气井井筒积液机理及积液预测研究

气井井筒积液处理方法概述

气井井筒积液处理方法汇总 摘要：井筒积液是凝析气藏产量下降的一个重要因素，如不及时发现和排除，气井有可能因积液严重而水淹。目前油田正在推广使用的各种典型排水采气技术主要有优选管柱排液、气举排液、泡沫排液、机械排液、超声波排液和天然气循环排液等。现场需根据单井实际情况，选择适合的排液术，避免水淹提高采收率。 关键词：凝析气藏、井筒积液、排水采气技术、采收率； 前言 凝析气藏气井积液的危害主要表现在以下几方面：①气井积液或底水锥进，对气井产生分割，形成死气区，使最终采收率降低，一般纯气驱气藏最终采收率可达90％以上，水驱气藏采收率仅为40％～50％，气藏因气水两相流动和低渗透区的水封隔作用而难以采出，一次开采的平均采收率在40％以下；②气井产水后，降低了气相渗透率，使气层受到伤害，渗流过程中压力损失增大，产气量迅速下降，提前进入递减期；③气井积液后，油管柱内形成两相流动，压力损失增大，气藏的能量损失也增大，导致气井由于自喷带水采气，并逐渐恶化转为间接生产，最后因积液严重而水淹。因此，及时诊断井筒积液是否存在并采取适当的措施，对气井正常生产具有重要意义。 1.井筒积液的原因分析 气井在生产后期，由于地层压力、气井产能下降，井筒温度梯度增大，因温度下降导致天然气中的部分成分在井筒内凝析而形成凝析液，而气井产气量又不足以带出该部分凝析液时，凝析液就回落至井底，产生井筒积液。凝析液积液对气井生产影响较地层液积液大，在纯气井出现凝析液积液的初期，地层压力相对较高的情况下，积液达到一定程度后气井可以靠自身能量带出积液。 2.常用排液采气技术 2.1泡沫排液采气 泡沫排液技术是通过向井底注入降低气液界面张力的起泡剂，它与水混合在气流搅动下形成低密度的泡沫，易被气流带至井口。起泡剂有降低界面张力，使气液两相更易分散混合、降阻等作用，它的注入有利于气液两相垂管流态的转变、减少滑脱损失，以达到减少井内积

井筒积液识别

胜利油田浅层产水气藏井筒积液的预测与识别 摘要 胜利油田浅层气藏以河流相沉积的透镜状岩性气藏为主，开发中易出水，井筒积液现象在气藏开发中较为普遍。由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，气井正常生产中较难察觉。由于井筒积液容易对近井地带及储层造成伤害，严重影响气井产量，因此井筒积液状况的准确判断，直接影响产水气藏的开发效果。本文在浅析浅层产水气藏井筒积液形成机理的基础上，对其动态预测与识别方法进行了探索。 主题词 浅层气藏 井筒积液 形成机理 预测与识别 胜利油田浅层产水气藏的开采中，由于产液量较小（一般在2～5m 3 /d ），多数气井在正常生产时的流态为雾状流，液体以液滴的形式由气体携带到地面。但当气井产量较小时，将不能提供足够的能量使井筒中的液体连续流出井口，液体将与气流呈反方向流动，并积存于井底，形成积液，对产层形成回压，回压的增加将大大影响气井的产量。随着产气量下降，气井的排液能力降低，造成进一步的积液和产量下降，形成恶性循环。由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，多数积液气井生产中井口并未见水，因此较难察觉。为此，笔者根据胜利油田产水气藏开发特点，提出了井筒积液的预测模型和几种简便的动态识别方法。 1 根据临界流量预测井底积液 边底水进入井底后，井筒出现气液两相流。当储层的压力较大、气体产量较高的情况下，井筒内以环雾状流型为主；随着气藏能量降低，气体产量下降，井筒内还会出现搅拌流和段塞流。一旦井筒内出现了搅拌流或段塞流，气体携液能力明显下降。因此，当井筒内出现非环雾流时的气体产量可称为气体携液临界产量，气井产量低于临界产量时就会出现“井筒积液”现象。由于胜利浅层气藏气井出水量小，生产气液比一般高于1400m 3 (标)/m 3 ，适合采用高气液比携液临界产量模型。 1.1模型建立 通常现场采用的气井携液临界流速的公式为 5.025.025.0/)( 6.6g g l g V ρρρσ-= (1) 式中：g V 为携液临界流速，s m /；σ为液滴表面张力，m N /；l ρ为液滴密度，3/m kg ； g ρ为气体密度，3/m kg 。 在模型（1）的推导过程中，气体的雷诺数范围假设为5410210?<

