涪陵页岩气井井筒积液判别标准
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。
井筒积液综合判断方法
井筒积液综合判断方法
李雪琴;李海科;邓晗;郭会娟;刘欢;史赞绒
【期刊名称】《中国石油和化工》
【年(卷),期】2014(000)003
【摘要】针对大庆探区深层气井多为低气液比的特点,在试气试采阶段井筒积液是压后试气排液求产过程中的一个严重问题.准确预测井筒积液问题,采用气举工艺排液,降低井底流压,提高返排效率,有利于试气工作的正常进行.本文主要以临界携液流量法和折算压力的方法综合判断井筒是否积液.
【总页数】3页(P51-53)
【作者】李雪琴;李海科;邓晗;郭会娟;刘欢;史赞绒
【作者单位】中国石油大学(北京),北京昌平,102249;北京雅丹科技开发有限公司,北京昌平,102200;大庆油田试油试采分公司,黑龙江大庆,163412;中国石油大学(北京),北京昌平,102249;北京雅丹科技开发有限公司,北京昌平,102200;北京雅丹科技开发有限公司,北京昌平,102200;中国石油大学(北京),北京昌平,102249;中国石油大学(北京),北京昌平,102249;北京雅丹科技开发有限公司,北京昌平,102200
【正文语种】中文
【相关文献】
1.批判的方法——从先天综合判断的可能性条件出发简述康德的方法论
2.气井井筒积液量计算方法研究
3.渤海气田气井井筒积液预测方法分析
4.见水气井井筒积液判断方法
5.一种凝析气藏井筒积液判别方法
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
凝析气田气井积液分析
凝析气田气井积液分析摘要：气井积液是指气井中由于气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中聚集的现象，气井积液逐渐积累会导致产量下降，甚至停产。
本文根据苏20区块气井的实际生产情况，对产液气井井底积液的可能性进行分析，提出了判断气井井底积液的几种常见方法，并加以论证。
关键词：气井井筒积液套压产量气井积液一直是影响气井生产的一个很严重问题，詹姆斯.利、Turner、李闽等人对气井积液做了大量的研究，分析了积液形成的原因，提出了携液运动模型，为积液研究提供了理论基础。
1、积液形成的原因在气井生产的初期，由于气井能量充足，流速较高，液滴分散在气体中被携带出地面，井底不会产生积液。
而随着气井产量的下降，气体携带液体的流速降低，液体逐渐凝结，形成段塞流，重力作用下落至井底，容易形成积液。
2.5、压力计测试液面怀疑井底积液最直接证实的方法就是利用压力计进行压力测试，直接确定液面位置。
由于气体的密度远远低于水的密度，当测试工具遇到油管中的液面时，压力梯度曲线斜率会有明显的变化，可以根据计算数据精确确定油管中液面的深度。
3、结论1）根据李闽提出的气井气井携液临界流量公式可以算出不同压力和不同油管直径下气井携液的最低流量，在对气井进行配产时就要充分考虑到这一因素，满足气井的携液条件，提前预防气井积液。
对静态资料分析产能较差井，可以考虑下入小油管生产。
2）由于苏20区块开发采用节流器生产，因此判断气井积液的方法具有局限性，只能定性的分析气井是否积液，而不能定量的判断积液情况。
3）通过分析压力和产量的变化关系的方法只能初步判断井底是否有积液，而不能准备判断出积液位置，具体积液位置只能靠流压测试来确定。
4）对部分低产井，要定量判断积液情况，须采取打捞节流器后通过流压测试后判断。
5）根据前期经验，积液严重井（节流器以上积液），打捞节流器较为困难，需要加强积液井打捞相关研究。
6）用∮73mm油管生产气井，当单井产量小于0.96万方/天（即小于气井临界携液量）时，气井有积液条件。
零液量气井积液诊断及理论液气比计算
