最全采油工程(84页)+采气工程(476页)

2000.2采油工程2000.2* 油田开发总体方案 一般采油工艺和增产措施 先进采油技术 石油开发中的几个问题 开采技术发展展望目录 开发总体方案　　是在油田评价研究（或称开发可行性研究）的基础上进行的。而油田评价研究是由地质和油藏工程人员，在评价并取得足够资料的基础上，进行综合研究的结果。 主要内容地质、储量、油藏开发研究、油藏模拟和产量预测等。在开发评价研究的同时，有关工程人员也对开发工程进行概念研究。编制开发总体方案编制开发总体方案 油田开发应遵守的原则 方案的基本内容 方案编制编制开发总体方案 油田开发应遵守的原则　１、在油田地质和油藏允许的条件下，力争高速地开发油田。　２、要充分利用天然资源，保证油田获得较高的采收率和较长的稳产期。3、具有最好的经济效益，也就是用最少的人力、物力和财力，采出最多的原油。4、尽可能采用符合油田特点的先进技术和设备。编制开发总体方案方案的基本内容1、概况：包括自然地理条件，区域地质背景，油田勘探及评价程度。2、油田地质特征：包括构造特征，地层程序和油层对比，储层特征，压力和温度系统，原始驱动能量及驱动类型。3、储量计算：包括储量计算方法，主要参数的确定，储量计算的分级、结果及评价。4、油藏工程：包括开发方式，层系划分，井网布署，采油速度分析，采用油藏数值模拟，对不同方案进行产量预测，并优选出最佳方案。5、钻井、完井：包括直井、定向井、水平井的钻井技术和井身结构，完井方式及完井管柱。编制开发总体方案方案的基本内容6、采油工艺：包括人工举升采油方式的选择，以及相应的技术设备。7、地面工程：包括油气集输和储运系统、注水系统、供水、供电、通讯、道路工程等。如果是海上油田，还应包括海上平台、单点系泊(生产储油轮的海上系泊点)及生产储油轮的 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 。8、经济分析：包括勘探、开发投资估算，油、气单位成本，价格预测，不同方案经济评价结果及最佳经济效益方案。9、安全环保：包括生产安全措施，对污油、污水的环保要求、排放标准和处理措施。编制开发总体方案 方案编制1、地质油藏部分2、工程设计3、经济分析勘探投资：包括探井、评价井费用，地震费用，以及勘探期间评价研究费用等。开发投资：包括开发前期研究费用，钻井、测井、完井和采油齐备费用，以及地面工程建设费用。生产操作费：包括生产过程中的修井、检泵及其他井下作业费用，设备维修及材料消耗费用，保险费及人员费用，都应分年作出预测。油气产量销售收入：按方案所预测的分年油气产量和分年油气价格预测，测算出分年销售收入。 油田开发总体方案 一般采油工艺和增产措施 先进采油技术 石油开发中的几个问题 开采技术发展展望目录一般采油工艺和增产措施 一采 二采 增产措施 采油法 所利用能量 举例 一次采油 天然能量 弹性驱动、水压驱动、溶气驱动、重力驱动 二次采油 人工能量 注水驱油、注气驱油、注水气驱油1、采油方法采油方法是指将流入井底的原油采到地面所采用的工艺方法和方式。2、采油方法分类人工举升采油自喷采油采油方法分类人工给井筒流体增加能量将井底原油举升至地面的采油方式。利用油层自身能量将原油举升到地面的采油方式。采油方法自喷采油1、自喷采油的定义利用油层本身的能量将油举升到地面的方式。2、自喷采油的特点井筒和地面设备简单。油井自喷的条件、产量　　取决于地层中的石油所具有的能量是否大于自喷井中流动过程的能量损失之和。地层能量与能量损失之和的差值越大，产量越大一、油井流入动态：（1）从油层到井底的地下渗流；（2）从井底到井口的垂直管流；（3）经油嘴流出井口的嘴流；（4）通过井口地面出油管线流至　集油站分离器的水平管流。自喷采油1、自喷井生成过程中，原油流至地面分离器一般要经过四个流　　　　动过程：石油天然气工程学院油井生产中可能出现的流型自下而上依次为：纯油(液)流、泡流、段塞流、环流和雾流。实际上，在同一口井内，一般不会出现完整的流型变化。油气沿井筒喷出时的流型变化示意图Ⅰ—纯油流；Ⅱ—泡流；Ⅲ—段塞流；Ⅳ—环流；Ⅴ—雾流自喷采油石油天然气工程学院人工举升采油：气举采油有杆泵采油无杆泵采油气举采油①必须有足够的气源；②需要压缩机组和地面高压气管线，地面设备系统复杂；③一次性投资较大；④系统效率较低。利用从地面向井筒注入高压气体,将原油举升至地面的一种人工举升方式。气举定义：优点：井口和井下设备比较简单缺点：高产量的深井；气油(液)比高的油井；定向井和水平井等。适用条件：石油天然气工程学院一、气举采油原理依靠从地面注入井内的高压气体与油层产出流体在井筒中混合，利用气体的膨胀使井筒中的混合液密度降低，将流到井内的原油举升到地面。气举采油石油天然气工程学院向井筒周期性地注入气体，推动停注期间在井筒内聚集的油层流体段塞升至地面，从而排出井中液体。气举分类连续气举将高压气体连续地注入井内，排出井筒中液体。间歇气举适用条件：供液能力较好、产量较高的油井。适用条件：油层供给能力差，产量低的油井。气举采油连续气举间歇气举气举采油一、抽油装置其它附件有杆泵采油石油天然气工程学院抽油机是有杆深井泵采油的主要地面设备，它将电能转化为机械能，包括游梁式抽油机和无游梁式抽油机两种。1、抽油机有杆泵采油石油天然气工程学院石油天然气工程学院工作时，动力设备将高速旋转运动通过减速箱传递给曲柄，带动曲柄作低速旋转；曲柄通过连杆带动游梁作上下摆动；挂在驴头上的悬绳器通过抽油杆带动井下深井泵作上下往复运动，把油抽到地面。工作原理有杆泵采油石油天然气工程学院2、抽油泵工作筒(外筒和衬套)柱塞游动凡尔(排出阀)固定凡尔(吸入阀)主要组成抽油泵是将机械能转化为流体压能的设备。柱塞游动凡尔工作筒固定凡尔有杆泵采油电潜泵采油系统示意图电潜泵无杆泵采油电潜泵它是将电动机和泵一起下入油井内液面以下进行抽油的井下采油设备。地面电源通过变压器、控制屏和潜油电缆将电能输送给井下潜油电机，使电机带动多级离心泵旋转，将电能转换为机械能，把油井中的井液举升到地面。无杆泵采油机械采油配套工艺技术抽油生产系统优化设计技术分层采油工艺管柱及配套井下工具分层注水工艺管柱及配套井下工具特种抽油泵系列链条式抽油机系列机械采油配套工艺技术1、抽油生产系统优化设计 采用节点分析方法对生产系统进行综合分析 建立了一套完整的优化设计数学模型 形成了一套生产系统优化设计软件 适用于直井、水平井、侧钻井生产系统的设计和测试 自喷井生产管柱及配套技术 有杆泵生产管柱及配套技术 电泵生产管柱及配套技术 实现分层生产及分层测试 分层酸化——压裂工艺管柱及配套工具 各类井下工具，满足不同生产工艺要求2、分层采油工艺管柱及配套井下工具3、分层注水工艺管柱及配套井下工具 实现分层多级注水 实现分层测试及调配 各类注水井工具、满足不同注水工艺要求4、特种抽油泵系列 长柱塞式防砂抽油泵解决常规泵经常发生砂卡、砂磨、砂埋和腐蚀的问题油井免修期延长2.3倍，平均泵效提高8.1% 串联式抽稠泵运用浸入式进油原理，并同液力反馈相结合用于稠油、高凝油井开采 等径柱塞抽油泵采用等径刮砂柱塞结构，提高泵效和工作寿命5、链条式抽油机系列 长冲程、大负荷、工作稳定可靠，节能显著 适用于深抽、稠油、高凝油开采 获国家发明二等奖 取得中国发明、实用新型和美国专利增产措施：水力压裂酸化酸化压裂针对各种油藏井深、层系多、岩性差异大的特点，目前常用的有水基压裂液、油基压裂液系列，同时开发了薄油层压裂、深井限流压裂、酸压裂、裂缝及地应力测试等工艺技术，提高了工艺措施的有效率和成功率。压裂酸化配套工艺技术压裂改造工艺技术限流压裂工艺技术分层压裂工艺技术转向压裂技术端部脱砂压裂技术疏松砂岩压裂增产技术稠油油层压裂技术低压油气藏压后增能助排技术一、什么是压裂？用压力将地层压开一条或几条水平的或垂直的裂缝，并用支撑剂将裂缝支撑起来，减小油、气、水的流动阻力，沟通油、气、水的流动通道，从而达到增产增注的效果。水力压裂水力压裂增产增注的原理:（1）由于压裂在井底附近形成了具有一定规模高导流能力的裂　　缝，改善了油层的导流能力，从而降低井底附近地层中流体　　的渗流阻力;（2）改变了流体的渗流状态，由径向流变成双线性流（地层线性　　流向裂缝，裂缝内流体线性流入井筒），消除了径向节流损　　失，大大降低了能量消耗。水力压裂支撑剂的类型：按其力学性质分为两大类： 脆性支撑剂如石英砂、玻璃球等特点是硬度大，变形小，在高闭合压力下易破碎 韧性支撑剂如核桃壳、铝球等特点是变形大，承压面积大，在高闭合压力下不易破碎目前矿场上常用的支撑剂有两种：一是天然砂；二是人造支撑剂（陶粒）。水力压裂水力压裂施工现场水力压裂施工现场石油天然气工程学院水力压裂施工现场石油天然气工程学院油层酸化处理是利用酸液能溶解岩石中所含盐类物质（岩石胶结物或地层孔隙(裂缝)内堵塞物等）的特性，扩大近井地带油层的孔隙度，提高地层渗透率，改善油、气流动状况，以增加油气产量的一种增产措施。酸化*酸压与水力压裂相比：相同点：（基本原理和目的均相同）不同点：实现其导流性的方式不同　　目标均是为了产生有足够长度和导流能力的裂缝，减少油气水渗流阻力。水力压裂：裂缝内的支撑剂阻止停泵后裂缝闭合；酸压：一般不适用支撑剂，而是依靠酸液对裂缝壁面的不均　　　匀溶蚀产生一定的导流能力。