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第五章 气井井筒和地面管流动动态预测,气体通过油管和油嘴的流动是气井生产系统中的重要流动过程。热力学第一定律、能量守恒方程，是分析气井系统中单相气体管流和气液两相管流规律的基础。本章重点介绍干气井井底静压、流压、嘴流计算以及存在液相时井底流压的校正 。,基 础 知 识,1、基本方程,将气相管流考虑为稳定的一维问题。在管流中取一控制体（如图示），以管子轴线为坐标轴z，规定坐标轴正向与流向一致。定义管斜角为坐标轴z与水平方向的夹角。,基 础 知 识,连续性方程,假设无流体通过管壁流出和流入，由质量守恒得连续性方程,即 G= vA=常数 上式表示任意管子截面z上气体质量流量均保持不变。式中 气体密度，kg/m3； v 气体流速，m/s； A 管子流通截面积，m2； D 管子内径，m； G 气体质量流量，kg/s； v流过单位截面积的气体质量流量，kg/(m2s)。对于等径油管，v为常数。,基 础 知 识,动量方程方程,作用于控制体的外力应等于流体的动量变化：,作用于控制体的外力Fz包括： 质量力（重力）沿z轴的分力 gAdzsin 压力 pA(p+dp)A 管壁摩擦阻力（与气体流向相反） wDdz w流体与管壁的摩擦应力(单位面积上的摩擦力)，Pa； D控制体的周界长，m； p压力，Pa； g 重力加速度= 9.81m/s2； 管斜角，度。,基 础 知 识,动量方程即为压力梯度方程,上式总压降梯度可用下式表示为三个分量之和，即重力、摩阻、动能压降梯度(分别用下标g、f和a表示）。其中动能项较前两项甚小，在工程计算中往往可忽略不计。,基 础 知 识,应该强调，坐标轴z的正向与流体流动方向一致。管子的倾角规定为与水平方向的夹角，对于垂直气井=90, sin=1。在气井管流计算时往往是已知地面参数，计算井底静压和流压，习惯上是以井口作为计算起点（z=0），沿井身向下为z的正向，即与气井流动方向相反。此时，压力梯度取“+”号。,第一节、干气井井底压力计算第二节、气液井拟单相流井底压力计算第三节、气水同产井井底压力计算第四节、气井井筒温度计算第五节、节流装置处的压力、温度变化预测第六节、集输气管流计算,第五章 气井井筒和地面管流动动态预测,第一节、干气井井底压力计算,1、静止气柱的井底压力计算,对于静态气柱，动能和摩擦影响为0，方程可以简化为：,取H沿井轴向下为正，井口时H=0，可以得到,取H沿井轴向上为正，井底时H=0，可以得到：,第一节、干气井井底压力计算,2、流动气柱的井底压力计算,对气体流动，动能损失相对总的能量损失可以忽略不计,vdv=0,讨论垂直管流，,dz=dH,第一节、干气井井底压力计算,3、气体在环形空间流动时的压力计算方法,有效管径（Effective Diameter）,对于环形空间流动：,d2-套管内径，m,d1-油管外径，m,第一节、干气井井底压力计算,（1）环形空间的流速及摩阻,环形空间摩阻项,显然,如果选用平均温度和平均压缩系数流动气柱公式，计算环形空间流动时的井底流动压力,第一节、干气井井底压力计算,（2）雷诺数的计算,因牛顿粘滞力与润湿周长有关，故不能直接用deff代入式中计算Re，正确的做法是用下式计算,（3）摩阻计算,在计算摩阻系数f时，Colebrook公式、Jain公式和Chen公式都可以用。诸式中d用代替deff ，但Re必须按上式确定。,在气田开采过程中，凝析气、湿气中的重烃和水汽，在油管内会部分冷凝成液相，油管内的流动实为气液两相流。但是，与油井相比较，气液比远远高于油井，流态属雾流，即气相是连续相，液相是分散相。对这类气井，为简化计算，将它视为均匀的单相流，称之为拟单相流。,第一节、干气井井底压力计算第二节、气液井拟单相流井底压力计算第三节、气水同产井井底压力计算第四节、气井井筒温度计算第五节、节流装置处的压力、温度变化预测第六节、集输气管流计算,第五章 气井井筒和地面管流动动态预测,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,拟单相流在计算油管内的压力分布时，直接借鉴单相气流的解题思路和步骤，对气液比大于1780m3/m3的井，用此法处理的结果是令人满意的。