零 液 量 气 井 积 液 诊 断 及 理 论 液 气 比计 算
刘 永辉 关志 全
（ 南 石 油 大 学 石 油 工 程 学 院 ，四 川 成都 ６ ０ ０ ） 西 １ ５ ０ （ 南 石 油 大 学 研 究 生 部 ，四 』 成 都 ６ ５ ０ 西 ｝ １ ０ ；西 南 油 气 田 分 公 司蜀 南 气 矿 ，四 川 泸州 ６ ６ ０ ） ０ ４ ０１ （ 南 油 气 田分 公 司蜀 南 气 矿 ，四 川 泸 州 ６ ６０ ） 西 ４ ０１ （ 南 石 油 大 学 研 究 生 部 ，四 Ｊ 成都 ６ ０ ０ ） 西 Ｉ １ ５ ０
［ 关键 词］ 气 井 ；零 液量 ；积 液 ；理 论 液 气 比 ［ 图 分 类 号 ］ＴＥ ７ 中 ３ ［ 献标 识码 ］Ａ 文 ［ 章 编 号 ］ １ ０ —９ ５ （０ １ ２ ｏ １ 一ｏ 文 ０ ０ ７ ２ ２ １ ）ｏ 一 １ ４ ４
目前 ，许 多气 井井 口不产 液 ，但油套 压差 较大 ，可 能是油 管 内气柱 流动产 生 的摩 阻 ，也可 能是井 筒 内积液产 生 的附加 压 降 。若 是前者 可通 过优选 油管 尺寸 进一步 提高 气井 产量 ，而后 者如不 及 时发现并 排
压力／ ａ ＭＰ
Ｏ
压力／ ａ ＭＰ
０． ４ ０８ ． ０
压力／ ａ ＭＰ
０４ ． ０８ ． ０． １
压力／ ａ ＭＰ
０． ２ ０３ ． ０４ ０２ ． ．
压力／ ａ ＭＰ
０６ ． １
ห้องสมุดไป่ตู้
（ Ｘ 井 ａ ３ ）
（ Ｘ 井 ｂ ７ ）
（ Ｘ 井 ｃ ８ ）
实施增压开采气井基本数据见表1各井按单相气体计算的井筒压降剖面见图2积液诊断结果见表2x3井x8井x10井井底压差小于02mpa可能为计算的累计误差即油管内为纯气流动无积液i但x7井x24井井底压差约07mpa油管内压降梯度远大于单相流动气柱梯度且日产气量小排除了因油管尺寸小摩阻大的问题则该压降应为井简积液所致
涪陵页岩气田复杂情形下的固井质量评价
涪陵页岩气田复杂情形下的固井质量评价在焦石坝地区的固井质量评价过程中，出现了海相碳酸盐岩快速地层、高密度油基钻井液、低密度水泥浆等复杂情形，需要深入分析测井资料信息和地层的地球物理特性，以便研究不同情况的形成机理，从而给出更为合理的固井解释评价结果。
标签：固井质量评价；声波变密度测井；高密度油基钻井液；低密度水泥浆焦石坝区块位于四川盆地川东高陡褶皱带。
由于开采的需要，高温高压的深部钻探增多，水平井大幅度增加，加之低压易漏地层的出现和水平井段长、斜度大等情况对固井水泥浆体系和测井仪器的影响，形成了一些复杂情形的固井质量评价问题。
目前，国内外用于固井质量评价方法主要有声幅-变密度测井技术、扇区水泥胶结测井技术、环井周超声波测井技术、水泥评价测井技术和套后成像测井技术。
焦石坝工区页岩气井水平段固井质量检测主要采用声幅-变密度测井和八扇区水泥胶结测井方法。
1 固井质量评价原理固井质量评价是基于声波变密度测井资料和八扇区水泥胶结测井资料对水泥胶结的声波反映。
1.1 声波变密度测井（CBL-VDL）声波变密度测井需测量经由套管、水泥环、地层传来的声波幅度，并根据时间刻度将声波信号转化为相应的灰度信息形成VDL变密度图，并根据灰度图确定一、二界面的胶结情况。
1.2 八扇区水泥胶结测井（RIB）RIB八扇区水泥胶结测井仪是声波测井仪，接收探头测出不同方位8条声波幅度曲线，每条曲线显示45度张开角内水泥胶结情况，由于探头距信号发生器只有18英寸，因此，仪器很容易检测出水泥胶结微环中存在的细小问题。
利用RIB可以形象、直观地分辨水泥环向、纵向的胶结不均匀性。
2 固井质量评价中的复杂情形2.1 海相碳酸盐岩快速地层焦石坝区块上部地层是以致密灰岩、云质灰岩为主，为碳酸盐岩地层，地层骨架声波时差为≤50μs/ft，而套管声波时差为50μs/ft，因此声波在快速地层中的传播速度大于套管的声波传播速度，在记录采样中地层波首波到达时间与套管波基本相同或超前，使得套管波与地层波相互叠合，表现为声波幅度值增大和变密度波形的重叠。
