气井生产系统分析

1.天然气:以石蜡族低分子饱和烃为主的烃类气体和少量非烃类的气体组成的混合气2.干气:在地层中呈气态,采出后在一般地面设备的温度和压力下不析出或析出极少的液态烃的天然气3.偏差系数(压缩因子):在一定温度和压力下,一定质量气体实际占有的体积与在相同条件下作为李想气体应该占有的体积之比4.天然气粘度:单位面积上的剪切力与垂直流动方向上的速度梯度的比例系数为流体粘度5..IPR曲线:在地层压力不变的条件下,井底流压与产气量的关系曲线6.气井产能:一定井底压力下,由地层向井底供气的能力7.绝对无阻流量:当井底压力降至大气压时,气井达到的最大产量Qmax8.节点分析:研究气田开发系统中的气藏、采气工程和集输工程之间压力与流量关系的方法9.气井生产系统:采出流体从储层到供给边界到计量分离器的整个流动过程10.气井工作制度: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11.气井合理产量:对一口气井有相对较高的产量,在该产量下有一定稳定时间的产量12.气井系统分析:把气流从地层到用户的流动作用为一个研究对象,对全系统的压力损耗进行综合分析13.排水采气:排除井筒积液,降低井底回压,增大井下压差,提高气井带水能力和自喷能力,确保产水水汽井正常采气的生产工艺14.矿场集输系统:将气井采出的天然气,经分离,调压,计量后,集中起来输送到天然气处理厂或者直接进入输气干线的全过程15.天然气井场流程:把从气井采出的,含有各种杂质的高压天然气,变成适合矿场输送的合格天然气的各种井场设备的组合16.天然气流量:单位时间内流过管道横截面或明渠横截面的流体17.烃露点:在一定压力下,气相中出现第一滴微小烃类液体的平衡温度18.绝对湿度:单位数量天然气中所含水汽的质量19.相对湿度:一定条件下,天然气绝对湿度与该条件下饱和绝对湿度的比重20.饱和绝对湿度:在某一温度下天然气所含的最大的水蒸汽量21.露点温度:指一定压力下,天然气为水汽饱和的温度22.水合物:由水分子和碳氢气体分子组成的结晶状固态简单化合物23.天然气脱水:从天然气中脱除水汽以降低露点的工艺24.露点降:一定压力下,被水汽饱和的天然气露点温度与经过脱水装置后天然气露点温度差25.烃点降:在一定压力下,气相中出现第一滴微笑烃类液体的平衡温度26.露点温度:在一定压力下,天然气为水汽饱和的温度26.低压气井:地层压力与气层中部等高度静水柱压力只比小于0.8的气井27.节流效应:高压气体通过节流后成为低压气流,气体温度套发生变化,温度变化的范围随气体性质,节流前后的压差大小以及气体节流前压力,温度等因素而定28.产能试井:地层压力一定,用不同井底流动压力测试气井产气量29.井场流程: 把从气井采出的、含有各种杂质的高压天然气，变成适合矿场输送的合格天然气的各种井场设备的组合。