_井筒积液典型症状_法判断气井积液_张贱荣

在气井生产过程中，井筒积液会增加气井的回压，限制气井的产能，尤其对于低压气井，井筒积液过多会导致气井完全停喷，从而影响气藏的采收率。李闽、Ｔｕｒｎｅｒ等研究从气井携液临界流量入手来判断气井积液；ＧＵＯ、赵先进等研究用确定动能因子的下限值来判断气井积液。本文利用井筒典型症状法并结合动能因子来判断气井积液。气井生产时通常会产出一些液体，这些液体主要来源于气态烃类的凝析作用（凝析液）、地层中储集层的地层水或层间水。当气井中的积液未导致气井停喷时，气井中液体通常是以液滴的形式分布在气相中，流动总是在雾状流范围内，气体是连续相而液体是非连续相流动。当气相不能提供足够的能量来使井筒中的液体连续流出井口时，就会在气井井底形成积液。通过研究发现气井井筒积液时有着典型的症状，诸如：产量突然下降、井口出现液体段塞、井筒压力梯度变化大、产液量降低、油套压波动大、油套压差大、环空液面上升等。通过对气井的多项生产数据指标的监测可以达到提早识别井筒积液的目 的。动能因子反映气水两相在油管内的流动特征。依据ＧＵＯ、赵先进、刘志森等的研究，气井积液的关键控制因素是井底条件。动能因子Ｆ计算公式为： （１） 从动能因子关系式中看出，当工作制度不变时，日产气量越大，井底流压越小，动能因子就越大，携液能力也就越强。“井筒积液典型症状”预测法是依据地面的生产数据进行的气井积液判断，动能因子是从井底进行气井积液判断，所以把“井筒积液典型症状”预测法和动能因子结合起来可以更加准确的判断气井积液。以ＤＫ１３井区的４５－１井为例。该井井深２８７０．３ｍ，于２００６年９ 月投产，至２００９年６月３０日累积产气６１０．７８５２×１０ｍ，累积产水 １０５．８８ｍ，用图１、图２描述４５－１井生产动态。 由图１可看出，随着油嘴直径的增大，前期的产量随之增加，但到了后期却反而下降，这说明气井后期可能积液了。图１中２００６年１２月７日，日产水量１．１６ｍ／ｄ是采取提产带液和套注泡沫剂的措施下采出的，当措施过后，１２月８日到１２月１３日日产水量降为０．３９ｍ／ｄ，这之后日产水量再降为０．０８￣０．０９ｍ／ｄ；２００７年２月６日，日产水量３．３９ｍ／ｄ是采取提产带液和套注泡沫剂的措施下采出的，当措施过后，日产水 量再降为０．０８￣０．０９ｍ／ｄ。这种迹象也表明气井可能积液。 在４５－１井生产期间共对其进行了四次流压及井筒压力梯度测试，测试结果显示均积液，这验证了上述分析的正确性。测试数据如表１所示。 由图２可看出，４５－１井在生产过程中的油压波动较大，油套压差 平均３．５ＭＰａ，最大的达到７．９ＭＰａ。表１中的油套压差是在气井不同程度积液后测得，其平均值为３．７ＭＰａ，而气井刚积液时的油套压差要小于该值。综合以上分析可知，４５－１井在整个生产过程中均不同程度积液。现利用公式（１）计算４５－１井整个生产过程的动能因子，其动能因子范围为２．５６￣９．１５，４５－１井的部分计算的动能因子如表２所示。这跟赵先进等研究的积液判断标准相符，也证实了前面的分析是正确的。 通过上述实例可看出，利用“井筒积液典型症状”可以快速有效地判断气井井筒积液，再利用动能因子可以进一步验正气井是否积液，这两种方法可以相互补充。（１）用“井筒积液典型症状”预测气井是否积液时，要综合分析产气（液）量的变化、油（套）压的波动及油套压差值的大小等几方面。该方法是从气井的表现症状去判断气井是否积液，用到的压力及油套压差数据值受压力计的计量精确度影响，此方法具有一定的适用性。 （２）“井筒积液典型症状”预测法是依据地面的生产数据，从现象上判断气井是否积液；动能因子是从理论上判断气井是否积液，所以把“井筒积液典型症状”预测法和动能因子结合起来可以更加准确地判断气井积液。 ［１］ ［２］ ［３］ ［４］ ［５］ ［４］ ［５］［６］４３ ３３ ３ ３３３ １ 方法与原理 ２ 实例应用 ３ 结论 参考文献 式中：－动能因子；－日产气量，ｍ?ｄ；ｍ?ｓ；；－天然气相对密度，无因 次； －井底条件下天然气偏差系数，无因次；－井底气流温度，Ｋ；－井底流动压力，ＭＰａ；－油管直径，ｍ。 图１ＤＫ３０井区４５－１井日产气（水）量与工作制度 表１ＤＫ３０井区４５－１井流压及井筒压力梯度测试数据 表２ＤＫ３０井区４５－１井部分计算的动能因子 ３－１－１（转１５４页） “井筒积液典型症状”法判断气井积液 张贱荣 贾保奎 罗迪 ① ② ① （西南石油大学石油工程学院②中国石油长庆油田第五采油厂冯地坑采油作业区） ①摘要关键词气井井筒积液时一般会降低气井产能，从而影响气藏的采收率。于是在气井生产中气井井筒积液值得关注，预测和判断气井积液就变得非常重要。研究发现气井井筒积液时常伴随产量突然下降、油套压波动大、油套压差大、井筒压力梯度变化大等典型症状。依据气井生产动态资料，通过井筒积液典型症状法预测和判断气井积液，并结合动能因子，得出井筒积液典型症状法具有一定的适用性。 井筒积液典型症状动能因子气井图２ ＤＫ３０井区４５－１井油、套压及油套压差