气井井筒积液与排液周期预报技术
[收稿日期]2008-08-20 [基金项目]中国石油华北油田分公司重点科研项目(05H0326)。
[作者简介]张公社(1960-),男,1983年大学毕业,硕士,教授,现主要从事采油(气)工程、油气井试井与产能评价教学与研究。
气井井筒积液与排液周期预报技术 张公社 (钻采工程湖北省重点实验室,长江大学石油工程学院,湖北荆州434023) 崔金榜,刘 东 (华北油田分公司采油工艺研究院,河北任丘062550) 赵 蓓 (长江大学石油工程学院,湖北荆州434023)[摘要]在气田开发过程中,由于地层水和天然气中的凝析水的影响,常会造成气井井筒积液,在井底产生回压,影响气井正常生产,积液严重时会压死气井。
根据气井积液规律和气藏开发压力递减规律,通过计算气井向井流和油管流出动态,确定气井日产气量、日产水、日产油,并进行井筒积液判断与排液周期预测;对于气井未来流入预测,引入了极限视采气指数的概念;在理论模型和方法研究的基础上,编制了气井井筒积液分析软件;计算表明,气藏在开发过程中,随着地层压力下降,排液周期会越来越短。
[关键词]气井;井筒积液;排液;周期;预报[中图分类号]TE375[文献标识码]A [文章编号]1000-9752(2008)06-0328-04气井产水后,气液两相管流的总能量消耗将显著增大,气井自喷能力减弱,并随着气藏采出程度和产水率增加,气体携液能力会愈来愈差,当气相不能提供足够的能量来使井筒中的液体连续带出时,气井中将存在积液,液体在井底的聚集将增加对气层的回压,即使是井底少量积液施加的回压,也能严重地限制气井产能。
在低压井中积液可使气井被完全压死,造成气井停产的后果。
这时必须采用排抽汲等办法使它复活。
因此,气井井筒积液与排液周期预报是气井管理的一项重要内容。
研究井筒气液两相流动,认识气井井筒积液规律,选择合理生产管柱和工作制度,才能使气井携带液体的能力得到较好的发挥。
1 井筒积液量预测气井井筒积液有两个来源:一是天然气中的凝析液体;二是地层中随天然气一同流入到井眼中的液体,也称地层产水。
基于气井油套压的井底积液确定方法研究
基于气井油套压的井底积液确定方法研究作者：王海深来源：《大东方》2018年第04期摘要：气井井筒存在积液会严重影响正常生产，降低气井产能，对于致密砂岩气井，渗透率低，井筒积液会严重污染气层，因此准确确定井筒内液面，合理采取排水措施，能够有效提高气井生产能力，延长生产井的寿命。
本文通过油套管压力差异分析、判断井筒是否存在积液，对气井井筒压力分布于井筒积液关系分析的基础上，由油套管压力差值计算井筒液面位置，实例计算表明，该方法简便易行，实用有效。
关键词：气井；油套压；井底积液；排水一、引言气井井筒内存在积液，会严重影响其正常生产，对于致密砂岩气井，其渗透率低，孔隙度小，积液会对地层造成空隙堵塞，严重污染地层，进一步降低气井产能。
因此，了解积液情况，对于气井生产来说十分重要，是气井动态监测的一项重要内容。
本文根据现场获得可靠的井口油、套压数据，分析井筒内压力分布与井筒积液关系分析的基础上，得到井筒积液高度的计算方法。
二、井底积液机理分析（1）气井积液机理井筒内积液来源主要有1）地层中的自由水或烃类凝析液；2）井筒热损失导致天然气凝析而形成凝析液体；3）钻井、压裂等过程中进入储层的外来液体。
因现场生产井都已进行井下节流，现场气井出液主要为压裂后进入地层的压裂液，当气井投产后，这部分液体随气体的流动进入井底，当气井产量小于携液最小流速时，会造成井底积液，增大井底回压和气体流动阻力，降低井口压力，从而影响气井的正常生产[1，2]。
（2）气井井筒积液判断方法气井生产过程中井底是否存在积液，判断方法如表所示：三、井底积液高度计算（1）油套环空连通下的气井积液高度计算目前主要有两种方法计算油套环空连通下的气井积液高度。