,凝析气井拟单相流井底压力计算 高气水比气井拟单相流井底压力计算 油水气同采井拟单相流,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,1、凝析气井拟单相流井底压力计算,一般修正方法,（1）气体密度的修正,w-复合气体相对密度；Rg-地面总的生产气油比，m3/m3;M0-凝析油的平均相对分子质量；0-凝析油相对密度； g-凝析气相对密度；qTG-凝析油罐日逸出气量，m3/d； TG-凝析油罐气相对密度,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,一般修正方法,（2）气体压缩系数的修正,再按常规方法确定压缩系数,（3）气体流量的修正,主要是将凝析油折算成标准状态下的气体体积，称为凝析油的相当气相体积，用符号qEG表示，单位是Sm3/m3。,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,相态平衡修正方法,两个以上的相共存，如果长时间宏观上没有任何物质在相际之间传递，就可以认为这些相之间已达到平衡，称这种平衡为相平衡。,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,相态平衡修正方法,在给定凝析气系统总组成的情况下，根据闪蒸计算方法，可求出井筒中在不同压力和温度下的气、液摩尔分数V、L，各组分在气、液相中所占的百分数(yi，xi)以及气、液相的压缩系数(Zv，ZL)。,求出气、液相的相对分子量Mv, ML，再利用气体状态方程即可得到气、凝析油的密度g、o，混合物密度仍采用前面介绍的方法计算。,气体流量的修正,凝析油、气总质量流量为：,凝析油、气的质量流量分数为:,则井筒条件下凝析油、气的质量流量为：,井筒条件下凝析油、气的体积流量为：,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,2、高气水比气井拟单相流井底压力计算,1988年Oden针对高气水比气井计算井底压力的需要，对Cullender和Smith计算方法进行补充，提出了一个更为完善的计算公式，用于含水汽较多的气井计算井底流动压力。,从思路上讲，Oden的想法与推导复合气体相对密度的想法相同。其主要特点是提出了井内流体比容(Specific Volume of the Mixture)的概念。,气水比很高，水成分散液滴悬浮于气流中； 气、水两相体积可以叠加。,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,Vg1m3(标)气体折算到p、T条件下的体积，m3(气)/m3(标)；Vw每生产1m3(标)气体，伴生水的体积，m3(水)/m3(标)；因水的压缩性很小，因p、T的变化引起的体积变化可以忽略；mg1m3(标)气体的质量，kg/m3(标)；mw每生产1m3(标)气体，伴生水的质量。因质量守恒，认为等于水在p、T条件下的质量，kg/m3(标)。,第一节、干气井井底压力计算第二节、气液井拟单相流井底压力计算第三节、气水同产井井底压力计算第四节、气井井筒温度计算第五节、节流装置处的压力、温度变化预测第六节、集输气管流计算,第五章 气井井筒和地面管流动动态预测,第三节、气水同产井井底的计算,能量供给和消耗差异 流动型态差异 流动参数变化 压力梯度分布差异,Pwh Pb 单相流 Pwh Pb ，PwfPb某一点开始出现两相流 Pwf Pb 两相流,单相流与多相流的比较,发生条件：,第三节、气水同产井井底的计算,主要内容,气液两相流特性参数和基本概念 气液两相管流的流型 气液两相管流压力梯度方程及求解步骤 气液两相管流计算方法,第三节、气水同产井井底的计算,1、气液两相管流特性参数和基本概念,滑脱现象,气液混合物上升的垂直或倾斜管中，由于气液密度差异造成气液速度差异，而出现的气体超越液体上升的现象,两相的速度差叫滑脱速度,第三节、气水同产井井底的计算,持液率（真实含液率）,单位管长内液体体积与单位管长容积的比值，持液率实质是指在两相流动的过流段面上，液相面积AL占总过流断面面积A的份额,持气率（空隙率）,HG+ HL =1,第三节、气水同产井井底的计算,表观速度,真实速度,定义：假设某相单独充满并流过管子截面的速度。,气、液相在各自所占流通面积上的就地局部速度的平均值,第三节、气水同产井井底的计算,混合物速度或两相速度,滑脱速度,若不存在滑脱现象时，vs=0，则：,两相混合物总体积流量与流通截面的总面积之比,气液相真实速度之差,第三节、气水同产井井底的计算,气液混合物密度,液相密度,微小流段中两相质量与其体积之比,若气井有凝析油和水，则液相密度计算式为：,其中：,第三节、气水同产井井底的计算,2、气液两相管流流型,定义：油气两相混合物中油气的分布状态。