气井生产系统节点分析一、引言气井生产系统是指通过井口来采集天然气的工程系统。

为了确保气井生产系统的正常运行和有效生产，需要对其节点进行详细的分析。

本文将对气井生产系统的节点进行分析和讨论，探讨其在生产过程中的重要作用和关键问题。

二、气井生产系统节点气井生产系统可以分为以下几个节点：1.井筒口节点：井筒口是气井生产系统的入口，通过井口将天然气输送到地面设备进行处理和加工。

井筒口节点是整个系统的起始点，对气井的产能和运行状况有重要影响。

2.气井节点：气井是气井生产系统的核心。

在气井节点中，天然气从地下储层通过井筒抽取到地面。

气井节点的关键问题包括气井产能、产量变化、压力控制等。

3.分离器节点：分离器是气井生产系统中的关键设备，用于将从气井中抽取上来的混合物进行分离，分离出天然气和其他组分。

分离器节点的稳定运行对确保气井生产系统的正常运行至关重要。

4.储气罐节点：储气罐用于储存从气井中抽取上来的天然气，以满足后续加工和使用的需求。

储气罐节点的容量足够大、泄漏率低、稳定性好是保障天然气储存安全的关键。

5.加工设备节点：加工设备是气井生产系统中的重要环节，包括压缩机、冷凝器、除尘器等。

加工设备的稳定运行和有效效率对提高天然气的质量和产量具有重要作用。

6.输出节点：输出节点是气井生产系统的出口，将经过加工和处理的天然气输送到用户或其他消费地。

输出节点的畅通和稳定对天然气供应的连续性和可靠性至关重要。

三、节点分析方法在对气井生产系统的节点进行分析时，可以采用以下几种方法：1.分析系统参数：对每个节点的参数进行详细分析，包括流量、压力、温度等。

通过对这些参数的分析，可以评估节点运行的稳定性和效率。

2.制定运行规程：根据系统参数分析的结果，制定相应的运行规程。

通过规程的制定，可以确保每个节点按照既定的要求和标准进行运行，提高整个生产系统的运行效率和安全性。

3.检测和监控：对每个节点进行定期的检测和监控，及时发现和解决问题。

气井生产系统节点分析本文主要论述了气井生产系统节点分析中所涉及到的基本概念，基本原理以及相关方法。

进行了天然气在井筒中流动规律的研究，得到了气体稳定流动能量方程。

进行了用节点分析方法排水采气的工艺分析，分别考虑了以井底、井口为解节点的节点分析。

标签：气井生产系统节点分析解结点井生产系统节点分析的研究对象是天然气从油藏到井口的流动，然后对整个生产系统过程中压力的损耗进行全面的分析。

1气井生产系统节点分析基本概念1.1气井系统生产过程天然气从地层经过完井段到达油管然后到井口经过地面气嘴进入集输管线到分离器和压缩机站到输气干线称为天然气的系统生产过程，该过程是完整的没有间断的连续流动。

气井系统生产过程包括气液客服储层的阻力在气藏中的渗流，克服完井段的阻力流入井底，克服管线摩阻和滑脱损失沿垂管或者倾斜管从井底向井口流动，克服地面设备和管线阻力沿集输气管线的流动。

如图1。

1.2节点的设置在气井生产系统中，节点是表示的是一个位置。

通过在生产系统中设置节点，把系统分为几个部分：地层流入段；完井段；油管流动段；地面管线段。

1.3解节点的选择在遇到实际具体问题时，可以选择其中的一个节点来当做解节点。

生产系统就被分成流入部分和流出部分，从始节点到解节点流入部分，从解节点到末节点是流出部分。

2气井生产系统节点分析的基本原理和计算方法2.1气井生产系统分析的基本原理天然气从地层经过完井段到达油管后到井口经过地面气嘴进入集输管线到分离器和压缩机站到输气干线，每个环节都有能量消耗，它们之间的关系是各部分在对应于某一产率下能量消耗与增加的总和。

通过产率和有关的各个参数能够求出各部分压降，最后通过与生产动态拟合确定各主要参数，一口生产气井压力系统分析的数学模型就被建立了。

2.2计算方法简介2.2.1绘制流入动态曲线通常天然气从地层孔隙向井内流动是一个非常复杂的流动状态，流体的流线相互交错，流动速度在不停地增加，这样会破坏线性的渗滤规律，导致产量和压力的平方差不是线性关系。

煤矿矿井通风系统问题分析与解决对策作者：赵清晨来源：《科技创新与应用》2016年第36期摘要：煤矿开采环境比较特殊，在生产过程中机械设备容易出现多种不良情况或突发情况，导致煤矿开采不佳，甚至可能引发安全问题。

