苏里格气井井筒积液量计算方法及应用
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。
气井井筒积液的判断
⽓井井筒积液的判断265⽓井井筒积液的形成是⽔逐渐在井筒累计的⼀个过程，要想清楚的了解积液的本质，⾸先得弄懂积液的过程和危害。
在现场⽣产中，可以通过⽓井的⽣产数据判断⼀⼝⽓井是否存在井筒积液问题，以便于提前采取排⽔措施，保证⽓井长期稳定的开采，提⾼其采收率。
1?⽓井积液的过程⽓井在⽣产的过程当中，当井筒内的⽓体流速降低到不能将液体连续携带⾄井⼝时，部分液体会出现回落，并逐渐累计在井底形成积液。
⽓井的⽣产是⼀个动态的过程，伴随着井底压⼒和温度以及产⽓量⼤⼩的变化，积液形成也有⼀定的过程，主要分为⽓井的⾃喷、正在积液和已经积液三个阶段。
2?⽓井积液的危害积液的形成会造成对⽓层的回压，回压的出现会阻碍⽓体的流动，造成以下⼏种结果：2.1?产⽓量和产⽔量不稳定，逐步下降⽓流在流动的过程中，由于积液产⽣的回压，⽓体流速会呈现不稳定。
这也导致其产⽓量出现波动，且带⽔速度出现波动，产⽔量也不稳定。
2.2?井⼝压⼒下降快，油套压差增⼤随着积液⾯的上升，液体对⽓流上升造成的回压也将进⼀步增⼤，⽓井井⼝压⼒的下降趋势会加快，且由于油套管坏空内的积液⾯低于油管内的积液⾯，这时就会呈现油套压差增⼤。
如油套压差若为4MPa，根据P=ρgh 则可以计算出油管积液⾯与环空积液⾯⾼度差将达到408m。
2.3?⽓井⽔淹，提前停喷积液若不及时处理，情况会越来越严重。
当积液到⼀定程度时会造成⽓井⽔淹，⽓流⽆法到达地⾯，会提前停喷。
3?⽓井积液的判断?以延1-2井区试01井为例：（1）通过⽣产数据判断图１为试01井１个⽉内井⼝油套压变化。
由图１可知：试01井⾃９⽉１⽇后，油压逐步下降，套压基本保持稳定，油套压差呈现上升的趋势，由1.0MPa上升⾄3.0MPa。
图1?试01井井⼝压⼒变化试01井开井后，瞬时流量不稳定，波动⼤，12⼩时内瞬时流量从300m 3/h⾄600m 3/h之间来回波动。
试01井开井后的前三个⼩时内产⽔速度⼤，达0.25m 3/h以上。
苏里格气田泡沫排水采气现场试验资料
一、苏里格积液气井排查
（1）压力出现峰值 一般气井有液体产出而没有井底积液时，
液体以小液滴的形式存在于气体中（雾状 流），并且对节流嘴前后压力没有任何影响； 而当液体以段塞流的形式通过节流嘴时，由 于液体密度相对较大，会导致节流嘴前后压 力产生一个峰值，说明液体开始在井筒中堆 积，或者液体以段塞流的形式到达地面，并 开始以不稳定的流量产出。
长庆油田苏里格气田研究中心
一、苏里格积液气井排查
（2）经验公式法 苏联学者提出了判别井内是否有积液的经验公式，表达式如下：
11
Vkp ? 5.28(45 ? 0.445Pw f )4 Pwf 2 式中： Vkp —气井临界排液速度，m/s； Pw f —井底流动压力，MPa；
研究表明，不积液的气井的临界流速随着井底压力的下降而增加，如果气井油 管鞋处气流速度大于临界流速，则气井不积液，否则气井出现积液。
（2）产量递减曲线分析 平滑的一条是正常生产气井的流量递减
曲线，有剧烈波动的一条是井筒积液气井的 流量递减曲线。显然，积液气井递减快。
流量递减曲线
长庆油田苏里格气田研究中心
一、苏里格积液气井排查
（3）套压上升油压下降 井底积液增加了流体对地层的回压，降低了井口油压。此外，随着液量不断 增加，井筒压力损失较大，流体对地层的回压进一步增大，导致井口油压逐渐降 低。 油套环空封隔器解封，井筒积液特征表现为：产量下降而套压升高，维持该 井生产所需的压差增大。气井生产时，气体会进入油套环空，受地层压力影响， 气体压力较高，导致套压升高。因此，油压降低套压升高表明井底存2000
井号 苏东23-54
套压MPa 15.66
油压MPa 3.32
环空液面m 2889
中深压力MPa 中深m 液面误差% 备注
苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用
苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用摘要：苏里格气田具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，老井产量下降快，采用老井套管开窗侧钻水平井是解决这些问题的有效手段。
