MPa下降到12.3MPa, 为了保护高产井, 发挥高产井在用气高峰期的调峰作用, 逐步下调产量, 2013年12月5日后, 单井日产降至目前的4×104m3/d~5×104m3/d, 目前气井油套压力保持稳定。
Ⅰ类气井井数少、产量大、产能贡献率高。该类井生产稳定, 易于管理, 是气田主力产气井。由于该类井能在短时间内起到快速调峰作用, 因此, 应对其实施保护性开采, 在供气量较低时, 可降低配产或关井。
3.2 Ⅱ类气井生产特征
此类气井山2层砂体厚度一般都在8~12m左右, 本溪组砂体厚度一般都在8~14m左右, 通常按无阻流量的1/6~1/10配产。该类气井压降速率介于0.015~0.03MPa/d。Ⅱ类气井数比例较多, 该类井生产相对平稳, 部分气井产量小于最小携液流量的气井, 存在井底积液问题[3]。
如图2所示, 该气井日产量控制在1.0×104m3/d左右, 气井运行较为平稳, 由于产气量达不到携液临界流量, 油套压会达到1.5MPa以上。2014年10月1日后, 每当进行提产排液或泡排措施后, 产水量加大, 油压上升, 油套压差明显减少[4]。
此类气井需密切观察气井油、套压力变化, 判断是否有井底积液情况出现, 以保证生产平稳运行。对于该类气井, 应采取排液措施, 以保证气井平稳生产。
3.3 Ⅲ类气井生产特征
此类气井山2层砂体厚度一般都在8m以下, 本溪组砂体厚度一般都在8m以下。按无阻流量的1/5配产, 气井压降速率一般大于0.03MPa/d。该类气井产水少或不产水, 但不代表地层不出水。这类气井油套压差较大, 显示井底有积液。在生产过程中, 放大气井瞬时流量进行提喷是排出积液的有效办法之一。
典型井如图3所示, 该气井日产量通常在0.5×104m3/d左右, 基本不能连续生产。对于该类井应考虑补层补孔作业, 提高储层动用程度, 提高单井产量[5]。
4 低产井治理
4.1 补层分压技术
Y170井原开采层位为山2, 日产量为0.8×104m3/d, 通过精细地层对比, 2014年4月补层山1、盒8, 补层压裂后日产量提高至3.3×104m3/d, 补层分压措施效果明显, 如图4所示。
4.2 间歇提产排液技术
通过Y井区生产现场的不断摸索和调整, 对16口低产井实施了间歇开井制度, 使低产积液井由停产或半停产状态转为生产状态, 提高了单井产气量和开井时率[6]。其中S9井在2013年2月前处于低水平生产状态, 日产气0.2×104m3/d、不产水;2013年3月至8月处于半停产状态;2013年11月之后, 建立了“开一天、关二天”的间歇开井制度, 平均日产气0.5×104m3/d、日产水0.1m3;油套压差减小, 实现了气井的正常带液生产, 如图5所示。
5 结论
通过上述分析, 可以得到以下几点结论:
(1) Ⅰ气井所占比例较小, 产能贡献率较大, 此类气井关井后压力恢复能力较强, 井底没有积液。
(2) Ⅱ、Ⅲ类气井压降速率较大, 要及时采取排液措施。
(3) 补层分压措施和间歇提产排液措施能有效治理低产气井。
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气井生产 篇7
随着石油天然气勘探开发工作不断深入, 大量油气井在开发过程中相继出现环空带压的现象, 高压气井的油管外环空或套管外环空带压引起的问题日益严重, 气井环空异常持续带压后会严重影响气井的正常配产, 降低采收率, 对气田后续开发生产管理造成不利影响[1]。异常环空持续带压气井里面尤其以油套窜通 (即生产油管与套管之间窜通) 的高压气井的问题最为突出, 由于其油套连通性好, A环空 (即生产油管与套管之间的环形空间) 压力对油压波动灵敏, 导致这类井常常面临两难境地: 开井生产会增加压力监测与井口放压的成本;关井又害怕套压超过其管柱承受的极限压力, 可能导致整口井报废, 甚至引发天然气窜漏至地层、泄漏至井口等无法控制的灾难性事故[2]。