酸化压裂 油田开发总体方案 一般采油工艺和增产措施 先进采油技术 石油开发中的几个问题 开采技术发展展望目录先进采油技术 采油法 所利用能量 举例 三次采油 物理化学能 化学驱油法（聚合物驱、碱驱、活性剂驱）混相驱油法（烃类混相驱、非烃类混相驱）热力采油法（注热法、油层就地燃烧法） 四次采油 核能、生物能及其他能 地层的核加热与核爆炸法细菌采油法油层坑道开采法重油的井下气化法提高采收率技术：化学驱油法混相驱油法热力采油法微生物采油法概论随着我国经济的快速发展，对石油的需求迅速增长，预计2020年，我国的石油最大需求将达4.5亿吨，但是我们最大产量仅为2.01亿吨。因此，我们必须增加原油的可采储量。主要途径有：第一增加地质储量。就是发现新油田、老油田扩边、扩层。这对我国石油工业而言，潜力越来越小。第二提高原油采收率。注水开发的油田，其原油采收率通常只有20%～40%；因此，提高原油采收率，对我国各油田潜力非常大。目前，世界上已经开发的油气田，其采收率高的已超过70%，低的不足10%。我国东部油田平均采收率为30%，尚有2/3的原油滞留在地下没有被开采出来。巨大的待开发的油气资源！提高采收率包括：聚合物驱、活性剂驱、碱驱和复合驱。原　　　理一、化学驱油法　通过向油藏注入化学剂，以改善流体和岩石间的物化特征，如降低界面张力、改善流度比等，从而提高原油采收率。石油天然气工程学院按照使用的混相注入剂，分为：烃类混相驱、非烃类混相驱　　　驱油机理：气体与原油之间建立混相带，消除界面张力，提高驱油效率。混相驱：指向油藏中注入一种能与原油在地层条件下完全或部分混相的流体驱替原油的开发方法。二、混相驱油法烃类混相驱高压干气驱油液化石油气驱富气驱油非烃类混相驱CO2驱油N2驱油石油天然气工程学院　　热力采油是指向油层注入热流体或使油层就地发生燃烧形成移动热流，主要依靠热能降低原油粘度，以增加原油流动能力的采油方法。三、热力采油法　　热力采油法主要用于对付稠油（地层温度下脱气油粘度大于10000mPa.s或相对密度大于0.95的原油）的开采，但也可以用于开采稀油。热力采油工艺可分为两类：注热流体法－蒸汽油层就地燃烧法1、注热流体法－蒸汽　　注蒸汽采油是以水蒸气为介质，把地面产生的热注入油层的一种热力采油方法。分为：蒸汽吞吐和蒸汽驱两种。　　在一口井完成注蒸汽、焖井、开井生产三个连续过程。从注蒸汽开始到油井不能生产为止，即完成一个过程，称为一个周期。　　根据油藏实际情况，可吞吐若干个周期。三、热力采油法火烧油层：采用适当的井网，将氧气或空气注入井中并用点火器　　　　　将油层点燃，燃烧前缘的高温不断使原油蒸馏、裂　　　　　解、并驱替原油到生产井。2、火烧油层三、热力采油法四、微生物采油微生物采油（MicrobialEnhancedOilRecovery—MEOR）　　通过有选择地向油层注入微生物基液和营养液，使得微生物就地繁殖生长，其代谢产物与原油产生物化作用。产生气体或活性物质，可以降低油水界面张力，以提高石油采收率的方法。四、微生物采油驱油机理：⑴产生表面活性剂，降低油水界面张力，并乳化原油，改变　　　　岩石对原油的相对渗透率。(2)产生各种气体（CH4、H2、CO2、H2S等）溶于石油，从而降　　低原油粘度。(3)产生有机酸酮类、醇类等有机溶剂，降低界面张力。(4)产生分解酶类，裂解重质烃和石腊组分，改善原油流动　　性，降低地层渗流阻力。存在问题①微生物吃石油，据报道世界原油储量的10%损失于微生物　　吃油；②筛选高效分解原油各组分的细菌；③微生物堵塞油层；④其它问题：细菌地下新陈代谢的活性问题；　　　　　　注入菌与固有细菌的竞争问题；如何抑制不期望细菌的过度繁殖问题。四、微生物采油*我国提高采收率技术的发展概况聚合物技术发展　目前：大庆油田聚合物驱产量已超过1000×104t/y，已成为世界上聚合物驱规模最大、增产效果最好的国家。化学复合驱技术发展　自“七五”以来，我国在化学驱方面取得了长足的发展，目前我国的化学驱不论理论研究水平、应用规模、年增产原油量、技术配套等方面，均属国际领先。预计2010年化学驱增产油量占全国陆上油田总产量的15%。*防砂技术研究中心针对不同油藏类型、地层砂特性，研究开发了多种防砂工艺技术，主要有：油气井防砂工艺技术*低渗透油田整体改造开发配套技术油藏精细描述应力优化匹配注采井网与地地层能量保持整体压裂改造储层保护技术供采平衡开采深抽优化设计压裂油井流入特征水力压裂油藏模拟水力压裂设计技术整体改造方案优化设计地应力测量及应用天然裂缝数值模拟压裂完井与管柱保护压裂液优化储层敏感性试验稠油开采工艺技术*1、蒸汽吞吐采油工艺技术油和水顶部热损失注入井生产井热油带冷油带油层热量蒸汽蒸汽2、蒸汽驱采油工艺3、火烧油层驱油工艺生产井注入井已燃区燃烧前缘结焦区蒸汽区富油区原始油区火烧驱油技术研究成果室内研究工艺配套油藏地质数值模拟点火工艺监测工艺注气工程采油工艺物理模拟4、高效井筒隔热技术研制出高真空和防氢害隔热油管，视导热系数≤0.008w/（m.℃）。5、热采动态测试技术适合浅海开发的六套工艺技术： 油井自喷采油工艺技术 螺杆泵采油工艺技术 电泵采油工艺技术 防砂工艺技术 油井毛细管测压技术 油层保护技术浅海采油工艺技术针对不同类型油藏的不同开发阶段，通过科技攻关，研究并形成了适合不同油藏的堵调工艺方法和堵调剂系列。已。堵水调剖工艺技术图表6 317 466 646 689 639 580 687 739井次年份施工井次化学堵水调剖效果统计表化学堵水图 化学堵水图 317 466 646 689 639 580 687 739井次年份施工井次化学堵水调剖效果统计表 21.8263 28.9751 33.8977 36.3783 36.2635 33.2957 38.7 46.8391当年增油年份当年增油(万吨)化学堵水调剖效果统计表 16.2504 46.4958 31.1092 36.0374 33.0757 40.006 41.2354 139.8当年减水年份当年减水(万立方米)化学堵水调剖效果统计表图表7 21.8263 28.9751 33.8977 36.3783 36.2635 33.2957 38.7 46.8391当年增油年份当年增油(万吨)化学堵水调剖效果统计表化学堵水图 化学堵水图 317 466 646 689 639 580 687 739井次年份施工井次化学堵水调剖效果统计表 21.8263 28.9751 33.8977 36.3783 36.2635 33.2957 38.7 46.8391当年增油年份当年增油(万吨)化学堵水调剖效果统计表 16.2504 46.4958 31.1092 36.0374 33.0757 40.006 41.2354 139.8当年减水年份当年减水(万立方米)化学堵水调剖效果统计表针对高含水、油层非均质性严重等油藏特征，自“八五”以来，重点开展了注交联聚合物驱油、SMD溶胶驱油技术研究，完成了交联聚合物调驱工程设计数模软件应用研究、交联机理研究等，并在胜利油田六个试验区上应用，累计技术增油40余万吨。三次采油技术主要化学驱方法的经济潜力“九五”以来，通过攻关，已形成了系列配套技术： 菌液筛选、性能评价和生产 细菌作用机理模拟实验 微生物单井处理技术 微生物驱油技术 外排含油污水生化处理技术微生物采油技术发展微生物技术的关键有以下几点 目前微生物的研究方法不规范，应区分微生物驱油，注发酵液和吞吐等方法的差别 真正的微生物驱是利用能够在地下以石油饱和烃为营养源发酵的细菌在油藏深部在代谢，驱油过程 目前发酵液注入的做法是一种生物表面活性剂驱，如果对发酵液进行适当的复配，可以提高驱油效率 大规模的微生物驱油技术需要微生物工程技术支持 油田开发总体方案 一般采油工艺和增产措施 先进采油技术 石油开发中的几个问题 开采技术发展展望目录石油开发中的几个问题 开发层系划分 井网的部署 油气层保护技术 提高采收率 开发层系划分 如何合理地划分开发层系，是影响油田开发效果的一个重要问题。一个油田的油层，很少是均质单一的，我国是以陆相沉积的油田为主，其特点是油层层数多，油层的岩性及物性变化大，分布很不均匀，如果笼统地用一套井网开采，有的油层无法出油。如果对所有油层同时注水，高渗透油层进水多，油层压力显著上升，且产量高，见水早；低渗透油层情况与此相反。反映在一口油井中，高渗透油层明显干扰低渗透油层出油，油井产量递减很快。开发层系划分 为了充分发挥每一个油层的作用，常把一些性质相近的油层组合在一起，采用适当的注水方式、井网和工作 制度 关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载 、分别开发。 用同一套井网同时开发的若干油层的组合称之为一个开发层系。 在组合开发油层开发时，要注意层系间有良好的隔层，以免在注水开发时层系间发生水串；一个层系应有一定数量的储量，以保证油井一定的生产年限，提高井网的利用率，还应考虑到现有的开采工艺水平，一般在组合层系时，不宜划分过细。井网的部署 井网的部署，就是在一定含油面积上，布置多少进中，以多大的井距钻井采油，即一口采油井所控制的面积，通常用公顷/井，平方公里/井表示。若一口井控制面积大，就说明井网稀；若一口井控制面积小，则说明井网密。从世界情况看，井网总的发展趋势是由密向稀发展。我国采用的油井井距，大多数是500~1000米之间。 在部署油田开发井网时，首先要考虑满足开发设计对采油速度的要求。大面积连通、渗透率高、产能高的油藏可采用较稀井网。连通差、渗透率低、稠油油藏一般采用较密井网。