本文针对老井开窗侧钻存在的主要技术难点，从井壁稳定、井眼净化、提高润滑性等方面入手，论述了优选钻井液配方、性能、优化工艺措施及参数的具体方法。
并以苏25-38-16C井实际应用情况为例，详细阐述了工艺过程及应用效果。
关键词：苏里格侧钻水平井钻井液摩阻一、前言套管开窗侧钻技术是集套管开窗技术、裸眼轨迹控制技术、小井眼钻井技术、完井技术、小间隙固井技术于一身的综合技术。
目前，国内大部分油田都把套管开窗侧钻技术作为解决探边井、套损井、停产井、报废井的再利用和挖掘剩余油气资源、提高采收率的一种有效手段加以推广应用。
苏里格气田是国内最大的整装气田，随着大范围勘探开发的进行，其布井密度也在逐年增加，井型以直井为主，其井身结构均为二开，即采用Φ311.1mm钻头（Φ244.5mm表层套管）+Φ215.9mm钻头（Φ139.7mm油层套管）的井身结构。
但由于苏里格气田的储层具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，因此在不到数年的时间内，老井产量下降严重是制约苏里格气田发展的一大难题[1]。
为解决该问题，中石油近年来在苏里格部署的井型逐渐转变为水平井，同时开展了侧钻水平井的先导性试验。
二、苏25-38-16C井概况苏25-38-16C为渤海钻探工程有限公司在苏里格实施的第一口侧钻水平井，在原苏25-38-16井的基础上开窗侧钻，老井套管结构为：Ф244.5 mm套管×488.91 m+Ф139.7 mm套管×3330.69 m，新井在原井139.7 mm气层套管2903 m位置使用118 mm钻头进行侧钻，完钻井深3741 m（垂深3173 m），侧钻井段长838 m。
本井目的层为盒8上2，选择在2903 m开窗侧钻，剖面类型为单圆弧，最大井斜角为90.25°，最大水平位移为718.97m。
苏里格气田井下节流气井积液高度计算方法
苏里格气田井下节流气井积液高度计算方法尤星;李赟;李媛;刘晓军;孙扬;王历历;项文钦;寇苗苗;孙泽虎【摘要】产水气井井底积液会给气田及气井本身带来严重的危害,准确诊断气井的积液情况是把握排水采气措施实施的关键.但苏里格气田气井多采用井下节流方式进行生产,常规方法已经不能准确用于其积液深度计算.为此,本文将节流动态模块套入井筒压降系统,采用流动气柱法从井口油压向井底计算压力,采用Ansari流态模拟法从井底向井口计算两相流压力,两种方法的交汇点计算气井积液高度,并在泡沫排水的携液能力、消泡、破乳等问题上,提出积液高度对泡沫排水工艺实施的指导.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)003【总页数】5页(P85-88,101)【关键词】井下节流;井筒积液;积液量计算;泡沫排水;携液能力【作者】尤星;李赟;李媛;刘晓军;孙扬;王历历;项文钦;寇苗苗;孙泽虎【作者单位】中国石油长庆油田分公司第三采气厂,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第三采气厂,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第三采气厂,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第三采气厂,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】TE312苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部，是典型的低渗透、低压、低丰度，以河流砂体为主体储层的致密砂岩岩性气藏。
苏里格气田平均水气比0.542 9m3/104m3。
随着气田的持续开发，积液气井占气井总数的0.32，气井积液已严重影响气井的产量和产能，因此及时准确计算气井积液深度是保障气井正常生产的关键。
井筒气液流动数学模型及气井积液气识别技术
因此人们采用哈盖登原布朗 （Hagedorn-Brown）的
垂直管气水两相流压力计算方法来计算井筒压力剖