然而要彻底解决油套窜通高压气井存在隐患, 不管是通过修井修复油套窜通, 还是彻底封闭井组, 所花费的费用都相当巨大[3];因此, 必须从环保、安全和经济的角度出发, 对油套窜通高压气井在生产过程中存在的突出问题进行全面分析。以塔里木油田克深气田为例, 通过对其油套窜通高压气井现状和生产过程中存在的突出问题进行全面分析, 提出安全生产的思路及措施, 以降低修井或者导致井报废的可能性。
1克深气田油套窜通高压气井的现状
克深气田是中国石油塔里木油田的主力气田之一, 该气田气井存在“3高” (高压、高温、高产) 的特点, 地层压力120 MPa, 井口关井压力90 MPa, 井口温度最高可达100 ℃ , 平均单井气产量50× 104m3/d。单井井口采用液压控制盘控制井下安全阀和井口液动阀门, 实现对井口的安全控制;同时, 井口安装有2级节流装置, 通常采用1级固定油嘴加2级可调油嘴的方式, 采气树放喷翼水平设置放喷管线1条, 采用1级手动节流阀, 控制放喷流量, 提升投产前的井口温度。单井生产工艺流程为:单井井口来气经过2级节流后进入采气支线, 各采气支线汇入集气干线输往处理厂进行处理, 井口流程见图1。采气井口地面控制系统集成了目前国际上最先进的天然气井场控制系统技术, 该系统可以实时显示、监测井场各种工艺过程、运行参数, 在不正常或危险情况发生时及时报警。
克深气田自投产以来, 先后有40口气井投入生产, 其中有18口气井在投产不久后都出现了不同程度的环空异常起压的现象。根据这些井在钻井阶段、固井阶段时的情况, 结合投产后其油套压在环空泄压、开关井、调产等不同状态下的压力时间升降曲线, 判断有12口井为油套窜通, 占总井数的30%, 其窜通的通道可能为以下类型中的1种或者几种组合:生产油管存在漏点或生产油管丝扣处微渗;生产油管挂渗漏;生产套管破损;井下封隔器密封失效;采气树密封件、套管头连接部位出现漏失[4]。
根据API RP90和NORSOK D010标准, 通过油管头、生产套管和油管的强度校核以及封隔器工作压差校核, 分别计算出环空在生产、放喷、关井状态下最大、最小允许带压值。
在正常生产过程中, 根据现场油套环空介质、井温变化等, 控制油套窜通高压气井的油套压差既不高于井下工具中实际工作压差的最小值, 又不高于油套管抗内压和抗外挤强度中最小值。例如, 实施放大井口压差生产, 通过降低油压继而降低A环空压力, 将A环空压力控制在合理、安全的范围内生产。
2生产过程中存在的突出问题
油套窜通高压气井要尽量避免发生意外关井, 因为油套窜通高压气井的A环空最大允许带压值往往要小于井口关井压力, 一旦发生关井的情况, 且短时间内无法开井, 则A环空压力可能会随着油压升高而升高, 直至与油压相等, 导致发生套管超压破裂、天然气窜漏至地层的风险。克深气田尽管采用较为先进和安全的工艺、控制系统, 但是难以避免会发生一些意外情况导致气井自动关断, 例如:
1) 生产管线发生冻堵或者1、2级油嘴损坏失去节流作用导致2级节流后的压力超过最大生产压力 (SOL) , 自动关井。
2) 由于施工质量缺陷或者后期介质腐蚀, 导致管线刺漏、爆管, 从而使2级节流后压降速率超过最大允许值, 且持续下降;2级节流后压力低于正常工作压力 (SOC) , 自动关井。
3) 由于产品质量导致井口采气树仪表、阀门大面积刺漏而关井。