气井积液情况分析

龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/9d10019051.html, 气井积液情况分析 作者：文菁菁唐瑜罗兰婷罗西 来源：《科技创新导报》2015年第11期 摘要：气藏在开采过程中，随着采出程度的增加和地层压力的下降，生产中往往伴随着 边底水、凝析油的侵入，这对天然气的开采危害很大，轻则使产气量降低，重则导致井筒积液、水淹停喷。该文通过对X-16井的实际带液能力及储量的分析计算，知道怎样判别气井积液，在气井初期积液可依靠自身能量能够满足正常带液生产，但随着气藏能量的下降，带液效果不佳，需要外在措施来满足排液采气需要，通过计算该井剩余储量来评估采取措施的必要性。 关键词：积液带液排液采气储量 中图分类号：TE375 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）04（b）-0234-01 1 气井生产情况 X-16井为定产量生产气井，该井月平均工作套压3.77 MPa，油压3.02 MPa，油套压差0.75 MPa，日产气0.6×104 m3/d，日产凝析油0.1 t，日产水0.01 m3/d。该井正常生产过程中，无法将所产液体完全带出，致使该井的油压呈逐渐下降趋势。为保证该井的正常生产，该井采取的定期降压提产带液的措施。每隔1 d放喷带液已经不能完全带出井底积液，所以采取每天带液的临时措施，采取该措施后生产比较稳定。下一步就是要对该井的实际带液能力、储量进行计算，看是否有采取排液采气工艺的必要性。 2 气井带液能力分析 2.1 气井压力梯度 许多气井常规试井测试表明，油管鞋附近常常表现出压力梯度异常现象，即其梯度超过纯气柱的梯度。纯气柱压力梯度一般不超过0.2 MPa/100 m，超过就可初步判定井筒为气液柱或井底有积液现象，梯度越大说明积液越严重。X-16测试流压真重，气层中部绝对压力为 5.8270 MPa，梯度为0.2630 MPa/100 m，井底是有积液的。 2.2 气井临界携液流量 为保证气井不积液，气井产量必须大于临界携液流量[1]。1969年，Turner等人[2]建立了液滴模型，国内外许多研究者在Turner液滴模型的基础上，提出了多种新的计算模型。推导 出的临界流速公式只不过是系数不一样，是对Turner液滴模型进行的修正或改进 [3]。