就以通风系统来说，通风系统作为煤矿生产的重要组成系统之一，其良好的运行，能够为煤矿生产创造良好的生产环境，提高煤矿生产的安全性。

但煤矿矿井通风系统实际应用的过程中常出现一些问题，导致通风系统应用效果不佳，加剧了煤矿生产安全性。

所以，优化调整煤矿矿井机械设备，保证其良好运行是非常必要的。

以下文章将以通风系统为例，就煤矿矿井通风系统问题进行分析，进而探究解决问题的有效对策，希望对于提高煤矿生产水平有所帮助。

关键词：煤矿矿井；通风系统；问题分析；解决对策煤矿矿井通风系统是保证煤矿生产的主要因素之一，直接影响着井下工作的安全性，是工人施工以及安全生产的保障。

但是，从通风系统构成及其应用实际情况来看，在相对特殊的煤矿生产环境之中，容易受到多种因素的影响，导致容易各种问题，进而降低煤矿生产的安全性，甚至引发安全事故。

针对此种情况，应当加强对通风系统问题的分析，探究有针对性的问题，予以有效处理与控制，使通风系统恢复最佳状态，良好运行，为高质高效的采煤奠定基础。

所以，加强煤矿矿井通风系统的优化调整是非常必要的。

1 煤矿通风系统的简单概述目前，在煤矿矿井之中常用的通风系统，主要是由通风动力、通风网络、通风方法、通风设施等组成，可以充分的发挥通风换气的作用，当然，因通风系统结构复杂，且应用在特殊的生产环境之中，所以通风系统的设置需要具备一定的要求，出于保证矿井下煤矿生产安全、有效进行的考虑，要求通风系统的通风量设置一定要满足应用要求，以便矿井下瓦斯、粉尘含量较少，不会威胁到煤矿安全开采；出于保证风流通畅，能够良好的排除矿井下空气，要求通风系统风流流经路线必须具有较高的完整性和合理性，如此才能使风流通过入风井口进入矿井，顺利的经过各用风作业地点，将矿井下空气排出[1]。