4) 人员误操作、ESD误动作、UPS系统故障等导致关井。
克深气田自投产以来, 发生过至少10起由于意外情况导致部分油套窜通高压气井紧急关井的事件 (表1) 。
油套窜通高压气井发生意外关井后, 使生产单位面临以下突出问题:
1) 油套窜通高压气井分布散, 距离值班点较远, 操作人员短时间内无法及时赶至井口进行应急处理。
2) 单井平均应急操作时间长, 而生产单位人力资源有限, 当几口井同时需要处理时, 现场人员无法兼顾, 有可能造成井口事故。
3) 若意外情况无法在短时间内处理完毕, 高压气井无论处于什么状态, 都需要操作人员24 h现场监守, 使劳动强度增大, 无法兼顾其他气井的生产工作。
4) 目前放喷点火普遍采用人工点火, 部分油套窜通高压气井井流物含液量大, 易将火扑灭, 造成放喷点火困难, 使点火过程中存在安全风险。
5) 放喷管线采用1级手动节流控制, 易发生冻堵, 使操作困难。
3思路及措施
3.1分类管理
通过对国内高压气井异常环空压力现象、形成机理、处理方法的调研, 结合克深气田油套窜通高压气井在生产阶段所表现出的环空压力异常现象, 塔里木油田公司对克深气田油套窜通高压气井进行分类分级管理, 根据其产量、油套连通性、关井井口压力及环空最大许可工作压力的关系进行分类管理, 大致可以分为3类:
1) 低风险井。地层能量不足, 产量较低 (小于10×104m3/d) , 关井与开井井口压力压差大, 即关井压力高于A环空最大允许带压值;开井后井口压力下降迅速, 远低于A环空最大允许带压值。
2) 中风险井。产量较高 (大于10×104m3/d) , 油套连通性一般 (关井后, A环空压力随油压升高缓慢) , 关井井口压力较低 (低于A环空最大允许带压值) 。
3) 高风险井。产量高 (大于10×104m3/d) , 油套连通性好 (关井后, A环空压力随油压升高明显) , 关井井口压力高 (高于A环空最大允许带压值) 。
油套窜通高压气井风险级别评价流程见图2。
3.2安全生产思路及措施
针对油套窜通高压气井在生产过程中存在的问题, 并从安全、环保、经济的角度出发, 避免发生高昂的修井费用, 同时减少天然气放空, 分别对3类井给出以下思路及措施。
对于第1类井, 其开采价值较低, 安全风险较大, 可以采取半压井关井措施, 将一定密度的有机盐挤入油管, 在有机盐下部填充油气隔断材料, 压井后密切观察油压及各环空压力, 等到气田开采后期, 地层压力下降;当井口关井压力低于A环空最大允许带压值时, 这口井的安全隐患就解除了。该措施优点是压井作业施工简单, 花费小[5]。
对于第2类井, 有一定的开采价值, 由于其关井井口压力一般不会超过A环空最大允许压力, 可正常生产, 加密监控;当压力有上升趋势时, 可采取放大压差生产和环空放压措施, 并做好相应的应急预案;当井口发生异常情况, 有充足时间到现场进行处理, 关井时应立即组织放喷, 待处理完异常情况后可继续监控生产[6]。
对于第3类井, 由于其关井井口压力超过A环空最大允许压力, 风险较高, 正常生产时可采取合适的放大压差生产, 使井口压力和A环空压力保持在留有安全裕度的范围内;同时, 在地面生产装置工艺设计时, 可根据具体情况考虑以下措施中的1种:
1) 在井口设计2套互为备用的生产系统。其中1套生产系统为常规的集输工艺, 由生产管线将介质输送至中央处理厂进行净化处理;另1套生产系统可以是1条相对独立、不受常规生产系统影响的备用集输管线 (图3) , 或者是现场放置1套备用的撬装化CNG压缩回收装置。若常规集输工艺出现意外情况不能使用, 可设置自动化系统, 以自动或者手动方式接入另1套生产系统, 以保证井口处于开井状态, 待异常处理完毕后, 导入正常流程。