二氧化碳应用于气井气举排液分析

二氧化碳应用于气井气举排液分析 发表时间：2010-07-06T16:15:04.013Z 来源：《价值工程》2010年第1月下旬供稿作者：秦贵宾 [导读] 根据是否采用诱喷手段，气井排液可分为井筒排液、地层排液和井筒地层两者综合排液三种方式。 秦贵宾（大庆油田有限责任公司大庆榆树林油田开发有限责任公司，大庆 163453） 摘要：在井下作业和酸化过程中，大量液体进入了井筒和地层中，导致气井井口压力低而不能正常开井生产；如不彻底将这些液体排出井外，不但影响气井产量，甚至会产生二次污染，大大降低酸化措施效果。针对上述问题，又综合考虑到液氮气举费用较高，借鉴液氮气举的工作原理，2008年在芳深X井进行二氧化碳气举排液现场试验，取得了较好的排液效果，气井均恢复了正常生产，理论分析与现场试验表明：液态二氧化碳气举气井是可行的。 关键词：气举；复合排液；液态二氧化碳 中图分类号：TE35 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2010）03-0032-02 1 二氧化碳气举工作原理 液态二氧化碳气举与液氮气举工作原理相似，是一种人工举升方式,它是先通过泵车将液态二氧化碳增压，然后注入到油套环形空间内，整个施工过程中不需要动管柱。其中注入到油套环形空间的液态二氧化碳与地层能量换热后体积膨胀，使得Pi不断上升，随着注入的不断进行，Pi和Pd不断增大，当Pi+Pd+Pc>Pt时，油套环形空间中的液体就会向油管内流动；当Pi+Pd增大一定程度时，即当 Pi+Pd+Pc>Pt+ρgh就会有液体从油管排出。如果在二氧化碳气举前从油管内向井底加入了泡排剂，在注入的不断搅动下，井底液体起泡，密度变小，这样使得在较小的Pi+Pd条件下，就可将油管内液体举出井口，最终有利于在短期内将井底积液举出井口。其中Pi为井口二氧化碳注入压力，Pd为注入油套环形空间内液态二氧化碳产生的静液柱压力，Pc油套环形空间内液体产生的静液柱压力，Pt为油管内液体产生的静液柱压力，ρ为举出流体的密度，h为油管内液体顶界面距离井口的高度，整个过程不考虑流动过程产生的摩擦阻力。 注入的二氧化碳极易溶于水，一定程度上可以降低井筒内液体的密度，有利于举升；并且二氧化碳在油管上升过程中，压力不断降低，体积逐渐增大，二氧化碳的二次膨胀也对液体起到携带作用。 2 现场应用情况 根据是否采用诱喷手段，气井排液可分为井筒排液、地层排液和井筒地层两者综合排液三种方式。第一种排液方式是井筒排液，这一过程主要依靠二氧化碳气举人工能量补充或泡排剂助排共同排液；第二种排液方式是地层排液，它主要是在井筒排液见效后，利用地层能量将地层和井筒中的液体带出井口；第三种排液方式是井筒地层两者综合排液，它主要是考虑到排液初期地层产液量较多，当地层产液量大于井口排液量时，利用人工能量补充的方式将井底积液带出井口。以下是两口井二氧化碳气举现场排液情况：芳深X井二氧化碳气举排液情况。（1）气井概况。芳深X井自2003年11月投产以来，累计生产1078.5h，平均日产液态二氧化碳 13.3t，累计生产液态二氧化碳595.7t，液化率按50%计算，折算井口来气约65.5270×104m3，约采出动用储量的0.33%。2007年9月30 日-11月11日进行了换管柱、采气树等作业，液氮气举后井口压力达到了7.5MPa，后经约一个月的压力恢复，井口最高压力达到8.2MPa，与作业前井口最高压力12.5MPa相差4.3MPa。