气藏气井生产静态分析题之欧侯瑞魂创作一、*井位于构造顶部,该气藏为底水烘托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏,该井于1984年4月28日完井,井深3058.4米,油层套管7〞×2890.3米,油管21/2〞×3023.3米,井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩,2910.2~2943.5米为页岩,2943.5~3058.4米为深灰色白云岩,井底距离原始气水界面为107.2米,完井测试时,套压15.31MPa,油压14.98MPa,产气38×104m33/d（凝析水）为纯气藏.该井于1986年2月23日10：30开井投产,定产量25×104m3/d,实际生产情况见采气曲线图.1986年4月3日开始,气井生产套压缓慢上升,油压、气量、水量下降,氯根含量无明显变动.4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度,变动情况见井下压力计原始记录.请结合该井的采气曲线和压力计原始记录：1、计算该井压力梯度；2、分析判气绝井采气参数变动的原因.**井井下压力计原始测压记录答：该井在生产过程中套压上升,而油压下降,产气量、产水量下降,氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右,井筒基本为纯气柱.（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻标明油管欠亨畅,气井生产参数变动的原因为油管下部节流所致.二、**井位于**气藏顶部,该气藏为砂岩孔隙性纯气藏,该井于1977年4月23日完井,井深1375.7m,油层套管7〞×1/2〞×1298.8米,衬管5〞××104m3×104m33×104m3/d.请依据该井1978~1990年的采气曲线特征划分生产阶段,并描述出该井各生产阶段的生产特征.答；根据该井采气曲线特征年夜致划分为四个生产阶段：（1）上升阶段（产层净化阶段）：在此阶段,气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升.（2）稳产阶段：产量基本上坚持不变,仅压力下降,在曲线上暗示生产量平稳而压力下降的生产过程.（3）递加阶段：随差开采,当气井能量缺乏以克服地层的流动阻力、井筒的阻力和空中设备的阻力时,产气量明显下降,递加速度快.（4）高压低产相对稳定阶段：产量、压力都很低,递加速度年夜年夜减慢,生产相对稳定,开采时间延续很长.三、×井位于*气藏的北翼2号断层附近,该气藏为碳酸盐岩孔隙———×104m33/d.该井于1975年8月20日投产,定产25×104m3/d,气井井口压力、气量、水量、氯根含量均较稳定,75年12月14日将产气量从23×104m3/d加至28×104m3/d,12月19日,气井生产参数发生突然变动（说见该井采气曲线图）.请利用该井采气曲线图结合完井资料,（1）分析气井生产参数变动的原因.（2）划分气井生产阶段,并描述出各阶段的生产特征.答：该井位于构造北翼2号断层附近,钻井过程中放空0.12m,孔隙、裂缝发育,完井测试时,生产压差小,产气量年夜,是一口高渗高产气井.12月14日加气后,气井油压、产气量下降,产水量、氯根含量上升快,套、油管压差年夜,反映气井为断裂性水特征.因此,气井生产参数变动为气井产地层水所致,气井产地层水的原因是加年夜气量分歧理生产.根据该井的采气曲线特征,年夜致将该井划分为两个生产阶段：一是1975年8月20日—12月19日为无水采气阶段,主要特征为：气井生产套压、油压、气量、水量、氯根含量稳定,套、油压差小,产水量、氯根含量低.二是1975年12月19日—1976年1月15日.为带水生产阶段,其生产特征为：油压、气量下降快、稳定快,产水量、氯根含量上升快、稳定快,套油管压差年夜,垂管中流体阻力年夜.四、**井位于**气藏西南翼,该气藏为底水烘托的碳酸盐岩孔隙——裂缝性气藏.该井于1985年3月24日完井,井深2980.5米,油层套管7〞×2850.3米,油管21/2〞×2940.1米,衬管5〞××104m33/d（地层水）.×104m33/d,气井井口压力、气量基本稳定.1989年4月17日开始,气井生产参数发生明显变动（采气曲线）4月30日10：00~12：00下井下压力计实测井筒井压力梯度了解井筒压力,变动情况见井下压力计测压原始记录.（1）根据该井井下压力计测压数据计算油管中流体压力梯度；（2）根据该井采气曲线和压力梯度分析气井生产参数变动的原因.**井井下压力计原始测压记录答：该井4月17日以后,生产数据中套压缓慢上升,油压、气量、水量下降,4月30日下井下压力计实测油管中流体压力梯度、井深2400m以下,压力梯度从0.141MPa/100升至0.5 MPa/100以上,反映该井井深2400以下的油管中有积液存在,说明该井在4月17日发生的变动主要原因是井筒（油管）积液所致.五、**井位于**气藏南翼,该气藏为底水烘托的碳酸盐裂缝—×104m33/d（凝析水、纯气井）.1985年9月18日8：30开井生产,定产量24×104m33/d,氯根含量、产水产气及井口压力发生缓慢变动,7月中旬气井生产参数基本稳定,具有明显的水锥型出水的基本特征（详见该井采气曲线图）.