,流态不一样，压力计算模型就不一样,垂直管气液两相管流流型,第三节、气水同产井井底的计算,特征：,纯液流：无气相，管内流动的是均质液体,从井底到井筒压力等于Pb的点之间 流体密度最大 压力梯度最大 压力分布曲线为直线,第三节、气水同产井井底的计算,泡流,特征：,气体是分散相，液体是连续相； 总流量不大，流速较低，摩阻小，密度比纯液流低； 气体主要影响混合物密度,对摩阻影响不大； 滑脱现象严重，滑脱损失最大； 压降分布曲线呈上凹型。,第三节、气水同产井井底的计算,特征：,气体是分散相，液体是连续相； 气体体积流量较泡流大,摩阻较泡流大,密度较小,滑脱较小； 液相和气相共同决定流动压力梯度； 两相流中举升效率最高的流型。,段塞流,第三节、气水同产井井底的计算,特征：,过渡流(环雾流),液体靠中心气流的摩擦携带作用向上运移； 气相、液相均为连续相;体积流量较大,密度小; 压降以重力为主过渡为以摩阻为主 ； 总压降比段塞流大，压降曲线呈上凸型。,第三节、气水同产井井底的计算,特征：,雾状流,气体是连续相，液体是分散相； 密度很小,滑脱最小，摩阻大,流速很大,压降主要消耗在摩阻上。 压降梯度变得更大,压能损失更为严重。,第三节、气水同产井井底的计算,3、气液两相管流压力梯度方程及求解步骤,压力梯度方程,单相流,多相流,第三节、气水同产井井底的计算,3、气液两相管流压力梯度方程及求解步骤,求解方法,迭代法,按压力增量迭代求解,按管段长度增量迭代求解,将压力梯度写成压力增量形式：,第三节、气水同产井井底的计算,求解步骤：,(1)以井口或井底为起点(由已知压力的位置点),取一管段长度增量(H一般取50100m),并估计这一区间的压降值P估计(由经验定),计算出区间的平均温度和平均压力；,(2)计算平均T、P条件下流体的有关物性参数(m、vm、fm、m);,(5)计算有关无量纲量，判断流型；,(3)计算某一T、P条件下气、液密度，并计算气、液体积流量；,(4)计算气、液和混合物的表观速度和质量流量；,(6)计算相应持液率、两相摩阻系数；,(7)计算混合物密度；,(8)计算压力增量；,(9)重复(1)-(8)步，直到计算的P满足精度要求,(10)将H1+H 赋予H1，p1+p赋予p1,重复19步直到计算到预计的终点位置为止；,第一节、干气井井底压力计算第二节、气液井拟单相流井底压力计算第三节、气水同产井井底压力计算第四节、气井井筒温度计算第五节、节流装置处的压力、温度变化预测第六节、集输气管流计算,第五章 气井井筒和地面管流动动态预测,第四节、气井井筒温度计算,根据气液在井中流动的特点，从基本方程出发，结合Sagar等人的研究成果，综合考虑焦耳汤姆森效应，相变引起的焓变等因素，导出了一种井筒温降分布的计算方法。,井筒中，气液同时向上流，取长为的微元控制体，假定为稳定流。,连续方程：,能量方程：,Gt-混合物的总质量流量，kg/s；vm-混合物流速，m/s; W-控制体所做的功，Nm/s；Qe-外界传给控制体的热量，kcal/s;J-热功当量，Nm/kcal；hm-气液混合物热焓，kcal/g,第一节、干气井井底压力计算第二节、气液井拟单相流井底压力计算第三节、气水同产井井底压力计算第四节、气井井筒温度计算第五节、节流装置处的压力、温度变化预测第六节、集输气管流计算,第五章 气井井筒和地面管流动动态预测,一、油嘴流动的特点,套压(Pc):指油管和套管环空的压力,回压(PB或P2):油嘴后剩余压力,又是地面管线流动的动力。,油压(Pt或P1):原油举升到井口时的剩余能量，又是通过油嘴的动力。,第五节、节流处的温度压力变化预测,气嘴的作用：节流降压；调节和控制油井产量,保持油井稳定生产；有效地控制底水锥进和地层出砂。,第五节、节流处的温度压力变化预测,1临界流动,临界流速流体的流速达到压力波在流体介质中的传播速度，即声速。,临界流动状态流体达到临界速度时的流动状 态。,第五节、节流处的温度压力变化预测,当 P1=P2时,即 P2/P1=1时，q =0 ab 段：P2/P1 q b点,当P2/P1 =c 时，q达到最大; bc段： P2/P1 q=C,达到最大流量时的压力比(P2/P1)c 称为临界压力比。 (P2/P1)c这一点叫临界点,这点的流动叫临界流动。这时的流动速度为声速。,2. 