分析认为：芳深X井在作业过程压入密度为1.15-1.23g/cm3的压井液约600m3，后经过两次气举，排出约100m3压井液，这样约有500m3压井液存在于井筒和近井筒附近，井底积液严重导致了气井不能实现正常生产。针对上述情况，现场试验了二氧化碳气举排液。（2）现场排液情况。由于地层流体能量有限，仅依靠放空很难将大量的油管堵塞物和井底积液带出井外；借鉴液氮气举的工作原理，通过二氧化碳“套注油排”人工能量补充和井口开口放空，有助于携带大量的井底脏物和水份。3月7日到3月8日，基本上维持套管注，油管放，放空气体中带有大量水份，但由于现场没有水量计量装置，故二氧化碳气举排水量无法准确确定；累计注入液态二氧化碳50t，累计注、放时间14.8h，平均注入速度3.4t/h。 芳深X井自二氧化碳吞吐排水后，经过约20天的压力恢复，井口压力由7.5MPa上升到了11.0MPa。从曲线可知：目前井口压力比二氧化碳气举排水前增加了2.8MPa。 通过油套压、产气量变化情况可知：芳深X井二氧化碳气举排水现场试验取得了明显效果，借鉴其成功经验并考虑到升气X井井筒积液较为严重，现场试验了二氧化碳气举+泡排复合排液。 3 二氧化碳气举与其它排液方式对比 3.1 与液氮气举对比。氮气不易溶解于水中，而二氧化碳极易溶解于水，可形成弱酸环境，一定程度上可抑制粘土矿物的膨胀，削弱井底积液对地层的水敏伤害；并且在二氧化碳气举过程中，随着压力的降低，溶解在水中的二氧化碳会解析出来，一定程度上可起到携水的作用。 液氮气举一次约8万元，费用较高，并且一次气举一般不能将气井彻底举活，需多次气举才能完成，结果增加了液氮气举的费用；这样对于低产低效井，整体经济效益低。而二氧化碳气举由于液态二氧化碳成本低，气举一次约1万元，经过1-2次气举可将气井彻底举活，累计费用约1-2万元，对于低产低效井，具有施工成本低，整体经济效益较明显的优点。 3.2与提捞排液对比。提捞工艺应用于低产、低能、低产出液井的定期排液，抽汲深度<2000m，日产水<1m3。而二氧化碳气举具有施工压力高、排量大等特点，可完成中浅层气井的气举，也可以完成深井的气举。提捞工艺技术对井下管柱要求比较严格，管柱不能有变形、变径等情况。而二氧化碳气气举对管柱要求不严格，只要油管连通能形成一个循环的通道即可。提捞排液需要有防喷装置，如果气井压力恢复速度远超过防喷装置密封速度，该井极有可能发生井喷事故，存在一定的安全隐患。 4 结论及认识 （1）液态二氧化碳气举排水在原理上与液氮气举相似，通过对芳深X井现场应用二氧化碳气举排出了大量液体，油套压和产气量均大幅增加，现场试验表明液态二氧化碳气举气气井井筒积液是可行的。（2）二氧化碳气举采用反注方式，即套注油排，考虑到注入的液态二氧化碳温度较低（-20℃），通过注入二氧化碳温度预测模块可知，当注入速度、注入时间较大时，井口附近的温度可能会降到0℃以下；为了避免注入过程中发生井筒冻堵，应在有套压或在套压为零但加注部分隔离液（建议为甲醇）的前提下再注入液态二氧化碳进行气举。（3）气井排液分为井筒排液、地层排液和井筒地层综合排液三种方式；当井筒排液有效后，地层依靠自身能量进行地层排液，但当地层产出液量大于井口排出液量时，即井口压力不断下降时，表明已产生严重井底积液，此时可以考虑采取间歇液态二氧化碳气举。（4）综合考虑排水效果、施工经济性、天然气气井实际情况等方面，需要对液态二氧化碳气举+泡排复合排水技术进行合理优化，不断提高其排水效果