请利用采气曲线将该井3月2日~7月31日,划出三个出水阶段,并描述出各出水阶段的生产特征.答：该井采气曲线反映该井为水锥形出水气井,依据其特征年夜致分为1986年3月2日—4月10日为出水征兆阶段,此阶段特征为：氯根上升,气井产量、产水量、压力稳定.1986年4月10日—5月20日为出水显示阶段,其特征为：氯根含量、产水量均有上升,井口压力、产气量、产水量、氯根含量均有较年夜摆荡.1986年5月20—7月3日为气井出水阶段（或气井出水产能递加阶段）,此阶段气井井口压力,产量下降,水量上升,套油压差增年夜,各生产参数于7月20日以后基本趋于稳定.六、**井位于构造长轴北段偏东翼,临近①号断层,产气层位：P132,岩性；石灰岩、钻井中在P132层曾放空0.5m,漏失泥浆70m3,岩芯分析,储层基质孔隙度φ×10-3um2.完井测试6小时,稳定0.5小时,P cf16.0MPa,q g：70×104m3/d,不产地层水.一点法计算绝对无阻流量200×104m3/d,井口最年夜关井压力31.0MPa,原始地层压力：43.0MPa.该井为一单裂缝系统,含气面积及气水关系不清楚.投产后先定产30×104m3/d生产两个月,之后定井口压力生产1个月,然后关井复压3个月,井口最高关井压力23.0MPa,尚未稳定,其生产及关井静态特征如图所示.请根据气井静、静态资料分析判断：（1）气井生产及关井静态特性；（2）储集层类型；（3）单井控制储量年夜小.Pw sLgt**井第一次关井压力恢复曲线答：（1）气井生产特征为初始产量、压力高、生产压差小,但稳定性差,压力、产量递加速度快,压力恢复速度也较慢.定产30×104m3/d生产阶段,井口套压由30 MPa下降到20MPa,下降10MPa,平均降6MPa,压力月递加为16.7%.定井口油压18MPa生产阶段,井口产量由30下降至10×104m3/d,月降20×104m3/d,产量月递加率平均高达66.7%.关井压力恢复速度很慢,关井3个月尚未稳定,最高关井压力为23.0MPa,较投产前井口最年夜关井压力31.0MPa低8.0MPa.（2）储层岩芯分析基质中和K均很低,不具备储渗条件,但该井孔洞,裂缝十分发育,暗示在：气井位于断层附近,钻井中有放空和年夜量井漏现象,测试产量高、无阻流量年夜（一点法）压力恢复曲线初始段平缓,综合分析认为,该井储层属裂缝~洞窟型.（3）气井压力恢复曲线呈凹型,生产中压力、产量递加有规律,不产地层水,储集层为裂缝隙——洞窟型,分析气井压力,产量不稳定,不是地层水推进或泥浆污堵影响,而是该井裂缝系统控制储量较小的反映.七、根据下述资料和图件分析*井压裂酸化工作是否有效果(1)生产参数及试井分析A、B值参数时间套压（MPa）油压（MPa）产气量（104m3/d）产水量（m3/d）试井分析摩擦阻力系数A惯性阻力系数B酸化前26 20酸化后26 25（2）酸化施工综合曲线图（3）压力恢复试井曲线图答：1、酸化施工综合曲线上明显可见,t1时刻泵压开始突降,排量和吸指同时上升,反映地层有压开的显示.到t2时刻后泵压、排量和吸指趋于相对稳定,地层吸收指数较高,反映井底附近梗塞已基本解除,地层渗透性能获得改善.2、酸化后压力恢复曲线直线段斜率明显比酸化前变小且试井分析A、B值都年夜年夜下降,都反映井底附近和稍远地带地层渗透性变好,流动阻力减小.3、生产参数比较,在井口套压相同条件下,酸化后日产气量较酸化前增加8.2万方,增幅2.5倍.综上所述,本次压裂酸化增产效果明显,近井地带产层污堵被解除,地层渗透性能获得较年夜改善.八、*井产层为TC41~TC33岩性为白云岩、灰岩,孔隙——裂缝储层,钻井中曾在产层段漏失泥浆53m3,完井后,中型解堵酸化一次（40m3×104m3/d,稳定1：00.该井投产即进行稳定试井1次,随后定产30~35×104m3/d,生产半年后关井复压稳定后,又进行第二次稳定试井,两次测试产量相同,由小到年夜进行测试,两次测试资料整理作二项式指示曲线（如图所示）,请根据上述资料和图件分析该井投产半年后,井下渗透条件有何变动？答：该井完钻试测和第1次稳定试井均暗示出测点稳定水平差的现象,这是钻井和酸化进入产层的泥浆和残酸液末排完,生产中聚集井和进入井筒干扰所致.经过半年的年夜产量（30~35×104m3/d）生产,分析井底附近和井筒中泥浆和残酸已基本排出到空中.第二次稳定试井二项式指示曲线明显落在第一次,且各测点线性关系好,指示线斜率变小,这是产层获得净化渗透条件变好的反映.九、*井为一纯气井,产层C2,岩性白云岩,裂缝——孔隙性储层,该井投产后以10×104m3/d,试生产压力、气量、水量均较稳定,生产三个月后进行了第一次关井复压,并作关井压力恢复试井和试定试井各一次,获取测压功效如下：请根据上述资料分析气井类型（产量和产层渗透性）目前地层压力：P R二项式产气方程：P R2—P Wf22答：该井为裂缝—孔隙性储层,压力恢复速度快,经1小时即基本到达稳定曲线形状为“厂”×104m3/d属高产气井,因此该气井可定为同产高渗型气井.一十、由图回答下列问题1)、该气藏的类型是什么？2)、投产早期哪口井产量低？为什么？3)、哪口井产量下降快？为什么？4)、在气田开采中对这两口井应采用什么办法？答：1)、由图1、图2知该井为边水断层封闭单斜气藏.2)、由图3知投产早期1号井因污染严重,比2号井产量低.3)、由于2号井离气水鸿沟近,投产后是水早产量下降快.4)、由于1号井井下污染严重,所以应进行气层改造,解除井底附近污染,提高气层渗透性.