根据油气藏储层岩性、物性、流体性质及渗流特征的不同,对中、低渗透油藏、高渗疏松砂岩油藏、强水敏油藏以及稠油油藏进行储层伤害机理与评价技术研究，形成了油气层配套保护技术。 油气层敏感性评价及伤害诊断技术 防膨稳定技术 屏蔽暂堵技术 保护油层入井液技术 油气层解堵技术油气层保护技术提高采收率 目前国外、国内都采取各种方法进行强化开采。 强化采油的原理是：向储油层注入一种气体或液体，经过几年以后，这种气体或液体，把石油冲出岩石的细小缝隙，并能与原油相混合，使之更易于流动。提高采收率目前最有前途的强化开采方法： 混合相驱油提高采收率这种方法是向储油层注入一种气体，气体溶入石油，使油量增加，并驱使石油流向生产井。 注入水中添加化学药剂以提高采收率化学剂在井下，起类似于肥皂的作用，把石油从孔隙中驱替出来。有的把高分子聚合物加到注入水中，增加水的粘度，从而挤出更多的石油。 热力驱油以提高采收率热力的作用，是使石油粘度降低更加易于流动，冷凝水蒸气可以把石油驱向油井(这种方法主要适用于重油和稠油，而且一般只用于浅层油田)。另外还有向油层注入空气，使一部分石油点燃，产生气体膨胀，驱使原油流向采油井。 年代 提高采收率方法 化学驱油 混相驱油 热力采油 十年代 提出碱驱 提出注蒸气采油 二十年代 提出活性剂驱 进行注蒸气的矿场试验 三十年代 进行碱驱的矿场试验 提出CO2混相驱 提出火烧油层 四十年代 提出用透明乳状液驱油提出用聚合物驱油 进行CO2混相驱的室内试验 五十年代 提出泡沫驱油做注PAM矿场试验 进行N2驱的室内试验 进行火烧油层试验 六十年代 提出用水包油乳状液和混相型微乳驱油，进行泡沫驱油试验 进行CO2驱和N2驱的先导试验并开始烃类混相驱研究工作 在油井做蒸气吞吐试验 七十年代 进行混相型微乳驱，低浓度活性剂驱，自动波及流体驱试验，提出不混相型微乳驱 进行CO2驱和N2驱的工业试验和烃类混相驱的先导试验 设计深井地下蒸气发生器，发展管线绝热技术 八十年代 研究各种驱油法的组合及各方法选择条件的优化 烃类混相驱进行工业试验，并进行混相驱流度控制研究 研究注蒸气的流度控制和湿式火烧油层提高采收率技术可增加11.8亿吨可采储量图表1 23.8 1.5 50.7 8 5.2 10.8非混相驱5%Sheet1 94 31 15 聚合物驱 23.8 二元复合驱 1.5 三元复合驱 50.7 混相驱 8 非混相驱 5.2 热采 10.8Sheet1 0 0 0Sheet2 0 0 0 0 0 0非混相驱5%Sheet3 1996 220 1997 480 1998 760 1999 860 2000 860 1996 2 1998 2 1999 2 2000 6Sheet3 0 0 0 0 0年份万吨 0 0 0 0年份项目数 12.25 1.83 7 2.1 80 20 13.5 45 25 7 0 0 0 0米/天12.251.832.1 0 0 0 0 0 0 油田开发总体方案 一般采油工艺和增产措施 先进采油技术 石油开发中的几个问题 开采技术发展展望目录开采技术发展展望 油气田开采面临的课题 如何将每年新发现的各种不同类型的油田，更为有效地开发好。 对于已经进入高含水期的一批老油田，如何进一步作好调整挖潜、控水稳油工作和提高油田采收率。 对于埋藏较深的特稠稠油油田和低产、低渗透率油田，如何进一步开发动用其资源。 对于一批已经探明但尚未开发的气田，如何高水平、高效益地进行开发。开采技术发展展望 油气田开采技术发展方向 提高新油田的数值模拟预测技术。 提高老油田调整挖潜和控水稳油的工作水平。 研究提高采收率的新技术和新方法。 发展稠油热采技术和开发低渗透油田的技术。 发展完井和采油新工艺、新技术。2000.2采气工程2000.2*绪论从广义的定义来说，天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、生物圈和岩石圈中各种自然过程形成的气体。人们长期以来通用的“天然气”的定义，是从能量角度出发的狭义定义，是指在不同的地质条件下生成、运移，并以一定压力聚集在地下构造中的可燃性气体。绪论一、天然气的重要性二、世界天然气的发展趋势三、我国天然气工业的现状及发展一、天然气的重要性一、天然气的重要性 天然气是一种清洁、高效的燃料，环境保护日益上升到各国政府政治议事日程上的首要地位。 天然气使用方便，能最低限度处理和贮存。 在各国城市化发展中，城市气化水平不断提高。 各国实行能源供应的多元化，并日益放宽对天然气市场的管制。 各国产业结构、经济结构的调整和变化会大大刺激对天然气的需求量。1、天然气在目前世界能源中的地位2、天然气将成为21世纪的主要能源天然气热效率高，环境效益好，发展利用天然气成为当今世界能源发展的潮流 19世纪煤炭为主要能源 20世纪石油替代煤炭成为世界第一能源 21世纪天然气将是主要能源2010年，全球一次能源消耗总量为120亿吨当量，其中煤炭占29.6%，石油占33.6%，天然气占23.8%。 世界能源发展的总趋势是向低碳化方向发展，最终向无碳化发展根据国际燃气联盟预测，未来在更注重环保的情况下，2030年天然气在世界一次能源结构中所占的比例将上升到28%，按照消费量年均1.7%的增长速度，天然气最迟将在本世纪上半叶超过石油，成为全球第一大能源。一、天然气的重要性绪论一、天然气的重要性二、世界天然气的发展趋势三、我国天然气工业的现状及发展1、世界天然气资源量分析（总体储量情况）二、世界天然气的现状及发展趋势2、世界天然气供需关系(产量、消费分布)金融危机后，全球天然气消费稳步上升。世界天然气市场供应过剩的格局已经改变，供需基本平衡。来源：《BP世界能源统计2013》二、世界天然气的现状及发展趋势3、世界天然气消费结构世界各国天然气消费主要用于城市、工业和发电。天然气消费结构取决于各国的资源可得性、经济结构以及与可替代能源的竞争水平等因素。消费结构均衡以工业为主以城市用气为主以发电为主二、世界天然气的现状及发展趋势 区域 消费结构 工业 发电 城市 全球 35% 39% 24.70% 美国 33.8% 29.8% 36.4% 加拿大 60.0% 9.1% 33.0% 英国 16.4% 34.2% 47.0% 日本 15.6% 65.6% 20.0%4、天然气贸易贸易量：1033.4万亿立方米管道气：705.5LNG：327.9来源：《BP世界能源统计2013》二、世界天然气的现状及发展趋势绪论一、天然气的重要性二、世界天然气的发展趋势三、我国天然气工业的现状及发展三、我国天然气工业的现状及发展1、我国天然气资源概况远景资源量56万亿方可采储量22万亿方九大盆地45万亿方81%三、我国天然气工业的现状及发展1、我国天然气资源概况地质储量36.81万亿方可采储量10.87万亿方三、我国天然气工业的现状及发展1、我国天然气资源概况专家预测可采资源量：25万亿方三、我国天然气工业的现状及发展2、我国天然气供求关系Production1998233亿方20121072亿方（年均增长25%）Consumption1998203亿方20121438亿方（年均增长43%）季节性地域性三、我国天然气工业的现状及发展3、我国天然气消费结构从我国近20年来天然气消费结构中可以看到，工业占比最大，但有逐渐下降的趋势，生活消费、交通运输逐渐成为天然气消费的重点。三、我国天然气工业的现状及发展4、我国天然气消费区域1238456730个省市八大消费区域最大消费省份四川超过110亿方三、我国天然气工业的现状及发展5、集输管网情况12384567三类区域性管网 环形管网川渝地区连接成都、重庆等地、市 放射形管网：陕甘宁气区，包括陕京长输管线、靖边—西安、靖边—银川输气管线等 油田区域性管网，如：塔中—轮南等在役管线长度4万多公里三、我国天然气工业的现状及发展5、LNG接收站概况三、我国天然气工业的现状及发展6、储气库概况呼图壁 天然气供应能力将持续快速增长，供气来源向多元化发展 我国天然气消费量需求强劲 天然气基础设施不断完善 天然气利用领域不断拓展十二五期间鼓励以气代油，将天然气在能源结构中的比重由4%提高到8%输气管线、LNG接收站、储气库改善天然气消费结构，提高天然气利用率7、我国的天然气发展趋势三、我国天然气工业的现状及发展8、我国天然气开发技术发展现状 我国天然气开发所需技术三、我国天然气工业的现状及发展8、我国天然气开发技术发展现状 我国天然气开发技术特点 总结 初级经济法重点总结下载党员个人总结TXt高中句型全总结.doc高中句型全总结.doc理论力学知识点总结pdf 我国气田、凝析气田开发特点 中小型气田居多：南海西部、塔里木、陕甘宁 气田埋藏深：3000～6000m之间，深层气藏开发占主导地位 天然气储层多属于中、低渗储层：储层非均质明显，孔隙度低 自然产能低：要达到经济、有效地开发，必须进行气层改造这一问题在四川气田尤为突出，据已投入的73个气田不完全统计，水驱气田占总数的85%，出水井数在44%以上 水驱气藏占相当比例 凝析气藏独具特色三、我国天然气工业的现状及发展第一章天然气的性质天然气在各种压力和温度下的物性参数(例如密度、压缩系数、粘度等)是气藏工程和采气工程所必需的基本数据。天然气的性质，即可以从实验室直接由实验确定，也可以根据已知气体的化学组分预测。后一种情况中，这些性质是根据气体中单组分的物理性质和物理定律，按照混合法则进行计算的。