2) 将井口的放喷流程设计为自动/手动放喷系统。将井口生产翼、放喷翼阀门控制及放喷点火系统接入RTU (图4) , 在气井发生任何异常需要关井时, 设置自动化系统, 可自动或者手动启动放喷系统, 导通井口流程, 避免发生关井, 将A环空压力控制在安全压力范围内。
3) 在井口增加1条备用的放喷管线。除了正常配备的放喷翼放喷管线, 可在井口测试阀门处接1条备用的放喷管线 (图5) ;当生产、放喷管线都出现异常时, 可使用备用的放喷管线, 保证井口处于开井状态。
4结束语
高压气井一旦发生油套窜通的情况, 将严重影响气井的安全生产。生产单位必须从环保、安全和经济的角度出发, 结合其表现出的环空压力异常现象以及自身, 根据其产量、油套连通性、关井井口压力及环空最大许可工作压力的情况, 对油套窜通高压气井进行分类管理;根据不同的类别制定出针对性的预防措施, 以保证高压气井高效、 安全开发。
摘要：在高压、高温油气井的生产阶段, 环空异常持续带压将直接影响到气井和现场作业人员的安全, 其中以油套窜通的类型最为严重。针对克深气田12口油套窜通高压气井的生产现状, 分析了油套窜通给安全生产带来的突出问题, 结合油套窜通高压气井所表现出的环空压力异常现象, 根据其产量、油套连通性、关井井口压力及环空最大许可工作压力的关系对这类井进行分类分级管理, 提出了安全生产的思路和具体措施, 对油气田安全高效开发具有重要的意义, 同时也可作为高压环空带压隐患井治理的参考准则。
关键词：油套窜通,高温高压气井,环空持续带压,环空最大许可压力,分级管理,安全生产
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气井生产 篇8
在非常规气体开采中, 煤层气的排水采气是一个难度很大的问题。在煤层气井生产中, 通过抽排煤层中的承压水, 降低煤层压力, 使煤层中吸附的甲烷气释放出来。能否抽出地层中的承压水以降低煤层压力, 是煤层气生产的关键[1]。
排水采气在常规天然气中的已经很普遍, 各种排水采气技术也已经较为成熟, 而煤系地层在地质条件、岩石性质等诸多方面与常规油储层有明显的差别, 煤层气的赋存、运移和产出机理以及过程与常规油气层产气机理也不相同, 使得我国煤层气排采方法和设备的选择主要依赖油田方面的经验, 在实际使用中存在投资大、设备不配套、参数选用不合理等诸多问题, 严重影响了煤层气的正常开采。因此, 有必要对煤层气井和常规天然气井排水采气工艺技术进行一个对比分析, 从而对煤层气的排水采气进行优选改进。
1 排水采气机理对比分析
1.1 常规天然气井
随着气藏压力和天然气流动速度的逐步降低, 致使气藏中的产出水或凝析液不能随天然气流携带出井筒, 从而滞留在井筒中, 这些液体在一段时间内聚集于井底, 形成液柱, 对气藏造成额外的静水回压, 导致气井自喷能量持续下降。如果这种情况持续下去, 井筒中聚集的液柱最终会将气压死, 导致气井停产[2]。排除井筒内的积液来降低井底压力, 使气井恢复正常生产的措施, 称为排水采气。
1.2 煤层气井
煤层气井的生产就是通过排放煤岩储层中的地层水, 使煤岩储层压力降低, 使吸附在煤岩储层中煤层气解吸释放出来[3]。煤层气的生产是通过对煤岩储层的排水降压实现的, 也是目前人们可以采用的相对较经济实惠的方法。煤层气生产的关键是, 是否能有效降低煤岩储层压力, 顺利的解吸煤层气[4]。
2 排水采气工艺对比
2.1 煤层气与常规气井共性
目前在煤层气井和常规天然气井中使用的排水采气方法主要有气举法、有杆泵法、电潜泵法、射流泵法和螺杆泵法。将这些方法进行一个综合对比, 如表1。
