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【摘要】苏东气田气井产凝析液和地层水,随着气井生产延续,气井必将经历低压、低产下因携液能力不足而积液的过程。积液井数逐年增多,积液降产是影响气田稳产的重要因素,井筒受节流器影响,流态发生改变。积液位置判识是提高排水采气效率的首要条件,本文介绍了压力计、超声波、生产曲线三种积液位置判识方法的原理及优缺点,同时讲述了气井积液原理及相对措施,提高排水采气具体工作的可靠性、高效性、经济性。
【关键词】积液位置;探液面;排水采气
1.气井积液机理
气井一般都会产液,液体的存在会影响气井的流动特性。井中液体来源有三种:地层中的游离水或烃类凝析液与气体渗流进入井筒;地层中含有水蒸气的天然气流入井筒,由于温度沿井筒逐渐下降导致热损失,出现凝析水;地层压裂改造后的压裂液未返排彻底。
通常情况下,产水气井一般是以雾流的形式携带液体生产,当气藏压力枯竭而造成井简的气体流速降低,气体的携液能力也跟着降低。当气体流速降到临界流速时,液体开始在井筒聚集,造成不稳定的多相,气体在井简的流态也开始从环雾流转变为涡流进而转变为段塞流。积聚的液体增加井底压力,降低气井产量,从而使气体流速进一步降低,最终转变为泡流,当井底压力超过气藏压力时,气井停止生产。
2.积液位置判识方法及措施
2.1积液位置判识方法
苏东气田目前常用积液位置判识方法主要有:压力计油管探液面、超声波探液面、生产曲线分析法。
2.1.1压力计测试法
测试原理:根据不同介质中压力梯度不同,将压力计下到预定的几个深度,测出不同深度的压力值,计算压力梯度,根据压力梯度值的变化确定气液界面。
分析大量气井探液面数据、原始地层压力数据,总结得出:井筒内压力梯度在0~0.17MPa/100m之间,一般判断为气体;压力梯度大于0.7MPa/100m,一般判断为液体;压力梯度在0.17~0.7MPa/100m之间,一般判断为含水气柱。
2.1.2超声波探测法
测试原理:安装在井口上的发声装置发出一束超声波,声波沿油套管环形空间向井底传播,遇到音标、油管接箍和液面等会发生反射。
声速法:测出声波反射时间,再根据声速来计算液面位置
D=TV/2
D:井口到液面的距离
T:声波从发射到接收的时间
V:声速
接箍法:根据液面的反射界面和油管节箍的反射界面來进行液面深度的计算。
D=L×N
D:井口到液面的距离
L:平均节箍间距离
N:反射节箍个数
2.2节流器上、下排水措施
通过积液位置判识后,若是节流器以下积液,采取油、套环空加注泡排剂;若是节流器上下均积液,采取油管先投放泡排棒,排出节流器以上积液,再往油套环空加注泡排剂,排除节流器以下积液。积液从下到上,排液从上到下。若泡排措施无效,采取打捞节流器排液或特殊工艺排液。
2.3典型井分析
苏东52-37井,2012年3月气井产量下降,套压仍然平稳下降,采取泡排棒无效,生产曲线法判断为节流器以下积液,以上无积液,6月25日进行液面探测,测试结果为节流器以上无积液,油套环空液柱241m,随后采取环空加注泡排剂,油管带液,效果不太明显,11月底采取打捞节流器排液,效果比较明显。
苏东60-45井,2012年5月末气量下降,套压突然上升,且上升速度较快,生产曲线判断为节流器上、下均积液,6月30探液面结果显示,油管节流器以上1179m液柱,环空液柱189m,采取油管连续投棒泡排,效果比较明显,达到复产效果。
3.结论认识及建议
3.1结论认识
井筒积液位置的判识是开展排水采气的前提条件,避免了盲目泡排带来的人力、物力、财力的浪费;
气井必然经历产水积液阶段,且积液顺序从节流器以下积液到以上积液,目前发现的积液气井均为积液后期,节流器上下均存在不同程度积液;
压力计、超声波探液面主要是定量判断积液位置,生产曲线法主要是定性判断积液位置,判识方法各有优缺点,根据实际生产需求选取经济高效的方法。
生产曲线判识位置方法,节流器以下积液:套压变化不明显,气量波动或减小;节流器以上积液:套压波动、气量波动和套压上升,气量减小。
3.2建议