第一章天然气的性质一、天然气的组成与分类天然气：（烃类、非烃类）1、天然气的组成Naturalgas：指自然生成在一定压力、温度下蕴藏于地下岩层孔隙或裂缝中的可燃性气体，其主要成分为甲烷与少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气体，并可能含有氮气、氢气、二氧化碳、硫化氢与水蒸气等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。Hydrocarbon：CnH2n+2C1(70~98%)、C2(<10%）C3~C5(百分之几)、C6+（甚微）Non-hydrocarbon：H2S、CO2、N2、CO、Ar、He一、天然气的组成与分类天然气的组成1、天然气的组成天然气中各组分气体所占总组成的比例实验室用气相色谱仪分析 天然气组成的表示方法三种方法：摩尔组成、体积组成、质量组成 摩尔组成：用yi表示，最常用的一种表示方法各组分的摩尔数占总摩尔数的分数。（摩尔分数，可用百分数，也可用小数表示）一、天然气的组成与分类1、天然气的组成 天然气组成的表示方法 体积组成：也常用符号yi表示各组分的体积占总体积的分数。 当考虑天然气为遵循阿伏加德罗定律的混合气体时，其体积组成与摩尔组成相等 质量组成：也常用符号Wi表示各组分的体积占总体积的分数。思考：已知摩尔组成如何换算为质量组成？一、天然气的组成与分类2、天然气的分类天然气的分类按烃类组分关系按矿藏特点按H2S、CO2含量干气：地下地面均呈气态，C5+<13.5cm3/m3湿气：地下气态，地面液，C5+>13.5cm3/m3纯气藏气：地下气态，C1>90%，C2-C4少，C5+甚微，γg0.5-0.6酸性天然气：S>20mg/Sm3贫气：C3+<100cm3/m3富气：C3+>100cm3/m3凝析气藏气：地层原始状态呈气态，开发过程中，当地层压力低于露点压力时有液烃析出，C160-90%，C5+较高，γg0.7-0.9油田伴生气：地下与原油共存，伴随原油产出，C1<60%，C5+甚微，γg>1净气：S<20mg/Sm3二、天然气常用参数计算1、平均相对分子质量(视相对分子质量) 定义：标态下1kmol（0℃、0.101MPa、22.4m3）天然气具有的质量。单位：kg/kmol2、天然气的密度 定义在一定温度压力下，单位体积天然气的质量。理想气体实际气体二、天然气常用参数计算3、天然气相对密度 定义：(specificgravityorrelativedensity)在相同温度、压力下天然气的密度与干燥空气的密度之比。4、天然气比容 定义：(specificvolume)单位质量天然气所占据的体积理想气体实际气体二、天然气常用参数计算5、天然气偏差因子 偏差系数定义指在相同温度、压力下，真实气体所占体积与相同量理想气体所占体积的比值。 实际气体分子有体积，真实气体比理想气体难压缩 实际气体分子间有引力，真实气体比理想气体易压缩 Z的大小反映了两种相反作用的综合结果 Z>1，真实气体比理想气体难压缩，体积更大 Z<1，实际气体比理想气体易压缩，体积较理想气体小 Z=1，实际气体接近理想气体仅当p很低，T较高时，可认为Z=1，相当于理想气体二、天然气常用参数计算5、天然气偏差因子 偏差系数的确定 实验测定法特点：可靠，但周期长，成本高，不适用于一般工程上的计算。 查图版法Standing-Katz图版特点：查图较简单，在大多数工程上满足工程要求，在油田上用得较广。0<Ppr<15,0<Tpr<3查图版法确定偏差系数的步骤对天然气混合物，工程上常应用拟对比压力Ppr和拟对比温度Tpr表示，将混合气体视为“纯”气体，利用对应状态原理，就可求得Z值。确定偏差系数的步骤：A、根据已知天然气的组成或相对密度求拟临界温度、拟临界压力B、如含有非烃H2S、CO2，对拟临界温度和拟临界压力进行校正C、根据给定的温度、压力，计算拟对比温度和拟对比压力D、查图版，求得偏差系数对于非烃如H2S、CO2含量较高时，应对Tpc和ppc校正，校正后的拟临界温度和压力：对干气:对凝析气:二、天然气常用参数计算5、天然气偏差因子 偏差系数的确定 计算法Gopal方法、H-Y(Hall-Yarborough)方法DPR(Dranchuk-Purvis-Robison)方法DAK(Dranchuk-Abu-Kassem)方法等这些经验公式选用的状态方程不同，计算结果也有差异H-Y方法被认为是最精确的计算方法之一二、天然气常用参数计算6、体积系数 定义：相同数量的天然气在地层条件下的体积与其在地面标准条件下的体积之比，用符号Bg表示 两个特定状态，与过程无关 单位：m3／sm3 Ｂg<<１psc=0.101325Tsc=293.15二、天然气常用参数计算7、天然气粘度 定义：天然气内摩擦阻力的量度，单位面积上的剪切力与垂直流动方向上的速度梯度成正比，比例系数即为流体的粘度。绝对粘度（动力粘度）Pa.s流体的粘度也可以用运动粘度表示二、天然气常用参数计算7、天然气粘度 影响因素分析 低压条件下 气体的粘度随温度的增加而增加 气体的粘度随气体分子量的增大而减小 低压范围内，气体的粘度几乎与压力无关 高压条件下 气体的粘度随温度的增加而减小 气体的粘度随气体分子量的增大而增大 气体的粘度随压力的增大而增大二、天然气常用参数计算7、天然气粘度 确定方法 CarrKobayshi&Burrows图版 Dempsey方法 Lee等人的方法（常用）--天然气的粘度，mPa.ST--绝对温度，Kg--天然气密度，g/cm3二、天然气常用参数计算8、天然气含水量 表示方法X——绝对湿度，kg/m3；W——水蒸汽的质量，kg；V——湿天然气的体积，m3；pvw——水蒸汽的分压，kgf/m2；T——湿天然气的绝对温度，K；Rw——水蒸汽的体积常数，Rw=47.1kg.m3/(kg.K)。用绝对湿度和相对湿度表示 绝对湿度每1m3的湿天然气所含水蒸汽的质量。 相对湿度饱和绝对湿度：指在某一温度下，天然气中能含有最大的水蒸汽量相对湿度：在同样温度下，绝对湿度与饱和绝对湿度之比绝对干燥的天然气，pvw=0，则φ=0；当湿天然气达到饱和时，pvw=psw，则φ=1；一般湿天然气，0<φ<1。二、天然气常用参数计算8、天然气含水量 表示方法 随压力增加而降低； 随温度增加而增加； 在气藏中，与天然气相平衡的自由水中盐溶解度有关，随含盐量的增加，天然气中含水量降低； 高比重的天然气组分，含水量少； 气体中N2含量高，会使水蒸气含量降低； 气体中CO2和H2S含量高，会使水蒸气含量上升。二、天然气常用参数计算8、天然气含水量 天然气含水量的影响因素二、天然气常用参数计算8、天然气含水量 确定方法实验测定法 仪器测量：冷却镜面凝析湿度计和电解式水含量分析仪 化学法测定：卡尔费休法，五氧化二磷吸收法和比色法查图版法公式计算方法天然气田的开发与油田开发有许多相似之处，但由于天然气与原油性质不同，在气井向井流动态、天然气采收率等方面都与油田开发有所差别。气田与油田开发的差异第二章天然气田的开发特点第一节、气田的驱动方式第二节、天然气向井流动的特点第三节、气田开发的典型阶段第四节、天然气田的采收率第一节、气田的驱动方式1、驱动方式类型 气田的驱动方式：地层中决定天然气向井底的动力。气驱：气体流向井底的动力是压缩气体的弹性能量水驱：气体流向井底的动力是压缩气体的弹性能量以及边底水的压头作用第一节、气田的驱动方式1、驱动方式类型 气藏驱动指数：气藏开采过程中，某一种驱动能量占总能量的百分数。 类型 气藏个数 WEDI 平均无水期 平均稳产期 平均采收率，% 范围 平均 年 采出程度，% 年 采出程度，% 气驱气藏 — — — — — — — >85 强水驱气藏 10 0.32-0.88 0.49 2.0 14.5 4.0 34.2 60.7 水驱气藏 10 0.12-0.32 0.23 2.9 29.5 3.6 37.3 69.2 弱水驱气藏 7 0.02-0.12 0.08 7.2 34.0 7.3 41.5 80.3第一节、气田的驱动方式2、驱动方式判别气体膨胀量气藏总采出量水侵量利用状态方程气藏视地质储量定容封闭气藏水驱气藏第一节、气田的驱动方式2、驱动方式判别 视地质储量法当气藏在无水驱的情形下，视地质储量Ga为常数，不随累积采气量的变化而变化，如直线a，如果曲线上弯，说明气藏有水侵发生，如图b、c曲线。气藏视地质储量Ga第一节、气田的驱动方式2、驱动方式判别 视地层压力法根据实测生产数据作出P/Z-Gp的关系图由直线或曲线的形状就可识别早期水侵，即由此可以判断气井见水之前的气藏开采初期气藏属于水驱气藏还是定容封闭气藏。1—在无限小的采气速度和水压驱动下2、2a、2b、3—在实际开发速度和水压驱动下4—在气驱情况下或者在水驱和气藏开发速度无限大的情况下第一节、气田的驱动方式由图可以看出：虽然气藏已经开采了9年，但其压降曲线仍为一条直线。因此，如果按照视地层压力识别法，该气藏可能会被定义为定容性封闭无水气藏。因此，视地层压力分析法具有较大的局限性，对气藏的水驱作用不太敏感。 