流量与气嘴前后压力比的关系,第五节、节流处的温度压力变化预测,二、单相气体嘴流,气体嘴流公式,第五节、节流处的温度压力变化预测,定义:,求导:,第五节、节流处的温度压力变化预测,临界压力比：,式中：k气体绝热指数,当 时为临界流;否则为亚临界流。,对于空气K=1.4,(P2/P1）c=0.528；对天然气K=1.3,(P2/P1）c=0.546;气体大都在0.5左右。,第五节、节流处的温度压力变化预测,计算气嘴流量的公式,亚临界流：,临界流：,说明:qsc-通过油嘴的体积流量(标准状态下),104m3/d。,第五节、节流处的温度压力变化预测,三、节流后气体温度的计算,第五节、节流处的温度压力变化预测,真实气体的状态方程，在节流装置上游进口处有,节流装置喉部，则为,天然气节流装置的流动可视为绝热过程，则有,第一节、干气井井底压力计算第二节、气液井拟单相流井底压力计算第三节、气水同产井井底压力计算第四节、气井井筒温度计算第五节、节流装置处的压力、温度变化预测第六节、集输气管流计算,第五章 气井井筒和地面管流动动态预测,参数简述,（1）输气管内的平均压力 （2）输气管内的平均温度 （3）输气管内允许流速 （4）输气管内允许工作压力,第四节 水平管流计算,（1） 输气管内的平均压力,假设一单位长度的管线,AB段,第四节 水平管流计算,BC段,假设AC，BC段压缩因子相等,第四节 水平管流计算,对AB段，平均压力为：,(2) 输气管内的平均温度,温度取决的因素： 与外界的换热 焦耳 - 汤姆逊效应 高差变化 速度变化,第四节 水平管流计算,如忽略：,高差变化 焦耳 - 汤姆逊效应 速度变化,根据Papay公式，有：,第四节 水平管流计算,(3) 输气管内允许流速,概念：冲蚀作用气流速度过高而产生对管壁的剥蚀,如下几种情况会加剧剥蚀 （1）管线中含有酸性气体 （2）天然气中含有固相颗粒,第四节 水平管流计算,(4) 输气管内允许工作压力,增大压力,增大输气量,压力过大,破坏输气管,第四节 水平管流计算,机械加工、腐蚀和冲蚀余量之和,纵向焊接系数,管材的允许应力,输气管外径,满足工作压力、机械加工、腐蚀和冲蚀余量所需要的最小壁厚,铁素体钢的使用系数,第六章,气井生产系统动态分析与管理,第六章 气井生产系统动态分析与管理,第一节、气井生产系统节点分析第二节、气井生产工作制度与生产特征第三节、气井出水与排水采气工艺第四节、优选管柱排水采气工艺第五节、泡沫排水采气工艺第六节、其它排水采气工艺,第一节、气井生产系统节点分析,一、气井生产系统二、气井生产系统节点分析三、气井生产系统节点分析的步骤四、普通节点分析五、敏感性参数分析六、函数节点分析,一、气井生产系统,气井生产系统：由储层、举升油管、针形阀、地面集气管线、分离器等多个部件串联组成。,一、气井生产系统,气井生产系统是一个连续的流动过程，是一个统一的整体生产系统包含很多流动过程，每个过程流动规律不同,各部分压力损失不一样，与内部参数有关后面讲到的分析方法就是利用压力损耗与系统内部参数有关的思想进行的,节点定义,节点（Nodel）：不同流动过程的衔接点,1、节点设置,节点处的压力、温度是唯一的； 流入、流出节点的流体质量相等（质量守恒）。 前一个流动过程的流出压力等于后一个流动过程的流入压力（能量守恒）,应用节点方法分析气井生产系统的基本出发点,二、气井生产系统节点分析,l普通节点：气体通过这类节点时，节点本身不产生与流量有关的压降。,l函数节点：气体通过这类节点时，要产生与流量相关的压降。,1、节点设置,节点分类,二、气井生产系统节点分析,主要节点,一般取个节点,普通节点,地层、井底井口、 分离器,函数节点,完井段、 井底气嘴井下安全阀、地面气嘴,1、节点设置,二、气井生产系统节点分析,解节点的定义 在运用节点分析方法解决具体问题时，通常在分析系统中选择某一节点，此节点一般称为解节点（Solution node）。,解节点将气井生产系统分为两大部分,l流入(Inflow)部分： 始节点到解节点包括的部分 l流出(Outflow)部分： 解节点到末节点包括的部分,2、解节点的选择,二、气井生产系统节点分析,解节点的选择,原则上，应该使解节点尽可能靠近分析对象。,2、解节点的选择,二、气井生产系统节点分析,解节点位置选择与研究内容关系,有利于分析和评价地面集输管线和油管的管径,有利于分析系统参数变化对整个井网或单井的影响,有利于分析完井方式、完井参数对气井的影响,有利于分析气层供气能力、井筒举升能力、预测气井的产量变化,有利于分析气嘴对产能的影响，选择嘴径,有利于分地层压力对气井产能的影响，预测不同地层压力的产能,二、气井生产系统节点分析,3、流入和流出动态特征,系统参数和流量变化引起解节点压力的变化,流入(出)曲线： 流入(出)解节点的压力与流量的关系曲线。