面。此方法也适应 W 气田气水井的流动条件。哈盖登-
大部分误差都在 5 %以下，平均误差 1.99 %，表明该方 筒中气液流动变化情况而选用不同的计算方法。
法能较准确计算出积液量。AX 井实测与计算压力剖面 猿援圆 井筒流体动态分析法判识积液
的对比图（见图 3）。
气液流体在流动状态下判识积液，可直接用井下
圆援圆 井筒中有节流器的气液流动下数学模型
试井仪来测试分析。但最简单的方法是在生产状态下，
均液气比由 2012 年的 0.42 m3/104m3 上升到 2016 年的 不断减少，大气泡之间由块状液相隔开，大气泡四周水
0.78 m3/104m（3 见图 1）。
圆缘园园园园
液气比（m3/104m3）
膜有时向下流动，这时形成了段塞状流动。气井生产到
月产气（104m3）
月产液（m3）
员援园
圆园园园园园
布朗应用压降梯度方程，结合实际井深实验，用井底流
压与套压的不同参数反复计算出井底流压与实测数据
进行比较，得出持液率剖面计算出的积液量方程。其实
测与计算的积液量方程如下：
灾 造实测越澡实测伊（栽凿实测/Td1）伊A
（2）
2
dp dz
=籽m gsin兹+fm
籽fr vm 2D
+籽vm
dv m dz
（1）
Vol.3苑 No.8 Aug. 201愿
低产积液气井气举排水井筒流动参数优化
低产积液气井气举排水井筒流动参数优化摘要：苏里格气田气井具有低压、低产、产水、携液能力差等特点，由于井筒积液严重，部分气井出现压力和产量下降过快的现象，制约了气井的正常生产，因此有必要选择合适的排水采气措施来清除井筒积液。
然而，排水采气井筒多相流体流动的机理较复杂，目前，排水采气措施的参数(如气举的注气量)设计多是依靠经验或利用较简单的临界携液流量等参数确定的，针对整个排水采气井筒气液流动规律的变化及能量损失的研究较少。
文中通过采用数值模拟和实验模拟研究相结合的方法，对苏里格气田低产积液气井气举前后整个井筒气液流动规律进行分析，并根据注气量对井筒压降和气举效率的影响，确定适用于苏里格气田气井气举复产的最优注气参数，为选择合适的排水采气措施提供了理论指导。
关键词：低产气井;积液;气举;井筒流动规律;流型;井筒压降苏里格气田是一个低压、低渗、低丰度岩性气藏，气井普遍具有低压、低产、产水、携液能力差等特点。
以苏6井区为例，截至2013年3月，该区累计投产气井273口，平均单井产气0.86x104 m3/d，产水0.32 m3/d，水气比0.36 m3/104 m3。
目前，多数气井已进人低压低产期，由于井筒积液严重，部分气井出现压力、产量下降过快现象，制约了气井的正常生产。
气举作为苏里格气田一项主要排水采气措施，是维持气井正常生产的重要手段。
掌握整个井筒不同位置气液流动规律的变化和能量损失机理，对提高气举效率及参数优化具有重要意义。
目前，气举排水采气方面的研究，主要集中在利用较简单的临界携液流量等参数来设计注气量，或根据给定的设备条件和气井流人动态进行气举设计而针对整个井筒流动规律的变化及能量损失的研究较少，因此有必要对此进行深人分析和研究。
本文利用井筒多相流动计算软件PIPESIM，建立了井筒气液两相流计算模型，采取井筒分段迭代求解算法，对气举前后的井筒流动特征参数进行了计算;重点研究了气举过程中从井底到井口整个井筒的气体流速分布、持液率分布、流型分布及沿程压力分布等规律，同时还分析了举升能量损失(包括重力损失和摩擦损失)的变化情况。
气液两相流在气井排水采气软件中的应用修改
中国石油大学（北京）石油天然气工程学 院 油气田开发工程 向耀权
气液两相流在气井排水采气中的 应用
积液危害及积液机理 积液判断及积液高度计算
常用排液采气方法
气液两相流方法优选
优选管柱排液方法应用
泡沫排液方法应用 气举排液方法应用
积液危害及积液机理
苏里格气田苏20-18气井生产数据表
气液两相流方法优选
Hagedorn-Brown计算方法 压力关系式
f m qL M t 2 f m (um 2 / 2) p 106 m g 9 5 h 9.2110 m d h
变化形式为
气液两相流方法优选
Hagedorn-Brown计算方法 • 只要计算出任意条件下的混合物密度（kg/m3）、地面气 m 水总质量流量 q L(kg/m3)、地面液体体积流量 M t (m3/d)、 两相摩阻系数 、气液两相混合物流速 （m/s） u m f