点序 P/Z（MPa） Gp（108m3） Wp（m3） 1 36.532 0 140 2 34.753 3.8258 240 3 33.229 6.9604 392 4 31.544 10.4388 701 5 29.69 12.1564 1021 6 28.816 16.9646 1980Chart2 36.532 34.753 33.229 31.544 28.816累积采气量Gp,108m3视地层压力P/Z,MPaSheet1 渡2井 渡2井 Φ Swi Sgr Mgw Bg hg a q*10000 tbt2 a a tbt2 tbt3 0.0755 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 23 200 2 23.2833414806 100 300 5.8208353702 52.3875183314 0.0755 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 23 200 3 15.5222276538 100 300 3.8805569134 34.925012221 0.0755 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 23 200 4 11.6416707403 100 300 2.9104176851 26.1937591657 0.0755 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 23 200 5 9.3133365923 100 300 2.3283341481 20.9550073326 0.0755 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 23 200 6 7.7611138269 100 300 1.9402784567 17.4625061105 0.0755 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 23 200 7 6.6523832802 100 300 1.66309582 14.9678623804 0.0755 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 23 200 8 5.8208353702 100 300 1.4552088425 13.0968795829 0.0755 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 23 200 10 4.6566682961 100 300 1.164167074 10.4775036663 渡1B井 渡1B井 Φ Swi Sgr Mgw Bg hg a q*10000 tbt 0.101 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 25 400 15 18.0563776911 0.101 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 25 400 20 13.5422832683 0.101 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 25 400 25 10.8338266147 0.101 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 25 400 30 9.0281888455 0.101 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 25 400 35 7.7384475819 0.101 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 25 400 40 6.7711416342 0.101 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 25 400 45 6.0187925637 0.101 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 25 400 50 5.4169133073 渡3井 渡3井 Φ Swi Sgr Mgw Bg hg a q*10000 tbt 0.0892 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 63 400 30 20.0929940738 0.0892 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 63 400 35 17.222566349 0.0892 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 63 400 40 15.0697455554 0.0892 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 63 400 45 13.3953293826 0.0892 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 63 400 50 12.0557964443 0.0892 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 63 400 55 10.9598149494 0.0892 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 63 400 60 10.0464970369 0.0892 0.345 0.071 3.86066348 0.0032 63 400 70 8.6112831745Sheet1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0200m100m300m产量q,104m3/d见水时间t,(年）Sheet2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0渡1B井渡3井产量q,104m3/d见水时间t,(年)Sheet3 罗家1井 罗家1井 Φ Swi Sgr Mgw Bg hg a q*10000 tbt 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 500 60 28.9277498715 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 500 65 26.7025383429 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 500 70 24.7952141756 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 500 75 23.1421998972 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 500 80 21.6958124036 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 500 85 20.4195881446 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 500 90 19.285166581 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 500 100 17.3566499229 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 500 120 14.4638749358 罗家2井 罗家2井 Φ Swi Sgr Mgw Bg hg a q*10000 tbt 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 70 400 60 44.6387322462 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 70 400 65 41.2049836119 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 70 400 70 38.2617704967 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 70 400 75 35.7109857969 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 70 400 80 33.4790491846 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 70 400 85 31.5096933502 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 70 400 90 29.7591548308 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 70 