新投产井根据产层的气、水饱和度,气井配产情况,采取“定期油套环空预注泡排剂”措施,使得节流器以下来不及积液或积液较少,掌握气井积液主动权。一来可延长气井连续生产时间,二来改变气井积液顺序,节流器以上积液,方便泡排。
参考文献
[1]李士伦.天然气工程.石油工业出版社,2000
[2]李小平.浅谈判别气井井底积液的几种方法.钻采工艺,1992
【关键词】积液位置;探液面;排水采气
1.气井积液机理
气井一般都会产液,液体的存在会影响气井的流动特性。井中液体来源有三种:地层中的游离水或烃类凝析液与气体渗流进入井筒;地层中含有水蒸气的天然气流入井筒,由于温度沿井筒逐渐下降导致热损失,出现凝析水;地层压裂改造后的压裂液未返排彻底。
通常情况下,产水气井一般是以雾流的形式携带液体生产,当气藏压力枯竭而造成井简的气体流速降低,气体的携液能力也跟着降低。当气体流速降到临界流速时,液体开始在井筒聚集,造成不稳定的多相,气体在井简的流态也开始从环雾流转变为涡流进而转变为段塞流。积聚的液体增加井底压力,降低气井产量,从而使气体流速进一步降低,最终转变为泡流,当井底压力超过气藏压力时,气井停止生产。
2.积液位置判识方法及措施
2.1积液位置判识方法
苏东气田目前常用积液位置判识方法主要有:压力计油管探液面、超声波探液面、生产曲线分析法。
2.1.1压力计测试法
测试原理:根据不同介质中压力梯度不同,将压力计下到预定的几个深度,测出不同深度的压力值,计算压力梯度,根据压力梯度值的变化确定气液界面。
分析大量气井探液面数据、原始地层压力数据,总结得出:井筒内压力梯度在0~0.17MPa/100m之间,一般判断为气体;压力梯度大于0.7MPa/100m,一般判断为液体;压力梯度在0.17~0.7MPa/100m之间,一般判断为含水气柱。
2.1.2超声波探测法
测试原理:安装在井口上的发声装置发出一束超声波,声波沿油套管环形空间向井底传播,遇到音标、油管接箍和液面等会发生反射。
声速法:测出声波反射时间,再根据声速来计算液面位置
D=TV/2
D:井口到液面的距离
T:声波从发射到接收的时间
V:声速
接箍法:根据液面的反射界面和油管节箍的反射界面來进行液面深度的计算。
D=L×N
D:井口到液面的距离
L:平均节箍间距离
N:反射节箍个数
2.2节流器上、下排水措施
通过积液位置判识后,若是节流器以下积液,采取油、套环空加注泡排剂;若是节流器上下均积液,采取油管先投放泡排棒,排出节流器以上积液,再往油套环空加注泡排剂,排除节流器以下积液。积液从下到上,排液从上到下。若泡排措施无效,采取打捞节流器排液或特殊工艺排液。
2.3典型井分析
苏东52-37井,2012年3月气井产量下降,套压仍然平稳下降,采取泡排棒无效,生产曲线法判断为节流器以下积液,以上无积液,6月25日进行液面探测,测试结果为节流器以上无积液,油套环空液柱241m,随后采取环空加注泡排剂,油管带液,效果不太明显,11月底采取打捞节流器排液,效果比较明显。
苏东60-45井,2012年5月末气量下降,套压突然上升,且上升速度较快,生产曲线判断为节流器上、下均积液,6月30探液面结果显示,油管节流器以上1179m液柱,环空液柱189m,采取油管连续投棒泡排,效果比较明显,达到复产效果。
3.结论认识及建议
3.1结论认识
井筒积液位置的判识是开展排水采气的前提条件,避免了盲目泡排带来的人力、物力、财力的浪费;
气井必然经历产水积液阶段,且积液顺序从节流器以下积液到以上积液,目前发现的积液气井均为积液后期,节流器上下均存在不同程度积液;
压力计、超声波探液面主要是定量判断积液位置,生产曲线法主要是定性判断积液位置,判识方法各有优缺点,根据实际生产需求选取经济高效的方法。
生产曲线判识位置方法,节流器以下积液:套压变化不明显,气量波动或减小;节流器以上积液:套压波动、气量波动和套压上升,气量减小。
3.2建议
新投产井根据产层的气、水饱和度,气井配产情况,采取“定期油套环空预注泡排剂”措施,使得节流器以下来不及积液或积液较少,掌握气井积液主动权。一来可延长气井连续生产时间,二来改变气井积液顺序,节流器以上积液,方便泡排。
参考文献
[1]李士伦.天然气工程.石油工业出版社,2000
[2]李小平.浅谈判别气井井底积液的几种方法.钻采工艺,1992