,将Inflow与Outflow曲线综合到一个图上,二、气井生产系统节点分析,4、协调点,Inflow曲线与Outflow曲线的交点为协调点。,协调点只反映气井在某一条件下的生产状态，并不是气井的最佳生产状态。,二、气井生产系统节点分析,三、气井生产系统节点分析步骤, 选取解节点；, 建立流入部分模型，计算流入动态；, 建立流出部分模型，计算流出动态；,作出流入、流出动态曲线；,找出协调点，进行分析, 确定研究对象；,1、解节点在地层,四、普通节点分析,2、解节点在井底,四、普通节点分析,不同解节点下进行节点分析所获得的产量相同,产量与解节点的位置无关,解节点的位置不同，节点的压力不同，流入和流出动态曲线的形状不一样，计算的工作量存在较大差异,四、普通节点分析,五、参数敏感性分析,目的 找出气井生产系统的合理参数，确定气井最佳生产状态。方法 改变系统参数，分析这些系统参数对系统流动特性的影响，从而确定气井最佳生产状态。,影响气井产能的因素很多，如油管尺寸、表皮系数、射孔密度、井口压力、地层压力等。,五、参数敏感性分析,1、井口压力对气井产能的影响,求出不同井口压力下流入和流出动态曲线的协调点,五、参数敏感性分析,2、油管尺寸对气井产能的影响,六、函数节点分析,差示曲线：将流入和流出动态曲线相减，获得的产量与压差关系曲线,射孔密度对气井产能的影响,将差示曲线和解节点本身的压降与产量的关系曲线绘制在同一图上,气井生产系统分析的用途,使气井以最小的能量损失达到最有效的目标产量 1、对新井，选择完井方式，确定油套管尺寸、合理生产压差；2、对生产井，找出限制气井生产的不利因素，提出整改措施；3、优选气井的最佳控制产量；4、分析气井的停喷原因；5、确定排水采气时机，优选排水采气方式；6、进行经济分析，寻求最佳方案；7、预测未来气井产量随时间的变化；8、找出提高气井产量的途径。,对于新井，优化完井参数和优选油管尺寸；对于老井，科学地管理好生产。,第六章 气井生产系统动态分析与管理,第一节、气井生产系统节点分析第二节、气井生产工作制度与生产特征第三节、气井出水与排水采气工艺第四节、优选管柱排水采气工艺第五节、泡沫排水采气工艺第六节、其它排水采气工艺,第二节、气井生产工作制度与生产特征,一、气井合理产量的确定二、气井生产工作制度三、常规气藏的采气工艺四、常规气井的生产动态分析与管理,一、气井合理产量的确定,保持气井在某一产量条件下生产不仅可以使气井在较低投入下较长时间稳产，而且可以使气藏能在合理的采气速度下获得较高的采收率，从而获得较好的经济效益。把这一产量叫做气井的合理产量,一、气井合理产量的确定,1、合理产量的确定原则,气藏保持合理采气速度 气井井身结构不受破坏 气井出水晚期，不造成早期突发性水淹 平稳供气、产能接替的原则 合理产量与市场需求协调的原则,气藏保持较长时间稳产气藏压力均衡下降气井无水采气期长，采收率高气藏开采时间相对较短，采收率高所需井数少，投资省，经济效益好,一、气井合理产量的确定,2、气井合理产量的确定方法,经验法是国内外油气田开发工作者长期经验的总结，无多大的理论依据，它是按无阻流量的1/51/6作为气井生产的合理产量。,经验法,一、气井合理产量的确定,采气曲线法,采气曲线法确定气井合理产量着重考虑的是减少气井渗流的非达西效应,西56井,西35-1井,一、气井合理产量的确定,生产系统节点分析方法,西35-1井流入流出动态关系曲线（油管内径：40.3mm）,西35-1井流入流出动态关系曲线（油管内径：62mm）,西35-1井流入流出动态关系曲线（井口压力：1MPa）,西35-1井流入流出动态关系曲线（井口压力：5.5MPa）,一、气井合理产量的确定,最优化方法,该方法是以气井产量和采气指数最大作为追求目标，以非达西效应，生产压差不超过额定值和地层压力下降与采气程度关系作为约束条件的一种配产方法。在建立最优化数学模型之后，采用多目标优化算法进行求解。,一、气井合理产量的确定,合理生产压差法,根据气田开发时间经验,取原始地层压力的10%15%作为气井的合理生产压差,也可根据试井和气田的实际情况统计确定气井的合理生产压差,进而确定气井的合理产量。对于一些因地层砂岩疏松,容易出砂的气田,应通过试井和生产资料确定地层临界出砂压差。对于有边、底水的气藏,还需结合预防边水舌进或底水锥进和气井携液问题,综合确定气井的合理生产压差和产量。