400 100 26.7832393477 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 70 400 120 22.3193661231 罗家1井 罗家1井 Φ Swi Sgr Mgw Bg hg a q*10000 tbt 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 300 70 8.9262771032 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 400 70 15.8689370724 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 500 70 24.7952141756 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 600 70 35.7051084128 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 700 70 48.5986197841 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 800 70 63.4757482895 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 900 70 80.3364939289 0.09 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 30 1000 70 99.1808567023 0.09 0.1 罗家2井 罗家2井 Φ Swi Sgr Mgw Bg hg a q*10000 tbt 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 50 300 70 15.3730327889 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 50 400 70 27.3298360691 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 50 500 70 42.702868858 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 50 600 70 61.4921311555 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 50 700 70 83.6976229616 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 50 800 70 109.3193442764 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 50 900 70 138.3572950998 0.093 0.1 0.23 12.5842174553 0.00312 50 1000 70 170.8114754318 0.093 0.1Sheet3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0罗家1井罗家2井产量q,104m3/d见水时间t,(年) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0罗家1井罗家2井气井距气水边界的距离a,m见水时间t,(年) 孔隙度 渗透率 天然气粘度 地层水粘度 气层厚度 天然气体积系数 罗家1井 0.09 123.84 0.698 0.4 30 0.00312 罗家2井 0.093 47.32 0.698 0.4 62.5 0.00312 p/z Gp 26.606 0 26.38 46.065 26.278 89.451 26.187 132.99 26.123 171.95 26.059 208.559 25.996 243.078 25.95 272.96 25.904 300.673 25.858 326.802 p/z Gp w R 36.532 0 1 0 34.753 3.8258 0.9513029673 0.0501685047 33.229 6.9604 0.9561476707 0.0912731612 31.544 10.4388 0.9492912817 0.136886138 29.69 12.1564 0.9412249556 0.1594093812 28.816 16.9646 0.9135176262 0.2224602998 w1 R w2 w3 w4 w5 w6 w7 w8 w9 w10 1 0 1.1111111111 1.25 1.4285714286 1.6666666667 2 2.5 3.3333333333 5 10 0.9 0.1 1 1.125 1.2857142857 1.5 1.8 2.25 3 4.5 9 0.8 0.2 0.8888888889 1 1.1428571429 1.3333333333 1.6 2 2.6666666667 4 8 0.7 0.3 0.7777777778 0.875 1 1.1666666667 1.4 1.75 2.3333333333 3.5 7 0.6 0.4 0.6666666667 0.75 0.8571428571 1 1.2 1.5 2 3 6 0.5 0.5 0.5555555556 0.625 0.7142857143 0.8333333333 1 1.25 1.6666666667 2.5 5 0.4 0.6 0.4444444444 0.5 0.5714285714 0.6666666667 0.8 1 1.3333333333 2 4 0.3 0.7 0.3333333333 0.375 0.4285714286 0.5 0.6 0.75 1 1.5 3 0.2 0.8 0.2222222222 0.25 0.2857142857 0.3333333333 0.4 0.5 0.6666666667 1 2 0.1 0.9 0.1111111111 0.125 0.1428571429 0.1666666667 0.2 0.25 0.3333333333 0.5 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 p/z Gp Bgi Bg Bg-Bgi wp(m3) Ga 36.532 0 0.003322 0.003322 0 140 0 34.753 3.8258 0.003322 0.0034920526 0.0001700526 392 78.5863600666 33.229 6.9604 0.003322 0.0034743587 0.0001523587 701 158.7696195483 31.544 10.4388 0.003322 0.0034994528 0.0001774528 1021 205.915628545 29.69 12.1564 0.003322 0.0035294432 0.0002074432 1523 206.902695796 28.816 16.9646 0.003322 0.0036364925 0.0003144925 1980 196.2254741178 点序 视地层压力 累积产气量 视地质储量 累积产水量 1 36.532 0 0 140 2 34.753 3.8258 78.586 240 3 33.229 6.9604 158.77 392 4 31.544 10.4388 205.916 701 5 29.69 12.1564 206.903 1021 6 28.816 16.9646 196.225 1980 累积产气量 采出程度 相对地层压力 36.532 0 0 1 34.753 3.8258 0.0501685047 0.9513029673 33.229 6.9604 0.0912731612 0.9561476707 31.544 10.4388 0.136886138 0.9492912817 29.69 12.1564 0.1594093812 0.9412249556 28.816 16.9646 0.2224602998 0.9135176262 累积产气量 视地质储量 3.8258 78.586 6.9604 158.77 10.4388 205.916 12.1564 206.903 16.9646 196.225 p/z Gp w R 36.532 0 1 0 34.753 3.8258 0.9513029673 0.0501685047 33.229 6.9604 0.9561476707 0.0912731612 31.544 10.4388 0.9492912817 0.136886138 28.816 16.9646 0.9135176262 0.2224602998 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0气藏采出程度,R相对压力 0 0 0 0 0累积产气量Gp视地质储量Ga 0 0 0 0 0累积采气量Gp,108m3视地层压力P/Z,MPa第一节、气田的驱动方式2、驱动方式判别 辅助资料综合判别 用钻开水层的测压井压力(水位)变化数据判别 用地球物理测井数据监测不同时间的气水界面位置 气井水淹 产出水离子分析监测测压井系统中压力(水位)下降，常常是水已进入气藏的证据地层驱动方式的补充资料，判断气田的驱动方式监测与天然气一同采出的水中氯离子含量：克拉斯洛达尔地区监测与天然气一同采出的水中钾离子含量：奥林尔格碳酸盐气田第二章天然气田的开发特点第一节、气田的驱动方式第二节、天然气向井流动的特点第三节、气田开发的典型阶段第四节、天然气田的采收率第二节、天然气向井流动特点1、气井的分类气井是天然气田开发系统的最重要的单元。