天然气井井筒积液判识技术研究

天然气井井筒积液判识技术研究 发表时间：2018-08-10T15:32:40.233Z 来源：《科技中国》2018年4期作者：安峰韩智伊陈庆军郑杰李广利[导读] 摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田属于典型“三低”气藏，储层普遍含气，气层普遍有水，气井投产后，普遍产水，产量低，递减快。统计分析发现，苏里格气田平均单井产量1.0X104m3／d，产量低导致产水气井携液能力减弱，易造成气井普遍出水，井筒普遍积液。尤其是随着气田开发的不断深入， 摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田属于典型“三低”气藏，储层普遍含气，气层普遍有水，气井投产后，普遍产水，产量低，递减快。统计分析发现，苏里格气田平均单井产量1.0X104m3／d，产量低导致产水气井携液能力减弱，易造成气井普遍出水，井筒普遍积液。尤其是随着气田开发的不断深入，产量逐步递减造成气井携液能力持续下降，产水气井逐年增多，气井产水、井筒积液已经严重影响到了气井的正常生产和产能发挥。因此，及时对天然气井井筒积液进行判识并采取针对的应对措施非常关键，本文就天然气井井筒积液常用的相关判识技术进行了研究。 关键词：天然气井井筒积液判识技术 1 前言 苏里格气田采取低成本开发战略，气井井筒内压裂管柱与生产管柱一体化，且投产前投放井下节流器进行节流生产，地面采用井间串接、井口湿气计量的集输工艺。特殊的井筒和地面工艺决定了排水采气工艺的难度，单井井口不能定量计量产水量，气井积液、产水情况不能快速准确识别。随着气田开发的不断深入，产量逐步递减造成气井携液能力持续下降，产水气井逐年增多，气井产水、井筒积液已经严重影响到了气井的正常生产和产能发挥。气井积液判识，已经成为能否针对有效实施排水采气的关键环节。结合积液井生产特征及近几年开展的气井积液判识研究，形成了气井定性判断积液状况和定量确定井筒积液判识技术。 2气井积液判识研究 2.1定性判断一直观法 日产气量和套管压力波动是气井积液的重要标志，对于低产气井，积液的征兆是出现套压升高；高产井则呈现套压降低，日常生产中，常用以下几种方法直观判断气井积液情况。 （1）采气曲线法：套压上升，产气量下降，判断积液；套压不变，产气量下降，判断积液；套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势，判断积液。 （2）油套压差法：根据关井后套压与油压之差，来判断气井井筒是否有积液存在。 （3）采气曲线法：生产期间，套压连续10天不变或上升，且产气量下降，总下降幅度超过20％，判断为产生积液。 （4）采气曲线法：生产期间，套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势。套压、产气量波动幅度超过20％，两个周期后，判断为产生积液。 （5）采气曲线法：生产期间，24dx时内油压、套压变化超过20％，产量变化超过50％等复杂情况进行报警提示，人工判断处理。 （6）油套压差法：关井3天后，油套压差大于3MPa，判断为产生积液。 2.2定量判断 定量判断气井积液有5种方法：临界携液流量法、动能因子法、回声液面探测法、压力梯度测试法、气液两相计量法。 2.2.1临界携液流量法 在生产井中确定井口处气体的最小速度，以保证液体能够被采出地面而不致降落在井中，井口处天然气的速度可以通过采气曲线，取得井口压力和日产气量来计算。国外Libson根据自己的经验把井口处油管中的气流速度为1000英尺／分钟(约305m／min)看作是井保持自喷的临界速度。 根据R．V．Smith的研究，从Wesf Pomhandle和Hugoton气田的经验发现，要持续地从井中排出烃类液体，所需要的速度为5-10英尺／秒，而排水则需要有10-20英尺／秒的速度。临界速度也可以由Turner等模型进行计算，计算公式如下：临界流速为： 临界流量为： qcr=2.5x104 根据单井油管规格、井口油压、日产气量计算临界携液流量，当日产气量小于临界携液流量2/3根据单井油管规格、井口油压、日产气量计算临界携液流量，当日产气量小于临界携液流量2/3时判断为产生积液。 2.2.2动能因子法 动能因子(油管鞋处)反映了气水两相在油管内的流动特征。其公式表示为： 分析流速与临界流速的关系，当井底流速无限接近椭球形临界流速时，动能因子为5；当井底流速无限接近与tumer模型时，动能因子为12。如果动能因子小于5，则井筒积液一定有积液，动能因子大于5d小于12时，则可能积液，当动能因子大于12时则不积液。通过生产实践及现场实测，取动能因子8为判断标准。 根据单井油管规格、井口油压、日产气量计算动能因子，当动能因子小于8时，则井底有积液。 2.2.3回声液面探测法 回声仪探液面测试原理：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。 声速法计算液面：测出声波反射时间，再根据声速来计算液面位置D=TV／2，其中D：井口到液面的距离；T：声波从发射到接收的时间；V：声速。 接箍法计算液面：根据液面的反射界面和油管节箍的反射界面来进行液面深度的计算。 D=L×N，其中D：井口到液面的距离；L：平均节箍间距离；N：反射节箍个数。 2.2.4压力梯度测试法