• 气举排液方法应用
常用排液采气方法
• 气井出水在井筒形成积液后，采用排液采气方法是恢复产 能的有效办法。国内外常用的排液采气方法有 • 排液采气方法
优 选 管 柱 排 液 采 气
泡 沫 排 液 采 气
机 抽 排 液 采 气
电 潜 泵 排 液 采 气
射 流 泵 排 液 采 气
螺 杆 泵 排 液 采 气
43600
79400 45300 33100
16500
30100 17200 12500
49100
92700 53000 38600
Turner 李闽 杨川东 线性 (基 0 20000 40000 60000 准线) 气井产量(m3/d)
积液判断及积液高度计算
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
苏里格气井井筒积液量计算方法及应用
陈增辉;金大权;赵永刚;韩兆鹏;刘森
【摘要】苏里格气田低产积液井数量已超过气田总井数的60％,目前积液井主要采用“井筒测试液面法”计算的井筒积液量均存在较大偏差.针对上述问题,结合气田气井生产管柱特点和积液井井筒压力测试数据,利用气井油套连通原理、气田地层压力折算方法与实测井底流压三者之间的关系,推导出计算气井油管、油套环空积液量的计算公式,从而准确计算出气井的井筒积液量.应用表明新推导公式和原方法相比具有计算方法更加科学合理、计算结果准确性高等特点,适用于苏里格气田油套连通的直井、定向井的井筒积液量计算.
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2016(035)008
【总页数】4页(P25-27,35)
【关键词】苏里格气田;井筒积液量;直井定向井;计算方法;应用
【作者】陈增辉;金大权;赵永刚;韩兆鹏;刘森
【作者单位】西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安710065;中国石油长庆油田分公司第四采气厂,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司第四采气厂,陕西西安710021;西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安710065;中国石油长庆油田分公司第四采气厂,陕西西安710021;西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安710065
【正文语种】中文
【中图分类】TE373
苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏，气井具有产量低、递减快、稳产期短等特征。
目前气田超过60％气井无连续携液能力、井筒易积液，靠排水采气、间歇开关等
助排措施生产。
气井积液后导致产量迅速下降、生产时间缩短甚至水淹停产等，因此准确掌握井筒积液量对优化气井排水采气和相关管理措施有着重要的意义。
为评价井筒积液状况，近年来针对积液井进行了大量生产油管压力测试（探测井筒液面）。
应用上述资料计算井筒积液量时，目前计算方法是利用测试解释油管液柱高度（解释液面至气层中部深度之间距离为积液液柱高度）乘以油管内横截面积得到气井的积液量。
由于气井积液液柱一般以气液两相共存，液柱密度小于水密度，其计算积液量值偏大，此外该计算方法未考虑油套环空积液量，也造成计算液量存在偏差。
因此结合苏里格气田目前开发特点，有必要探索一种较为准确的井筒积液量计算方法，满足气田低产积液井积液量准确计算要求，为气井排水采气及生产管理措施优化等提供数据支撑，指导气井精细管理。
1.1 气田生产概况
苏里格气田主力气层二叠系盒8、山1段为“低孔、低渗、低丰度”致密砂岩岩性气藏［1］，气藏无明显气水界面［2］，生产水气比约为0.53 m3/104m3，水型为氯化钙型。
气藏生产天然气气质组分稳定，甲烷含量大于91.2％，相对密度为0.595 2～0.614 7。
气田累计投产直井、定向井6 460余口，其中产量低于临界携液产量的井3 977口，占总井数的61.6％。