气井充当与地层联系的通道，通过它实现对气田开发过程的调节，从气井中采出天然气和凝析油。按用途可以分为六类：钻探井生产井注入井观察井测压井研究气藏的地质特点和它周围地层的水压系统开采天然气和凝析油，提供关于地层参数、气藏和含水区的断裂构造以及供水区活跃程度等方面的情况，研究这些井能进一步掌握气田的情况用于监察气藏中发生的变化。钻在含气区的这类井成为观察井，钻在含气边界以外的井称为测压井。这类井的观察可以得到地层压力随时间的变化情况、水向气藏推进的情况第二节、天然气向井流动特点2、气体向生产井流动的特点 气体在地层的近井地区是非线性渗流 地层近井地区压力损失大 射孔完井时流线会向射孔段弯曲集中 地层出现两相渗流第二章天然气田的开发特点第一节、气田的驱动方式第二节、天然气向井流动的特点第三节、气田开发的典型阶段第四节、天然气田的采收率第三节、气田和凝析气田开发的典型阶段1、气田开发阶段的划分按目的和任务工业性生产试验阶段工业性开发阶段根据产量变化产量上升阶段稳产阶段产量递减阶段是否满足进站不增压开采阶段增压开采阶段气田开发阶段的划分第三节、气田和凝析气田开发的典型阶段2、不同开发阶段的开发特点 都具有气井采气量、平均地层压力和井底压力随时间下降的特点 在第一、二阶段需要增加井数，第三阶段气田采气量下降 一阶段末和二阶段初、中期，气田开发和矿场建设的经济指标达到最好 三阶段，水淹井和停产井增多，产水井数不断增加第二章天然气田的开发特点第一节、气田的驱动方式第二节、天然气向井流动的特点第三节、气田开发的典型阶段第四节、天然气田的采收率第四节、天然气田采收率1、气藏采收率的几种计算方法 物质平衡法对于一个具有天然水驱的气藏，其物质平衡方程可表示为：原始储量=累积采出量+剩余储量+水侵量EPB*ED=1-(1-EP-B*)RPED=GP/G第四节、天然气田采收率 产量递减法气田进入递减阶段后，使用递减规律计算气田采收率产量递减法是利用实际气藏递减期的产量时间或累计产量时间的关系，在指定废弃产量下，求得递减期的累计产量 罗杰斯蒂函数法在气藏开采递减期，气藏的储量全部开始动用，则年产量与相应累计产量Gp的比值与Gp的关系可用下式表示第四节、天然气田采收率 废弃地层压力的确定确定方法Pa=Pi×10%（H=1524m，Pi=13.11MPa）Pa=H×0.001153～0.002306（凝析气藏）Pa=H×0.002191（凝析气藏）Pa=Pi×10%+0.703Pa=0.3515+0.0010713×H调整原则根据生产状况调整Pa=Pa×(110%～115%)几口井限制采气量Pa=Pa×(115%～140%)大多数井产水根据无阻流量调整当实际AOF偏离AOF的25-50%时，修正15-25%当实际AOF偏离AOF的25-50%时，修正15-25%根据其他因素调整Pa=Pa×115%天然气中含硫和酸性气体Pa=Pa×85%干气藏或中浅层气藏Pa=Pa×85%输送压力低第四节、天然气田采收率 不同类型气藏采收率М.А.日丹诺夫和Г.Т.尤金建议,在气驱条件下,天然气的采收率采用0.9～0.95,而在水驱条件下采用0.8。加拿大学者G.J.Dessorcy我国天然气储量计算规范弹性气驱0.7～0.95弹性水驱0.45～0.70致密气藏可低到0.30凝析气藏气：0.65～0.80油：0.45～0.60气驱气藏0.8～0.95水驱气藏0.45～0.60致密气藏＜0.60凝析气藏气：0.65～0.85油：0.40√以上只是参考，针对具体气藏的多种因素统一考虑第四节、天然气田采收率2、增加地层天然气采收率的可能性对于气驱气藏来说，除了合理制定开发方案、合理生产以外，在提高采收率方面可以做的工作较少对于水驱气藏来说，影响天然气采收率的原因主要是由于储层的非均质性和开发方案不合理，造成的排驱不均匀 地层压力较高时，所有生产井水淹 相当数量的生产井停产，开发后期采气量下降 非均质性造成”死气区“ 生产层在横、纵向上排驱不均匀第四节、天然气田采收率3、提高天然气和凝析油采收率的方法提高天然气采收率问题是多方面的，它涉及储层特性、开发方法的合理性、调节和增产手段等系列问题。 加强储层研究，尽可能认清储层特性，在此基础上制定合理的开发方案 重视研究对天然气田开发过程起积极作用的新方法，并对新方法提出在工业试验和工业性生产规模中的检验依据 鼓励从事开发和实行提高地层气和凝析油采收率方法的综合措施 提高从事气田开发管理人员的综合素质;进一步提高工程技术人员的技术水平气田开发是一项系统工程，它涉及气藏开发地质学、地下渗流力学、管道流动力学、机械学、化学工程学和企业经济学等学科。气田开发方案设计需要进行气藏工程、钻井工程、采气工程、地面集输工程的综合设计。第三章气田开发设计与分析第一节、气藏储量计算与综合评价第二节、气田开发方针与指标第三节、气田开发方案的基本组成第四节、气田开发方案的编制第五节、气田开发分析第一节、气藏储量计算与综合评价 气藏储量是气田开发设计的必要参数，也是基本参数 处在不同勘探与开发阶段的气藏所取得的资料不同，对气藏的认识程度也不同，因此所采用的储量计算方法也应该有所不同 在气藏的识别阶段，可采用类比资料法，估算单位面积的可能储量 在试采阶段，可采用容积法计算气藏的静态储量 在气藏开发阶段，可以利用动态资料计算气藏的动态储量第一节、气藏储量计算与综合评价1、储量确定方法 容积法容积法计算天然气储量是气田勘探开发全过程中最广泛应用的一种方法，它是储层孔隙体积、含气饱和度和天然气体积系数三个数的乘积。G—天然气原始地质储量(108m3)；A—含气面积(km2)；h—平均有效厚度(m)；Φ—平均有效孔隙度(f)；Sgi—平均原始含气饱和度(f)；T—平均地层温度(K)；Tsc—地面标准温度(K)；Pi—平均原始地层压力(MPa)；Psc—地面标准压力(MPa)；Zi—原始气体偏差系数，无因次量。第一节、气藏储量计算与综合评价 物质平衡法（气驱时称为压降法）物质平衡法计算天然气储量也是气藏工程常用的方法之一开采初期，水侵量We→0，上式P/Z～Gp可近似呈直线关系，由早期的直线段外推可求出气藏的原始地质储量第一节、气藏储量计算与综合评价 弹性二相法封闭地层压力进入拟稳定期时，地层中各点的压力下降速度相同，又称为弹性二相过程。其压力响应方程为：第一节、气藏储量计算与综合评价 不稳定晚期法在不稳定早期和拟稳期之间存在一个过渡段，称为不稳定晚期，此时压力波已传播到地层边界但未形成等速度的变化。在实际应用中，是一个未知数，常用试算法求得，步骤是假定一个，按与t作图，当选择合适的时，就会出现直线段。_1106463884.unknown_1106463920.unknown_1106463942.unknown_1106463857.unknown第一节、气藏储量计算与综合评价 压力恢复法对于不稳定试井早期的气井，压力恢复曲线方程式可表示为：第一节、气藏储量计算与综合评价2、储量的综合评价对于气藏，我国颁发的储量规范中规定各单位申报的气藏储量必须按照以下五各方面进行综合评价储量评价流度（K/μ）10-3μm2/(mPa·s)地质储量丰度108m3/km2地质储量108m3气井产能大小104m3/（km·d）储层埋藏深度m高>80中30～80低10～30特低<10高丰度>10中丰度2～10低丰度<2大型气田>300中型气田50～300小型气田<50高产>15中产3～15低产<3浅层<1500中深层1500～3200深层3200～4000超深层>4000第三章气田开发设计与分析第一节、气藏储量计算与综合评价第二节、气田开发方针与指标第三节、气田开发方案的基本组成第四节、气田开发方案的编制第五节、气田开发分析第二节、气田开发方针与指标1、气田、凝析气田开发方针 提高经济效益--坚持稳定发展方针，坚持“少投入，多产出” 科学的开发程序--先探明储量，再建设产能，后安排生产 有效实用的工艺技术--争取更高的最终采收率及最佳经济效益 精心设计施工--天然气开发系统上、下游合理配套 贯彻地质研究和动态监测 做好产量接替--实现气田开发生产的良性循环 采用先进技术 做到五个合理--开发方式、层系划分、井网部署、生产制度、后备储量第二节、气田开发方针与指标2、气田开发指标 气田试采方案指标 气田开发方案指标 开发后评估指标 气田开发水平高低的衡量指标第三章气田开发设计与分析第一节、气藏储量计算与综合评价第二节、气田开发方针与指标第三节、气田开发方案的基本组成第四节、气田开发方案的编制第五节、气田开发分析第三&四节、气田开发方案编制1、编制气田开发方案的目的和意义气田在获得国家批准的探明储量和试采动态资料后编制气田开发方案。