基于直观判断理论认为：（1）井筒不存在积液时，气井在相对短期内井底流压和井口油、套压变化不大，自然下降率为0；（2）井口油压ptf1、套压pc1的变化与井筒积液密切相关，根据井筒出现积液前后的井口压力差值，很容易计算井筒液面高度。
页岩气井排水采气措施效果评价规范
页岩气井排水采气措施效果评价规范1 范围本标准适用于采用排水采气工艺的页岩气生产井。
本标准规定了页岩气井增产量、经济评价及技术评价的方法。
2 排水采气工艺主要包括泡排、柱塞、连续气举、机抽、电潜泵、螺杆泵等工艺。
3 效果评价基础参数 3.1 措施前产气量 3.1.1 措施前1个月连续生产井，应按措施前7天稳定产量计算平均日产气量3.1.2 措施前1个月不连续生产井，但稳定生产天数在3-7天，应按措施前稳产天数计算平均产气量 3.1.3 措施前1个月不连续生产井且稳定生产天数小于3天，措施前产气量为“0” 3.1.4 积液停产气井排液复产后，措施前产气量为“0” 3.1.5 措施后无效的井，增产量为“0”，不应算为负值3.1.6若同时采用不同的增产措施时，增产气量只应统计一次，不应重复统计3.2 日增产气量措施后有效期内气井日产气量与措施前日产气量（含递减）之差()()()q =q -q 1-1-1-12x-1(n)ma(n)mb ααα∆⨯⨯⨯ (1)式中 q(n)∆——措施后第n 天日增产气量，m 3；q ma(n)——措施后第n 天日产气量，m 3；q mb ——措施前平均日产气量，m 3；x ——措施后第x 个月；x α——第x 个月气井递减率。
3.3 月递减率q (x-1)=1-x q (x-2)α∆∆⎛⎫⎪ ⎪⎝⎭………………………………（2） 式中 x ——措施后n 天所在月份；q (x-1)∆——措施后第x-1月平均产量，m 3；q (x-2)∆——措施后第x-2月平均产量，m 3。
3.4 增产有效期措施后日产气量大于措施前日产气量（含递减）的天数。
3.5 累计增产气量措施后有效生产天数所对应的日增产气量之和。
()1tN q p n n ∆=∆∑= (3)式中 N p ∆——累计增产气量，m 3； t ——措施有效期。
4 经济评价方法 4.1 投入产出比投入产出比为项目净产出与项目投入之比。
气井井筒积液机理及积液预测研究
图７ 不 同水 气 比下 气相密 度变 化
５ ｝ 石油和化 Ｊ ２ １ ０ ０ 中国 二 ０ １・ ６
ｉ
能力 。随着气 井 出水 的增加 ， 体滑脱增 大 ， 液 － 气体能量损
失增 大 ，气速 和液体 速度 差值 增大 ，携液 能力下 降。
２ ４ 不 同 水 气比 下 流 体 密度 变化 ．
ｊ
Ｉ 暨 譬 罂 ＝ 盟：譬 坚 鉴 ＝ 馨 詈 害 ： ２ 譬 譬＝２＝
不同水气 比下 气相 、液相 密度 变化分 别如 图 ７ 、图 ８
图５
不 同水气 比下液 相速度 变化
所示 。 通过研 究发现 出水量大小对 气体密度 影响大 ， 对液
体 密度影 响小 ，气体沿 井筒 向上密度 不断减小 ，水 气 比越
ｉ ｌ
ｌ ｆ ￡ ｆ ｆ
ｊ
ｆ
小， 气体密度 减小得越慢 ， 主要是低水 气 比下气体 能量 这 损 失小 ， 体膨 胀程度 低的原 因。从井底 到井 口， 气 气体密
比下压 力 的变化如 图 ９所 示 。
１ ∞
］
３ 气井井筒 积液预 测
； 薹 ｊ
—● Ｂ －一 Ｈ ， 薛 ３Ｄ呐 －∞ ０ 一
气井 产水量 增大到一 定程度 时 ，积 液是不可避免 的 ， 对 气井 进行 积液 预测 是掌握 气 井生产 的重 要手 段。 目前 国 内外 主要 应用 气井 临界携 液 流量来进 行 积液预 测 。 到 目前为 止 ，国 内外许 多学者 已经提 出了计 算气 井临界 流