针对低产积液2015年开展井筒压力测试（探液面）约500井次、排水采气78 890井次，年增产气量10.8×108m3。
1.2 气井生产管柱特点
气田直井、定向井一般采用双层套管完井（表层套管、气层套管），压裂试气时在气层套管中下入油管及配套压裂工具［3］，压裂后封隔器自动解封，油管与油套
环空通过压裂滑套或油管引鞋处连通，试气完成后使用压裂管柱生产。
气井生产初期采用油管内下入节流器［4］节流生产，节流器座封深度一般在距井口1 900 m处。
气井进入无连续携液能力阶段后捞出井下节流器，采用定井口压
力方式生产，此阶段通过下入压力计测试生产油管内压力变化，可掌握气井井筒积液状况。
苏里格气田气井采用油管生产，气井积液后，井筒积液量主要分布在井筒下部的生产油管、油套环空内（见图1），下面分别对油管、油套环空的积液量计算方法进行推导。
2.1 油套环空积液量计算公式推导
气井生产期间油套环空内气体始终处于静止状态，应用苏里格气田井底压力简易计算方法［5］（公式（1））和气井套压、实测井底流压等参数，利用气井油套连
通关系（见公式（2）（3）），推导出油套环空积液液柱高度，再由公式（4）即可算出油套环空积液量。
通过对公式（2）、（3）、（4）进行整合简化，得到环空积液量计算公式（5）：式中：H、Hg、Hw-气层中部垂深、静气柱高度、液柱高度，m；Pc、Pws、
Pwf-套压、油套环空井底压力、实测井底流压，MPa；Qc、Dn、dw-油套环空积液量，m3、套管内通径、油管外通径，m。
2.2 油管积液量计算公式推导
气井出现积液后，油管内流体呈气液两相混合流动，由于气井产量低（小于临界携液产量），忽略气体流动时的摩擦阻力。
因此气田井底压力简易计算方法，将气井油压、井深代入公式（1）算出不积液情况下的井底流压。
应用实测井底流压与公式（1）计算流压相减得到因油管积液导致的井底流压增加值（见图2），然后通
过压力增加值即可算出油管积液量，即公式（6）。
式中：Qt、H-油管积液量，m3、气层中深，m；Pt、Pwf-油压、实测中深压力，
MPa；dn-油管内通径，m；π-常数，取3.142。
以51/2″套管、27/8″生产油管井为例，随机抽取14口压力测试井（油套连通），将套管内径（Dn=0.121 36 m）、气层垂深H、油压Pt、套压Pc、实测压力Pwf、油管外径（dw=0.073 02 m）、油管内径（dn=0.062 m）七个已知参数
带入公式（5）、公式（6）中，算出油管积液量Qt及环空积液量Qc，两者相加
即得到气井井筒积液量，计算结果（见表1）。
应用表明，带入公式计算的七个参数中，H、Dn、dw、dn参数根据气井管柱结
构查得，只要测试Pt、Pc、Pwf参数的仪器精度高、录取数据准确，就可准确计
算出气井生产期间的油管、油套环空积液量。
以公式（5）、公式（6）计算出气井井筒积液量为标准，对原方法计算结果进行
分析评价。
原方法计算井筒积液量平均误差为51.65％，表明新推导计算方法科学合理、计算结果准确，可为气井排水采气等增产措施的调整优化提供数据支撑。
根据苏里格气田气井井筒管柱特点，结合气井井筒压力测试（探液面）数据，推导出适用于气田直井、定向井的井筒积液量计算公式。
该方法与原方法相比，具有计算方法科学、计算结果准确性高等特点。
但在应用过程中，还需注意以下三点事项：（1）在计算环空积液量时，要求气井油套连通；（2）压力测试时压力计要尽可
能下入气层中部深度，准确测取井底流压；（3）生产油管不存在丝扣密封不严或腐蚀穿孔问题。
【相关文献】
［1］张明禄，李进步，安文宏，等.苏里格气田盒8段气藏有效砂体成因模式［J］.天然气工业，2008，28（增刊2）：14-17.
［2］窦伟坦，刘新社，王涛，等.鄂尔多斯盆地苏里格气田地层水成因及气水分布规律［J］.石油
学报，2010，31（5）：767-768.
［3］杨健，陶建林，陈郸，等.苏里格气田储层改造工艺分析［J］.天然气工业，2007，27（12）：
97-98.
［4］韩丹岫，李相方，侯光东，等.苏里格气田井下节流技术［J］.天然气工业，2007，27（12）：116-118.
［5］金大权，张春，王晋，等.苏里格气田井底流压简易计算方法及应用［J］.天然气技术与经济，2014，8（2）：41-44.。