对2号井应控制一定压差生产,防止气井过早见水及水淹.一十一、根据下列曲线说明气井产量下降原因及应采用的办法？气藏的驱动类型？答：1、指示曲线标明,由于截距和斜率都变年夜,说明气井产量下降的原因可能是井底污染严重水平增加及气体在地层中的渗透率下降所致.2、两条流入静态曲线的起点压力值一样,说明地层压力没下降应该是水压驱动.一十二、**集气站管理A、B 、C 、D、E等生产气井,5口气井均在进站保温后二次节流降压,然后分离、计量、集中计量（总计量）,化工厂用气,化工厂装置有一台总计量装置,作为对口计量.1991年8月27日12：30当班职工发现气井各井流量计静差压发生突然变动,输气压力从 2.5MPa下降到 2.3MPa,同时通过德律风询问化工厂的用气情况,并将那时收集的资料数据列于下表,请根据表中的数据,分析变动原因,并提出处置意见.答：根据表中的数据反映,说明集气站至化工厂的输气管线破裂漏气.依据是：A 、B 、C 、D 、E 等5口气井的流量计静压下降2格,差压上升5格,供气量有些上升,总计量的气量同样上升,而化工厂的对口计量静、差后格数反而下降,用户接收到的气量减少、静压下降,标明压力下降,说明集气站至化工厂之间的输气管线有破裂漏气.处置：（1）关井或放空；（2）关输气阀截气绝源,停止供气；（3）通知用户,说明停气原因；（4）补焊输气管线.13、*气藏为碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏,产层埋藏深度为4100~4150m,1987年先后钻获A 、B 、C 、D 、E 等5口气井,为摸清该气藏压力系统、井间关系,1988年6月1日00：00,A 、B 、C 井同时开井试生产,进行井间干扰试验,（6月9日24：00关井恢复压力）,邻近的D 、E 井作观察井观察压力变动,6月14日00：00试验结束,现将这次试验资料数据列于下表,请根据表中的试验资料数据,分析该气藏有几个压力系统.注表中6月1日0：00关井的压力数据均为原始关井压力.答：该气藏可以划分为4个压力系统：A井、B井与其它气井,投产前的原始关井压力分歧,属于分歧的压力系统,C井、D井、E井投产前的原始关井压力一致,均为26.0MPa在井间干扰试验中,仅D井受C井开、关井干扰影响,属于同一压力系统,E井不受C井的开关井影响,属于自力压力系统,因此该气藏的5口气井中有四个压力系统,即；A井、B井、C井、E井等四个压力系统.一十四、*集气站管理A、B、C、D、E等5口生产气井,5口气井均在进站保温后二次节流降压,然后分离、计量,集中计量后,供一家钢厂用气,钢厂在进厂时装置有一台总计量作为与集气站的对口计量装置,输气管线的工作压力为4.5MPa.1991年1月23日2：30,值班职工发现A、B、C、D、E等各井流量计静、差压突然变动,输气压力从2.5上升到3.0MPa,马上通过德律风在询问钢厂的用气情况,现将那时收集到的资料数据列于下表,请根据表中的数据分析变动原因,并提出处置意见.答：根据表中数据反映；集气站至钢厂的输气管有局部静、差压下降,标明钢厂接收到的气量减少,静压下降,反映压力下降.集气站A、B、C、D、E井的静压上升6格左右,差压下降10格左右,标明各井的产气量有所减少,总计量所记气量同样反映为下降,输气压力反而从2.5MPa上升到8.0MPa,说明集气站至钢厂之间的输气管线有局部梗塞,或钢厂压低用气量.处置：输气管线工作压力为4.5MPa,目前实际压力为3.0MPa,可一方面观察输气压力变动,一方面分析管线堵原因,根据梗塞原因采用解堵办法解堵.与钢厂联系,若为钢厂压低用气量,则集气站相应压低供气量.一十五、**集气站管理A、B、C、D、E等5口生产气井,5口气井均在站外,采纳集气支线输至集气站保温,节流降压、分离、计量,然后通过汇管集中计量后输送至用户.该集气站的所有气井均在进站保温后采纳针型阀进行二次节流降压,所使用的流量计均为双波纹管差压流量计.1991年9月15日13：15,值班工人发现A井流量计差压格子数从72格下降至0格以内,立即检查站内其它气井,同样有所变动,现将该集气站13：15前后资料变动情况列于下表,请你根据此表中数据分析变动原因,并提出处置意见.答：该井集气站的资料变动反映：A井井口至集气站的集支线已断裂脱落.依据是：1、总计量流量计静、差压下降,标明集气站接收到的气量减少,而B、C、D、E等4口井计量静压下降未几,差压上升均在10格以上,标明此4口井的气量均有所增加,说明此4口井集气支线工作正常,A井静、差压均下降,而且差压下降到0格以内,进站压力从4.2下降至0.4MPa,而输气压是2.4MPa严重低于汇管压力,标明是A井从井口至集气站的集气支线已断裂脱落,发生倒输所致.处置：1、关进站针型阀,关井口生产控制阀切气绝源；2、组织补焊输气管线,及时开井生产.一十六、**井位于**气藏北翼某集气站内,1987年4月21日完井后,于4月23日8：30开井试生产,开井前,该井关井套压18.45MPa,油压17.52MPa,试生产情况如下表所示,请根据表中生产数据分析该井生产参数变动的原因.答：该井完井后未进行放喷测试就进行试生产,有年夜量的钻井液集中于井筒内,产层中油压比套压低1.07MPa,在试生产过程中,生产压差较年夜,井内、产层中的钻井液被带出,日产水量逐渐减少,产层随之获得净化,产层阻力损失随之减少,气井的套压、油压、气量逐渐上升,因此该井生产参数变动的原因是产层净化所致.