2.2 煤层气与常规气井差异
2.2.1 气举法
对常规天然气井来说, 间歇自喷和水淹气井适合气举法。气举法每日的排液量可以达到300m3, 对于强排液是很有利的;并且气举法不被井深、井斜以及地层水化学成分这些因素所影响;对于中低含硫气井是很适用的。
对于煤层气来说, 气举排水采气比较适合于煤层气排采的开始阶段, 因为那时排出来的主要是水。这时, 能够排除气体和固体颗粒的影响, 并且可以很好地控制页面以及压力。不足的是, 当进入排采后期时, 地层水几乎没有了, 这时气举法就不再适用。
考虑到这一不足, 可在生产前期和后期分别采用连续和间歇排采方式进行生产。如果再考虑到经济问题, 在丛式井组和多分支水平井组上使用气举可以降低成本。
由于煤层气井需要考虑生产压差方面的要求, 因为生产压差直接影响煤层气能否有效释放, 气举法在这一方面就很局限。这时人们希望能关闭高压注入气体的注入通道, 减少注入气体对煤层的影响, 通过井下压力计作为控制源, 来完成煤层气的排采。
2.2.2 有杆泵法
对常规天然气井来说, 气井连续排液有一个临界流动条件, 只有确定气井的产量能够符合这个条件时, 有杆泵法才适用。开采早期时, 产水量较大, 此时的生产应该选择合适的油管, 并且是小尺寸的;施工井的精选也是一个很重要的因素
对于煤层气来说, 目前在煤层气的开发中, 普遍使用的是有杆泵法, 其原因有很多:设备不仅耐用且故障率低, 技术相对成熟, 经济方面也满足成本较低的要求。可对于煤层气来讲, 因为出液量会随着生产阶段而变化, 有杆泵不能满足这一明显的变化, 也就不能及时调整排采制度, 对气井的日常生产和管理产生影响。
2.2.3 电潜泵法
对常规天然气来说, 由于电潜泵法的条件多且要求相对苛刻, 通常需要耐高温高压, 并且抗腐蚀, 如天然气中所含有的硫化氢及二氧化碳, 所以难度大, 想要获得好的效果, 只有满足上述条件的变速泵组。尽管成本较高, 可电潜泵法在设计安装维修等方面都有明显优势, 可调性也很好, 除了高含硫井, 对水淹井复产及气藏强排水都很适用。
对于煤层气来说, 电潜泵对供电质量要求比较高。因为煤层气排采现场电压通常不稳, 不能满足电潜泵对供电质量要求比较高这一条件, 电机容易烧损, 维护的成本会大大增多。另外, 因为电潜泵散发出的热量需要及时的扩散和消耗, 否则会烧坏电机, 所以, 需要泵有足够的沉没度, 可是煤层气井不能达到这一沉没度。电潜泵适用于大排量和供液足的气井。
2.2.4 射流泵法
对常规天然气来说, 由于腐蚀和含砂流体中会有固体颗粒, 容易对泵的运动部件造成损坏, 射流泵的工作原理却使它能适合这种情况;安装方便, 维护费用低;倾斜井和水平井对结构的要求较高, 射流泵的紧凑结构也能满足, 并且易控制;由于射流泵不受举升深度限制, 也适用于高温深井。从经济方面来讲, 投资较高, 而且泵效较低;如果遇到地层水结垢或产腐蚀性介质的井, 需要考虑泵的防护问题, 以免损坏。停泵时泵不能长时间停留于井内。
对于煤层气来说, 射流泵的原理和煤层气的排采机理是相矛盾的, 因为射流泵要求有较高的压力才能排采液体, 可煤层气的采出机理则是要求降低地层压力。同时, 煤层气储层的渗透率对地层的压力波动较敏感, 压力变化太剧烈可能造成对储层的伤害。目前, 在排采前期, 煤层气的开采方式采用的是油管排水, 套管采气。射流泵的排采方式是套管注动力液, 油管采出液体, 空压要求基本能达到。可当煤层气开始解吸时, 由于管道中形成气水两相流流量也会随着压力的变化而变化, 此时想要控制井底压力, 就很难达到平稳下降了, 只能不断改变设备的工作参数。