,二、气井生产工作制度,气井生产工作制度又称工艺制度，是指适应气井产层地质特征和满足生产需要时，气井产量和生产压差应遵循的关系。,二、气井生产工作制度,1、定产量生产,生产特征,在一定的时间内，产气量一定 地层压力、井低压力和井口压力随时间缓慢下降， 要保持产量一定，需增大生产压差，当生产压差达到某一极限时，该生产工艺结束。,优点,产量高，采气成本低，易于管理,二、气井生产工作制度,动态预测,1）地层压力,2）井底压力,3）井口压力,二、气井生产工作制度,预测过程的流程图,二、气井生产工作制度,2、定井口(井底)压力生产,生产特征,适应范围,wh=C或pwh=C ，随t增大而减小，qsc迅速降低。,定井口压力制度一般应用在气藏附近无低压管网，天然气要继续输到脱硫厂或高压管网的气井；或需要维持井底压力高于凝析压力的气井。,动态预测,二、气井生产工作制度,3、确定气井生产工作制度时应考虑的因素,（1）地质因素 1）地层岩石胶结程度 地层岩石疏松，当气体流速过高时砂粒将脱落，易堵塞气流通道，严重时可导致地层垮塌，堵塞外底，使产量降低，甚至堵死气层而停产。另外，高速流动的砂子易磨损油管、阀门和管线。所以，地层疏松的气井(砂层)宜选择定井底流速或定井壁压力梯度采气，在地层不出砂，井底不被破坏条件下生产。,2）地层水的活跃程度 在地层水活跃的气藏上采气时，如果控制不当容易引起底水锥进或边水舌进。结果使井底附近地层渗流条件变坏，增加了天然气流动阻力，使气井产量减少，严重时可使气井水淹。所以在有水气藏采气初期，气井宜选用定压差生产制度，延续气井产地层水。,二、气井生产工作制度,（2）影响气井工作制度的采气工艺因素 1）天然气在井筒中的流速 气井生产时必须保证井底天然气有一定流速，以带出井底积液，防止液体在井筒聚积。 2）水合物的形成 把气井控制在高于水合物形成的温度条件下生产，以保证生产稳定。 3）凝析气的露点压力 如果凝析油在地层中凝析后便无法采出，且增大渗流阻力。在采气过程中为防止凝折油在地层中凝析出，井底流压应高于凝析油析出的露点压力。,3、确定气井生产工作制度时应考虑的因素,二、气井生产工作制度,3、确定气井生产工作制度时应考虑的因素,（3）影响气井工作制度的井身技术因素 1）套管内压力的控制 生产时的最低套压，不能低于套管被挤毁时的允许压力，以防套管被挤坏。 2）油管直径对产量的限制 由于油管品种和其它原因，常常未能按产量要求和设计要求选择合适直径的油管。对一些高产气井或是产气量很少的产水气井，不合适的油管将影响气井的正常采气。,（4）影响气井工作制度的其它因素 主要有用户用气负荷的变化，气藏采气速度的影响，输气管线压力的影响等因素都可能影响气井产量和工艺制度。,三、常规气藏的采气工艺,采气工艺技术水平直接影响着气田的开采效率和效益。不同类型气藏的采气工艺技术有着不同的技术内容要求。只有根据不同类型气藏特点，正确采取与之相适应的采气工艺技术，才能确保气井的科学、安全、稳定生产。,按照气藏的特征、开采特点和方式可以将气藏进行分类常规气藏和特殊气藏,常规气藏,特殊气藏,纯气藏有边、底水气藏低压气藏,含硫气藏凝析气藏,三、常规气藏的采气工艺,1、无水气藏气井的开采,无水气藏是指气层中无边底水和层间水的气藏（也包含边底水不活跃的气藏）。这类气藏的驱动方式主要是气驱。,无水气藏气井的开采特征,（1）气井的阶段开采明显,产量上升阶段 稳产阶段 递减阶段 低压小产量阶段,三、常规气藏的采气工艺,（2）气井合理产量,根据气井二项式方程和稳定试井指示曲线确定，根据试井及生产资料分析统计，无水气井的合理产量一般宜控制在无阻流量的1520。,（3）气井稳产期和递减期的产量、压力能够预测,（4）采气速度只影响气藏稳产期 的时间长短，而不影响最终采收率。,采气速度会影响气藏(气井)稳产期的长短。采气速度高，稳产年限短。反之，则稳产年限长。从气驱气藏生产趋势来看，它们的采收率都是很高的，可达90以上。,三、常规气藏的采气工艺,无水气藏气井开采工艺措施,（1）可以适当采用大压差采气,增加了大缝洞与微小缝隙之间的压差，使微缝隙里的气易排出；可充分发挥低渗透区的补给作用；可发挥低压层的作用；能提高气藏采气速度，满足生产需要；净化井底，改善井底渗透条件。,（2）应正确确定合理的采气速度,（3）充分利用气藏能量,（4）采用气举排液,调整地面设备周期性降压排除井底积液,优点,三、常规气藏的采气工艺,2、有边、底水气藏气井开采工艺措施,（1）动态特征,此类气藏有边、底水存在，且边底水活跃。