一十七、**气藏为碳酸盐岩孔隙——裂缝性气藏,1987年8月1日0点A、B两口相邻的气井同时开井试生产,8月4日24：00试生产结束,关井恢复压力,请根据此次试生产资料、数据分析A、B两气井产层渗透性好怀,并提出气井增产办法,现将A、B两井试生产资料数据列于下表：井号7月31日24：008月1日24：008月2日24：008月3日24：008月4日24：008月5日24：008月6日24：008月7日24：008月8日24：00A井套压（MPa）油压（MPa）产气（104m3）B井套压（MPa）油压（MPa）产气（104m3）答：两气井投产前关井压力基秘闻似,其中A井试生产时,井口压力低、生产压差年夜、产气量小、井口压力、产气量下降快.关井时压力恢复缓,试井产层渗透性差,产层渗滤阻力损失年夜,属低产气井,该气藏产层岩性为碳酸盐岩,该井与渗透性好的B井相邻,建议采纳盐酸进行压裂酸化,改善产层渗透性.B井在试生产时,井口生产压力高,生产压差小,产气量年夜,开关井压力、产气量稳定快,动把持后24小时压力已稳定,表时该井产层渗透性好,属于高渗高产气井,可以不进行酸化.一十八、**集气站管理A、B、C、D等4口生产气井,4口生产井均在进站处采纳集气支线输至站内保温、节流、降压、分离计量,然后集中计量后输至用户.4口气井未产凝析水,井口压力较高,采纳在进站保温后二次节流降压.1991年1月20日4：00值班职工巡回检查时发现A井流量计差压从72格缓慢下降至10格,其它三口井差压均上升5格左右,总计量差压下降,所有流量计静压均有所下降,然后检查压力资料,现将检查所获资料数据列于下表,请根据下列表中数据分析该站变动的原因,并提出处置办法.答：该井站资料数据反映：A井进站节流阀有堵,依据是：（1）A 井流量计差压从72格下降到10格,气井产量减少85%左右,其余三井差压上升,总计量差压下降,静压均有所下降,标明输气管线工作正常.（2）A井进站压力从6.4MPa上升到8.4MPa,流量计静压略有下降,分离器压力未变,说明计量装置、分离器工作正常,堵点应在进站节流阀处.处置办法：分析梗塞原因,解除梗塞.检查保温设备,加强保温,防止节流阀处形成水合物梗塞.一十九、**井井位于**气藏西南翼低渗带,该气藏为底水烘托的碳酸盐岩孔隙—裂隙性弱弹性水驱气藏.该井于1978年10月25日完井,井深2985.3m,油层套压7〞×2850.4m,衬管5〞×2810.2-2984.8m,油管21/2〞××104×104m33×104m33×104m3/d,产水11m3/d,输压1.8Mpa,8月11日下φ34×1100mm的通井规通井至井深2920m未遇阻.注：该井附近无高压气源,无高压用气单元和增压机组.请回答：1、气井近期生产变动原因？ 2、气井出水类型？3、井筒有无积液？4、应采用何种办法？↗6.0Mpa,反映了井筒积液十分严重,急需进行排水采气,考虑到：1、该井附近无高压气源和高压用气单元.2、该井渗透差,产水量小.3、井下套、油压联通情况良好.4、泡沫排水工艺施工方便,则有效等因素,建议该井采纳液体发泡剂进行泡沫排水采气.二十、**井位于**构造北翼,该气藏为碳酸盐岩孔隙-裂缝性含硫气藏,该井于1967年2月4日完井,井深3028.3m,油层套管7〞×2898.4m,水泥返至空中,试压27Mpa 30min27Mpa,井身结构良好,油管21/2〞××104m33/d（纯气井）.×104m33/d,气井生产参数十分稳定,4月2日12：00井站职工巡回检查发现,套压从21.3Mpa下降到21.2Mpa,油压从20.2Mpa上升到20.9Mpa,产气量略有上升,但不明显,产水量无明显变动.当班职工立即检查压力表考克,更换压力表,未发现异常情况,尔后该井的套压、油压差基本坚持在0.1Mpa左右生产,根据该井的压力变动,分折该井井口压力变动的原因？答：该井固井质量较好,套管窜气的可能性不年夜,而套压下降,油压上升反映了井内油管中途断落,断口下部套、油环空的静气柱从油管断口窜入油管,流至井口酿成动气柱,使垂直流动阻力减小.该井油管断落之前,套、油压差为1.1Mpa,断落后反为0.1Mpa,标明油管在井口附近断落,加之该气藏为含硫气藏,硫化氢对钢材具有一定的腐蚀性,因此该井口压力变动的原因是井下油管在井口附近处断落所致.二十一、某井产层为TC41~TC33,碳酸盐岩裂缝—孔隙储层,钻井中曾在产层段漏失泥浆53m3.原始地层压力36MPa.气藏探明储量36×108m3.该井2003年6月投产即进行稳定试井1次,随后生产.生产半年后（Gp：1×108m3）关井复压稳定后,又进行第二次稳定试井,两次测试产量相同,由小到年夜进行测试,两次测试资料如下表.（不考虑Z值变动）序号测试产量（104m3）稳定中深压力（2003年6月）（MPa）稳定中深压力（2004年1月）（MPa）1 102 20 333 304 40 22281、作出两次稳定试井的指示曲线（ΔP2/q g－q g）2、分析产层渗透条件有何变动分析答：该井第1次稳定试井均暗示出测点稳定水平差的现象,这是钻井和酸化进入产层的泥浆和残酸液末排完,生产中聚集井和进入井筒干扰所致.经过半年的生产,分析井底附近和井筒中泥浆和残酸已基本排出到空中.第二次稳定试井二项式指示曲线明显落在第一次,且各测点线性关系好,指示线斜率变小,这是产层获得净化渗透条件变好的反映.。