度差值 在 ｌ ｋ ／ 左 右 ，液体 沿井筒 向上 ，密度 不断增 ０ ｇ ｍ 大 ，增大 的值 较小 ，不 同水气 比下 ，密 度差不大 ，这主要 是液 体压 缩性 小 的原 因 。
气井井筒积液位置确定方法
气井井筒积液位置确定方法
路新
【期刊名称】《石化技术》
【年(卷),期】2015(000)012
【摘要】为降低气井生产工作量，减少施工工作成本，通过井口油管压力及套管压力可识别并判断井筒是否存在积液，再根据其压力差值可计算出井筒积液的高度及深度。
【总页数】1页(P221-221)
【作者】路新
【作者单位】西安石油大学陕西西安 710065
【正文语种】中文
【相关文献】
1.煤层气井的扶正间距及位置确定方法研究 [J], 何军;杨建雨;窦武
2.一种称重式气井井筒液面位置的确定方法 [J], 王晓荣;甘庆明;王惠;王红;张文成
3.含节流器气井井筒积液数据模型 [J], 薛记周; 盛盟; 岳列红; 梁新玉; 姚景超; 王文涛
4.涪陵页岩气井井筒积液判别标准 [J], 何妮茜
5.基于生产特征分析X区块页岩气井井筒积液规律 [J], 曾琳娟;王玉婷
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
- 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)。
涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气田是中国西部地区重要的页岩气田之一，该地区页岩气资源丰富，页岩气开发已成为能源产业发展的重要方向。
在页岩气井的生产过程中，井筒积液是一个常见而又重要的问题，对于井下生产的安全和经济效益都有着重要的影响。
对于井筒积液的判别和处理是页岩气开发过程中不可忽视的一个问题。
井筒积液是指在页岩气井生产过程中，随着天然气一同进入井筒的水或者其他液体。
井筒积液是页岩气产量减少、生产压力降低、产气效率下降的主要原因之一，影响着井下生产的正常运行。
（二）井筒积液判别标准
1. 观察井口液面：通过观察井口液面的高度和变化情况，判断井筒是否积液。
一般情况下，若井口液面高度呈现明显的上升趋势，可能表示井筒积液。
2. 分析产气压力曲线：通过对井下产气压力曲线的分析，可以判断井筒是否积液。
若产气压力曲线出现异常下降或者稳定在一个较低的压力值，可能表示井筒积液。
3. 定期下井检查：定期进行井下检查，观察井底情况和液面高度，可以及时发现井筒积液的情况。
4. 使用声波测井技术：通过声波测井技术，可以对井下情况进行全面的分析，包括井筒积液情况。
5. 检测井下液体成分：通过对井下液体的成分进行检测分析，可以确定井筒积液的具体成分。
以上几种判别井筒积液的方法并非孤立的，通常情况下需要综合运用不同的方法，通过对多个方面信息的收集和分析，才能做出准确的判断。
二、涪陵页岩气井井筒积液的处理方法
一旦确定井筒存在积液，就需要及时采取相应的措施处理，以保证井下生产的正常运行。
对于井筒积液的处理，可以采取以下几种方法：
1. 注入减压剂：通过向井下注入减压剂，减小井筒压力，促使井下积液顺利流出，
从而减轻井筒积液的压力对井下生产的影响。
4. 增加生产压力：在不影响井下设备安全运行的前提下，适当增加生产压力，可以
促进井下积液的流动和排出。
以上几种处理方法并非孤立的，实际处理过程中需要根据具体情况综合考虑，采取不同的措施，以确保井下生产的正常运行。
三、结语
涪陵页岩气井井筒积液的判别和处理是页岩气生产过程中的重要问题，对于井下生产的安全和经济效益都有着重要的影响。
必须建立科学的井筒积液判别标准，采取有效的处理措施，以保证涪陵页岩气井的正常生产运行。
在处理过程中需要根据实际情况综合考虑，灵活运用不同的处理方法，以取得最好的处理效果。
希望通过本文的介绍，能够加深对涪陵页岩气井井筒积液判别和处理的理解，为页岩气生产提供参考和帮助。