如果措施不当，气层水会过早侵入气藏，使气井早期出水，这不仅会严重加快气井的产量递减，而且会降低气藏的采收率。,（2）出水的三个明显阶段,预兆阶段：气井水中氯根含量明显上升，由几十上升到几千、几万mg/l，压力、气产量、水产量无明显变化。 显示阶段：水量开始上升，井口压力、气产量波动。 出水阶段：气井出水增多，井口压力、产量大幅度下降。,三、常规气藏的采气工艺,（3）治水措施,出水的形式不一样，采取的相应措施也不相同。根据出水的地质条件不同，采取的治水措施归纳起来有控、堵、排三个方面。,控水采气,气井在出水前后，为了使气井更好地产气，都存在控制出水的问题。对水的控制是通过控制气带水的最小流量或控制临界压差来实现，一般通过控制井口角式节流阀或井口压力来实现。,三、常规气藏的采气工艺,堵水,对水窜型气层出水，应以堵为主，通过生产测井搞清出水层段，把出水层段封堵死。 对水锥型出水气井，先控制压差，延长出水显示阶段。在气层钻开程度较大时，可封堵井底，使人工井底适当提高，把水堵在井底以下。,排水采气,为了消除地下水活动对气井产能的影响，可以加强排水工作。如在水活跃区打排水井或改水淹井为排水井等，减少水向主力气井流动的能力。,三、常规气藏的采气工艺,三、常规气藏的采气工艺,3、低压气藏的采输气工艺,气藏通常采用是衰竭式开采。因此，随天然气的不断采出，气藏压力将逐渐降低，在开采的中、后期，气藏就处于低压开采阶段。,因此，当气井的井口压力接近输压或低于输压时，气井生产因受井口输压波动影响，难以维持正常生产，严重时由于井口压力低于输压而使气井被迫关井停产。这样，将使较多的、还有一定生产能力的气井过早停产，大大降低了气藏采收率。为此，需要采用一些特殊的方法，以维持气井的生产。,三、常规气藏的采气工艺,（1）高低压分输工艺,由于低压气井井口压力较低，不宜进入长输干线。因此，可根据具体情况，利用现有的场站和管网加以改造和利用。如：减少站场、管线的压力损失；改变天然气流向；使低压气就近进入低压管网或就近输给用户，而不进入高压长输管线等。这样可在井口压力不变条件下，维持气井正常生产，提高低压气井生产能力和供气能力，延长气井的生产期。,三、常规气藏的采气工艺,（2）使用天然气喷射助采工艺,由于气藏一般为多产层系统，气藏中存在同一气田、同一集气站既有高压气井又有低压气井这一特点。为更好地发挥高压气井能量，提高低压气井的生产能力，使之满足输气要求，可使用喷射器，利用高压气井的压力能提高低压气井的压力，使之达到输送压力。,三、常规气藏的采气工艺,（3）建立压缩机站,当气田进入末期开采时，对于剩余储量较大，而又不具备上述开采条件的低压气井，可建压缩机站，将采出的低压气进行增压后进入输气干线或输往用户。这也是降低气井废弃压力，增大气井采气量，提高气井最终采收率的一项重要措施。,区块集中增压采气 所谓区块集中增压，即以一个增压站对全气田统一集中增压。 单井分散增压采气 所谓单井分散增压采气，就是在单井直接安装低压力、小压比的小型压缩机，把各气井的天然气增压输往集气站，再由站上的大型压缩机组集中增压到用户,三、常规气藏的采气工艺,4、负压采气工艺技术,（1）负压采气工艺技术对气井的要求,负压采气工艺技术是当气井井口压力为负压（低于大气压）时采用的采气工艺技术。这项技术通过一定的工艺设备措施，将气井井口压力由大于或等于大气压降为负压来实现采气。,必须是低压气井（井口压力低于集输干线压力）； 必须有良好的完井； 剩余储量要较为可观，以保证较好的社会效益为前提； 最好是无水气田或无水气井，如是有水气田，必须同时采用排水采气工艺，方能实施负压采气工艺技术； 地层渗透性好，具有可抽性。,三、常规气藏的采气工艺,（2）方案设计,使气井井口压力降为负值,分离气体中的液体和固体杂质,真空泵和压缩机串联匹配的自动控制反映时间,将真空泵输出的0.1MPa的天然气增压达到输气干线压力,四、常规气井的生产动态分析与管理,四、常规气井的生产动态分析与管理,气井生产动态分析：是利用气井的静、动态资料，并结合井的生产史以及目前生产状况，借助于数理统计法、图解法、对比法、物质平衡法和渗流力学等方法，分析气井生产参数及其变化原因，提出相应的改进措施，,内 容,分析气井配产方案和工艺制度是否合理； 分析气井生产有无变化以及变化的原因； 分析各类气井的生产特征和变化规律； 分析气井增产措施及效果； 分析井下和地面采输设备的工作状况。