2.2.5 螺杆泵法
对于煤层气来说, 螺杆泵系统在我国煤层气现场应用较少, 磨损问题是螺杆泵主要问题。磨损情况的发生一是井下气液比过高导致磨损问题的发生。二是泵抽空造成磨损。其次, 固体颗粒的影响, 导致油管、抽油杆断裂的发生。由于断口呈锯齿形, 打捞的难度很大, 给抽油杆装上扶正器可以避免这种状况。低速旋转时, 想要保持排液量不变, 也可选用大排量的螺杆泵。以上问题没有解决, 螺杆泵的大规模推广是一种挑战。
3 结语
在煤层气的排水采气中, 有杆泵排水采气, 由于其耐用性以及低的故障率, 并且有杆泵的抽深和排量能够满足大多数煤层气井的要求, 有杆泵排采设备是优先考虑的。
电潜泵和螺杆泵排水采气在美国圣胡安和黑勇士盆地已经形成商业化的开采, 取得了大规模的成功[6]。可是在国内还是处于研究实验阶段, 没有大规模的推广。所以还是需要对我国煤层的具体地质情况进行研究然后研制出合适的电潜泵和螺杆泵排采工艺技术。
气举在国外的煤层气排采中也体现了一定的优势, 可是在国内煤层气排采上几乎还没有起步, 可以对煤层气的气举排采工艺进行研究, 能够达到大规模的排采。
由于现在研制新的工艺比较困难, 煤层气排采现在还可以用组合的排采方式, 可以采用两种或几种排采方式的组合, 对其进行研究实验, 可以有效地改进煤层气的排采方式。
参考文献
[1]周际永等.国内外排水采气工艺综述[J].太原理工大学学报, 2005, 36:44-45.
[2]李士伦等.天然气工程[M].北京:石油工业出版社, 2008.
[3]David A.Simpson et al.Coal Bed Methane Production.SPE:80900, 2003.
[4]Artur Ryba et al.Methodologies and Tools for Coalbed Methane (CBM) Field Development Planning Studies.SPE:146545, 2011.
[5]宋丽平.煤层气井排水采气工艺技术研究[D], 2011.
气井动态储量计算方法 篇9
一、气藏压降法动态储量计算
压降法计算动态储量是建立在气藏物质平衡的基础上。对于一个具有天然水驱作用的气藏, 气藏压力的下降, 会引起气藏内的天然气、地层束缚水和岩石的弹性膨胀, 同时边底水也会侵入以前的含气部分, 这样就得到满足气藏的物质平衡通式:
对于定容封闭气藏的物质平衡方程式, 即当气藏没有边、底水入侵时, We=0, Wp=0, 由上述方程得:
当式 (3-2) 右端第二项与第一项相比很小, 可忽略不计时, 即认为开采过程中含气的孔隙体积保持不变, 则可转为定容封闭气藏的物质平衡方程式:
而天然气现行和原始的体积系数分别为:
式中:SC-标准状态;i-原始状态。
将 (3-4) 、 (3-5) 代入 (3-3) 整理后得:
式中:Gp、G-分别为累计产气量和气藏地质储量, 108m3;
Zi、Z-分别为原始和目前状态下天然气的偏差因子, 小数 (f) ;
Pi、P分别为原始和现行状态的气藏压力, MPa。
对于定容封闭气藏, 在直角坐标系中, 不同开发时刻的P/Z和Gp之间呈直线关系。
由于该气田的静压资料较缺, 压降试井资料质量较差, 利用已投产井得静压和产量资料进行压降储量评估的难度较大, 所以根据渗流力学原理可知, 井口压力随累计产气量的变化规律一定程度上能直接反映地层压力随累计产量的变化规律, 即井口压力所对应的P/Z曲线与地层静压所对应的P/Z曲线平行 (图1-1) 。利用上述原理求解单井动态储量解决了地层静压资料录取困难的问题, 拓展了气藏工程的应用。若生产井气水同出, 压降曲线表现出明显的水侵特征 (如图1-2) , 则利用式 (1-1) 来计算动态储量。