气井生产情况汇报范文尊敬的领导：我通过对气井生产情况的实时监测和分析，向您汇报我所负责的气井生产情况如下：一、生产情况总览。

截止到目前，我所负责的气井生产情况总体稳定。

产量在合理范围内波动，未出现明显的异常情况。

经过分析，主要原因是我们严格按照生产计划进行操作，保持了良好的生产秩序。

二、生产参数分析。

1. 产量情况，气井产量在过去一段时间内保持平稳，未出现明显的下降趋势。

平均日产气量达到了预期目标，为正常生产提供了充足的保障。

2. 压力情况，气井产出气体的压力在正常范围内波动，未出现异常的压力波动情况。

通过对气井压力进行实时监测，我们及时调整了生产参数，保证了气井的正常生产。

三、生产安全情况。

1. 安全生产，在生产过程中，我们严格执行安全操作规程，加强对生产现场的安全管理，保障了生产人员和设备的安全。

2. 突发事件处理，在生产过程中，我们及时响应突发事件，采取有效措施，保证了生产的连续性和稳定性。

四、存在的问题及建议。

1. 生产设备老化，部分生产设备存在一定程度的老化现象，需要进行及时维护和更新，以确保生产设备的正常运行。

2. 生产参数优化，通过对生产数据的分析，发现了一些生产参数可以进一步优化，以提高气井的生产效率。

五、下一步工作计划。

1. 设备维护更新，计划对存在老化现象的生产设备进行维护和更新，确保设备的正常运行。

2. 生产参数优化，继续对生产参数进行深入分析，找出优化空间，提高气井的生产效率。

3. 安全管理强化，加强对生产现场的安全管理，做好各项安全预防工作，确保生产安全。

以上就是我所负责的气井生产情况的汇报，希望得到您的认可和支持。

在接下来的工作中，我将继续努力，保证气井的稳定生产，为公司的发展贡献力量。

谢谢！此致。

敬礼。