气井井筒积液机理及积液预测研究

本栏目合办单位：中国石油大学（北京）北京雅丹科技开发有限公司 49 中国石油和化工 2011?06□　赵婧姝 向耀权 檀朝东 （中国石油大学（北京），北京昌平，１０２２４９） 气井井筒积液机理及积液预测研究 摘 要：本文通过产水气井不同产水阶段井筒特性参数的研究，分析探讨气井积液机理。在掌握积液规律的 基础上，对出水量较大的生产气井，运用临界携液流量方法进行积液预测研究，为气井控水开发、提高气藏采收率提供技术依据。 关键词：积液预测　临界携液流量　多相流 １　前言 随着气田的持续开发，储量动用的提高，开发井网的完善，气井出水量和出水气井数呈不断增多的趋势，气井井筒积液和出水影响正常生产等问题逐步显现，气井出水使单相气体渗流转变为气水两相渗流，不仅造成气相渗透率降低，同时大量消耗地层能量，井筒内不能携带的积液降低生产压差，造成气井低产甚至停产。井筒积液和出水已经成为制约气井产能的重要原因。 ２　气井井筒积液机理研究 气井积液是从井筒开始的，井筒条件的恶化是导致气井不能正常带液生产的直接条件，研究气井带水生产时井筒参数的变化，对于探寻气井的积液规律有着重要的意义［１］。目前，国内外学者已经通过大量的理论和实验研究，建立起成熟的多相流压力计算方法。本文将运用多相流方法，计算气井带水生产时井筒气水流态、持液率、压力等参数的变化，从机理上掌握气井的积液规律。气井生产时，不同的井筒参数反映不同的气井状况，研究井筒参数的变化，可以对产水气井进行积液诊断，从而帮助分析气井的积液机理。 以西部涩北气田的产水气井为例，计算气井在不同水气比阶段气井井筒流态、持液率、气液速度、压力损失的变化，分析气井从正常生产到积液的变化情况。涩北气田是典型的低产水气田，选择比较有代表性的气井进行分析，气井基础数据如下：井深１１３０ｍ，地层压力１２．３ＭＰａ，地温梯度３．０℃／１００ｍ，日产气在３×１０４ｍ３／ｄ左右。分析气井在三个水气比阶段：低水气比阶段（０．０３ｍ３／１０４ｍ３）、中等水气比阶段（０．３ｍ３／１０４ｍ３）、高等水气比阶段（３ｍ３／１０４ｍ３），气井出水由小变大时的井筒参数变化。 ２．１　不同水气比下井筒流态变化 不同水气比下井筒流态变化分别如图１～图３所示， 其中图１为０．０３ｍ３／１０４ｍ３水气比井筒流态变化，图２为０．３ｍ３／１０４ｍ３水气比井筒流态变化，图３为３ｍ３／１０４ｍ３水气比井筒流态变化。通过对比研究发现气井产水量较少时，在低水气比和中等水气比生产阶段（０．０３～０．３ｍ３／１０４ｍ３水气比），气井正常带液生产，整个井筒流态为带水能力较好的环雾流，当出水量增大，水气比上升到３ｍ３／１０４ｍ３时，井筒流态恶化，井筒下部会出段塞流，气井带液生产能力下降，气井可能有积液的危险。