二、RTA法气藏藏动动态态储储量量计计算算
不稳定分析法 (RTA) 是利用单井的生产动态历史数据 (即产量和压力) 进行物质平衡分析, 进而计算单井动态储量的方法, 其特点是可以利用丰富的单井日常生产数据, 不必进行关井测压, 对产量和压力数据没有特殊的要求。
不稳定分析法包括Fetkovich/Arps联合产量递减法、Blasingame产量递减法、Agarwal-Gradner产量递减分析法、NPI分析法和Transiet等几种分析方法, 各个方法的原理如下:
1. Fetkovich/Arps联合产量递减法是1980年由Fetkovich针对圆形封闭地层给出的经过归一化的无量纲产量递减联合图版, 该图版的前半部分是归一化的普通产量递减曲线簇, 而后半部分是无量纲的Arps产量递减曲线。与常规Arps递减方法相比, 该方法增加了早中期不稳态递减部分, 分析预测过程比较复杂, 类似于现代试井分析。
2. Blasingame产量递减法是现代产量递减分析中最具有代表性的方法, 它应用了物质平衡时间的概念, 能够解决Fetkovich/Arps典型曲线中不稳定流区域井底流压变化时的产量变化情况, 即同时适应于变流压变产量的情况, 同时Blasingame产量递减曲线具有较好的光滑性, 可改善曲线分辨率, 提高拟合精度, 使得该典型曲线分析法能得到一个完美的拟合效果, 是计算动态储量方法中可信度比较高的拟合方法 (图2-1) 。
3. Agarwal-Gradner产量递减分析法与Blasingame方法的区别就是通过重新定义无量纲量, 使得产量递减曲线的晚期能够归一化, 根本原理与Blasingame方法是相似的, 这种典型曲线的优点在于, 它能够比较清晰地区分不稳态流动和拟稳态流动。
4. NPI分析法同样是根据Blasingame方法的原理, 重新调整了无量纲压力和时间变量, 实际上NPI分析法是A-G产量递减分析曲线的倒数, 主要是用于分析井底流压变化曲线图版, NPI方法和A-G方法对比采用A-G方法计算单井动态储量。
通过上面对不稳定分析法几种方法基本原理的分析, 可以得出Blasingame方法和A-G方法是可信度较高的方法, 其中A-G方法只是对Blasingame方法的无量纲量进行了重新定义, 使得递减曲线晚期可以归一化, 本质上并没有进行改变, 所以建议采用Blasingame方法来计算单井动态储量。
三、Blasingame产量递减曲线拟合方法实例分析
1. 已知产气时间 (天数) 、日产气量 (104m3) 、井口油压 (MPa) , 导入这三组已知数据, 以A113井为例。
2. 导入的数据在双对数坐标中生成产量与时间的生产数据点图, 移动实测生产数据曲线进行拟合, 在曲线拟合过程中要注意, 应当以产量积分平均递减曲线的中后段为主, 而以产量递减曲线和产量积分递减的导数曲线为辅助
3. 当实测生产数据与图版达到较好的拟合效果时, 则得到井控的动态储量。
四、某气田动态储量结果评价
分别采用压降法和Blasingame典型曲线拟合法计算某气田各气井的动态储量。从计算结果看, 压降法和Blasingame方法结果基本一致, 偏差小于10%, 本次研究选取利用实际动态资料计算的Blasingame典型曲线法计算的储量结果。
摘要：计算动态储量的方法有压降法、不稳定分析法 (RTA) 、弹性二项法、压差曲线法等, 其中弹性二项法和压差曲线法要求准确的井底流压和压力恢复资料。
关键词：动态储量,压降法,弹性二项法,压差
参考文献