,程 序,收集资料,了解现状,找出问题,查明原因,提出措施,方法和步骤,地面井筒地层,单井井组气藏,压力和产量结合进行综合分析，抓住主要矛盾，提出解决措施,四、常规气井的生产动态分析与管理,（1）气井生产正常时的指示曲线高、中、底产的正常气井的指示曲线一般都呈直线，符合二项式渗流规律。直线在纵坐标上的截距为系数a，tg=b，曲线方程为,1、用试井资料分析气井动态,四、常规气井的生产动态分析与管理,（2）大产量测点时指示曲线向上翘b点以后曲线上翘为弧线，反映了边底水较活动。,四、常规气井的生产动态分析与管理,（3）小产量测点时指示曲线上翘,原因：1）小产量测点时井底有污物堵塞或积液，随着产量的增加井底污物被逐渐带出，C点以后污物喷净，井底渗滤性能变好，生产稳定正常， 曲线为直线 。 2）在C点以前测算的井底流动压力pwf比实际的偏低也会使曲线向上弯曲。,四、常规气井的生产动态分析与管理,（4）指示曲线向下弯曲,原因：1）井底附近渗滤性能变好。 2）高、低压两气层干扰，在小产量测点时，主要由高压层产气。随井底压力降低，低压层气量增加，使指示曲线向下弯曲。,四、常规气井的生产动态分析与管理,（5）指示曲线不规则与二项式产气方程式理论不符，这是由于测点的压力，产量不稳定所致，除人为的因素外，大多数是渗滤差的小产量气井，这类井用稳定法试井无效。,四、常规气井的生产动态分析与管理,2、用采气曲线分析气井动态,一般包括：日产气量、水量、油量、油压、套压、出砂等与生产时间的关系曲线。,生产数据（产量、压力）与生产时间关系曲线,（1）从采气曲线划分气井类型和特点,出水气井,纯气井,压力、产量,压力、产量,四、常规气井的生产动态分析与管理,（1）从采气曲线划分气井类型和特点,压力、产量,压力、产量,压力、产量,高产气井采气曲线,中产气井采气曲线,低产气井采气曲线,四、常规气井的生产动态分析与管理,（2）用采气曲线判断井内情况,压力、产量,压力、产量,油管有水柱影响当油管内有水柱，将使油压显著下降。产水量增加时油压下降速度相对加快。,井口附近油管断裂的采气曲线曲线特征：产量不变，油压上升，油套压相等。,四、常规气井的生产动态分析与管理,（3）利用采气曲线可分析气井生产规律,利用正常生产时的采气曲线，可分析以下规律： 井口压力与产气量关系规律； 地层压降与采出气量关系规律； 生产压差与产量规律； 水气比随压力、气量变化规律,四、常规气井的生产动态分析与管理,3、用日常生产数据分析气井动态,（1）利用油压、套压分析井筒情况,油管生产 油压套压 油、套合采 油压套压开井 油管生产 油压套压 油、套合采 油压套压 井筒内无液柱 油压套压 油管液柱高于环空液柱 油压套压,四、常规气井的生产动态分析与管理,（2）由生产资料判断产水类型,气井产出水一般有两类。一类是气层水，包括边水、底水等；另一类是非气层水，包括凝析水，泥浆水，残酸水，外来水等。 气层水氯根含量高，非气层水氯根含量低，以此可以区别气层水和非气层水。至于气层水与外来水(非气层的地层水)还需结合其它资料分析区别。,四、常规气井的生产动态分析与管理,（3）根据生产资料分析是否有边底水侵入,由以下几种情况综合判断气井产水是否是边(底)水浸入：1)钻探证实气藏存在边、底水；2)井身结构完好，不可能有外来水窜入；3)气井产水的水性与边水一致；4)采气压差增加，可能引起底水锥进，气井产水量增加；5)历次试井结果对比：指示曲线上，开始上翘的“偏高点”(出水点)的生产压差逐渐减小，证明水锥高度逐渐增高，单位压差下的产水量增大。,四、常规气井的生产动态分析与管理,（4）根据生产资料分析是否有外来水侵入,1)经钻探知道气层上面或下面有水层；2)气井固井质量不合格，或套管下得浅，裸露层多，以及在采气过程中发生套管破裂，提供了外来水入井通道；3)水性与气藏水性不同；4)井底流压高于水层压力下生产时，气井不出水，低于水层压力时则出水；5)水气比规律出现异常。,四、常规气井的生产动态分析与管理,综上所述，气井出现问题的原因是多方面的。同一问题可由不同原因引起，而同一原因，又可引起多个生产数据的变化。 如产量大幅度下降既可能是地面故障，也可能是井下故障，还有可能是地层压力下降和水的影响等因素造成的。 在进行原因分析时，应按先地面，后井筒，再气层的顺序逐次分析、排除。如首先分析是否有多井集气干扰和输压变化影响，集气管线、阀门、设备等是否有堵塞，排除后再验证井筒是否积液、井壁垮塌或油管堵塞等。同时，还应了解邻井生产情况。在地面、井筒、邻井等原因排除后，才能集中全力分析气层。,第六章 气井生产系统动态分析与管理,第一节、气井生产系统节点分析