它是气田开发建设和指导生产的重要文件，气田投入开发必须有正式批准的开发方案。气田开发方案的组成以气田地质特征为基础，由气藏工程设计、钻井和采气工程设计、地面工程设计和经济评价四个部分组成，缺一不可，确保气田开发方案的系统效益。第三&四节、气田开发方案编制2、开发方案的基本组成 阶段 气田开发准备阶段 气田开发实施阶段 早期 中期 后期 产能建设 稳产 递减 减压小产量 储量级别 控制储量 落实探明储量 探明储量 开发已探明储量 方案设计 气田开发概念设计 气田开发评价设计 气田开发方案设计 气田开发方案实施 气田开发调整方案 备注 气藏储量＜100×两者可合并 — 动态监测贯彻于始终第三&四节、气田开发方案编制3、气田开发方案的编制内容及基本流程第三&四节、气田开发方案编制3、气田开发方案的编制内容一个完整的气田开发方案应该包含以下10个方面的内容：气藏概况气藏描述储量计算气藏工程设计钻井工程设计采气工程设计地面建设工程设计经济评价最佳方案确定方案实施要求气田开发方案（1）气藏概况气藏概况主要包括气藏地理、区域地质、勘探成果及开发准备等方面的主要信息及成果概述。 地理与交通：气田地理概述中需要明确气藏的地理位置、交通情况；描述气藏所属区的四季温度表化、降水量及海况等气候特点；简介与气田有关的经济状况。 区域地质概况：描述气藏所处构造位置、区域地质背景等。 勘探简况与勘探成果：要交代气田（藏）的历程；概述气田地震方法、工作量、测线密度及成果；简述气田（藏）的探井、评价井井数，取心情况及测井系列。 试采简况：简介气藏试采历程。第三&四节、气田开发方案编制实例（2）气藏描述第三&四节、气田开发方案编制气藏是由气藏流体及储存气藏流体的岩石构成的地质体。气藏地质特征描述就是从静态的角度，充分应用所获取的钻井、测井、地震及测试等各种资料，研究、描述气藏外部特征、内部结构及天然气在气藏中的分布规律等气藏特征。因此，气藏地质特征描述主要包括以下及各方面的内容。实例（3）储量计算一定规模的天然气地质储量是进行气藏开发、确定投资与建设规模、评估气藏资源性资产的重要物质基础。天然气地质储量计算与否直接影响着气藏开发决策的成败与得失。因此，正确计算天然气储量成为气藏评价工作中重要组成环节。根据SY/T6106-2003“气田开发设计编制技术要求”中的标准，在储量计算环节中主要包括容积法储量、动态法储量、可采储量及储量评估四个部分的内容。第三&四节、气田开发方案编制（4）气藏工程设计气藏工程设计核心内容是通过对气田开发全过程的跟踪模拟和优化，达到全气藏开发指标总体最优和单井开采工艺参数组合的最优，重点要回答以下问题： 储层、井位是否连通？压力、水动力系统是否统一？气水边界是否确定？ 开发方式是否合理？天然能量是否充分利用？如果存在边水或底水，水体活动规律如何？它对开发过程有何影响？ 井网、井位、井数等布井方式是否合理？是否既能控制住可采储量，又能符合少井高产的原则？单井的产能如何？如何对每口井进行合理配产？第三&四节、气田开发方案编制 层系划分是否合理？每口井、每一层的供气能力与井的排气能力是否协调？如何实现最佳开采？ 如何选定适当的数值模拟模型，在历史拟合基础上，对单井及全气藏开采动态进行数值模拟？对开采动态进行预测，并给出最佳的开发方案。实例第三&四节、气田开发方案编制（5）钻井工程设计（6）采气工程设计实例实例第三&四节、气田开发方案编制（7）地面工程设计主要工程量及投资生产配套工程集输工程 净化工程集气、输气支干线集气规模、管线规格和节点压力 设计规模 净化装置设置 压力、温度设计 净化气指标 工艺流程生产倒班点伴行公路模和总体布局；集气、输气工程；处理、净化工程；系统配套工程；总图设计；节能；健康安全环境和应急预案；组织机构和人员编制；工程实施进度；地面工程主要工作量及投资估算等。实例第三&四节、气田开发方案编制（8）经济评价（地下部分）气田开发方案经济评价主要指财务评价，在国家和石油行业现行的财税制度和价格体系下，分析测算开发方案的效益与费用，考察方案的获利能力、清偿能力以及外汇效果等财务状况，以判断开发方案在财务上的可行性。 什么是气田开发方案经济评价？第三&四节、气田开发方案编制由于气田开发工程具有投资大，工程量大、技术密集程度高、风险大等特点，经济评价的任务主要有以下三个方面： 气田开发经济评价的任务是什么？ 进行工程技术方案的经济评价与可行性研究； 开展气田开发边际效益分析； 开展气田开发经济动态预测与分析。 可衡量方案的财务盈利能力； 可用于筹措资金； 可合理配置国家有限资源； 能真实反映气田开发方案对国民经济的净贡献； 能正确进行投资决策。 气田开发经济评价有什么作用？由于气田开发工程具有投资大，工程量大、技术密集程度高、风险大等特点，经济评价的任务主要有以下三个方面： 气田开发经济评价的任务是什么？ 进行工程技术方案的经济评价与可行性研究； 开展气田开发边际效益分析； 开展气田开发经济动态预测与分析。第三&四节、气田开发方案编制气田开发经济评价的基本依据气田的各项重要的技术经济指标，以及与这些开发指标有关的气藏性质、流体性质、采气工艺、建筑设施及气田自然环境等方面的情况，主要包括： 气田的布井方案； 气田开发速度、单井采气量、气田年产量、年产液量的变化情况； 气田的开发年限及开发阶段的划分； 在不同开发阶段，不同开采方式的井数； 气藏埋深、气层总厚度、渗透率分布和气体性质； 气田地质储量及采收率； 气田地面建设流程和建设进度； 勘探工作量，包括已完成地震测线长度及还需进一步进行的工作；资金来源及利率，天然气价格及价格上涨率； 基本建设工程概算定额等。 气田开发经济评价以什么为依据？第三&四节、气田开发方案编制第三章气田开发设计与分析第一节、气藏储量计算与综合评价第二节、气田开发方针与指标第三节、气田开发方案的基本组成第四节、气田开发方案的编制第五节、气田开发分析第五节、气田开发分析建立适合气藏特点和开发方式的监测系统，根据不同生产阶段的特点，制定生产动态监测计划，取全、取准监测资料。1、动态监测第五节、气田开发分析2、动态分析 整理分析地球物理测井、气水动力学试井及特殊试井的结果 分析监测数据与方案指标进行对比分析 分析各种强化采气措施的效果 修正开发方案，或对开发方案进行局部调整第四章气井产能气井产能是单位生产压差条件下有多少天然气从气藏流向井底。与气藏本身的渗流特性、气体性质、气藏压力和温度等参数有关，一般用产能公式来描述。描述地层压力，井底流压和产量之间的关系式产能方程产能试井工艺反映气井流入特性的方程，称为产能方程流入动态：根据产能方程确定的井底压力与产量的关系一定地层压力流入动态曲线：根据产能方程绘制的井底压力与产量的关系曲线第四章气井产能第一节、气井产能理论公式第二节、气井产能经验方程第三节、气井产能试井第四节、完井方式对气流入井的影响第五节、水平气井产能方程第一节、气井产能理论公式1、稳定状态流动的气井产能公式 稳定状态流动达西产能方程 假设条件 水平、均质K 等厚h、圆形气藏 单相气体 服从达西平面径向流Pehrwrepr第一节、气井产能理论公式 稳定状态流动达西产能方程 公式推导运动方程：连续性方程：气体状态方程：qcm3/sKμm2μmPa·shcmrcmpatm第一节、气井产能理论公式方程右端积分，得：用目前气田实际使用的单位进行换算，得：压力P的函数第一节、气井产能理论公式Alhussaing和Ramey提出的拟压力定义式或第一节、气井产能理论公式目前，气田上仍习惯于用压力。取平均压力用去求和，并认为在积分范围内是常数。或第一节、气井产能理论公式 表皮效应第一节、气井产能理论公式 考虑表皮效应的达西产能公式由于钻井伤害或对储层进行改造，使得井底附近岩层渗透性变差或变好的现象，称之为表皮效应.用表皮系数S度量。Hawhins将表皮系数表示为：当K=Ka，S=0；当K>Ka，S为正值；当K<Ka，S为负值；第一节、气井产能理论公式 考虑表皮效应的达西产能公式将表皮系数产生的压降合并到总压降中或第一节、气井产能理论公式 稳定流动的非达西产能公式达西定律：粘滞性流体实验得出，=层流流动。实际情况：近井地带过流断面变小，流速增加，紊流流动，=非达西流动对于平面径向流（Forchheimer）达西流动非达西流动第一节、气井产能理论公式在稳定流动情况下，尽管是非线性渗流，但井的地面体积产量保持为常数，利用地面产量qsc代换v可得:分离变量，对r从rw→re，pwf→pe进行积分，得：第一节、气井产能理论公式气体平面径向非达西渗流的二项式产能方程F—非达西流动系数，MPa2/(m3/d)2。如果引入惯性系数D第一节、气井产能理论公式应用类似的方法，可以得到非达西产能方程的拟压力表述形式二项式产能方程第一节、气井产能理论公式不稳定早期不稳定晚期拟稳定流期弹性第一相弹性第二相生产时间井t=tp弹性第二相初期t=tb弹性第二相晚期第一节、气井产能理论公式对气藏来说，拟稳定状态将延续至气层能量枯竭为止。拟稳定状态？第一节、气井产能理论公式用平均地层压力表示的压力平方形式：第一节、气井产能理论公式利用气井试井资料确定气井产能方程时，可将产能方程改写成下面形式：或：式中，A--层流系数B—紊流系数第一节、气井产能理论公式井底压力为零时，气井的产量定义为绝对无阻流量AOF第四章气井产能第一节、气井产能理论公式第二节、气井产能经验方程第三节、气井产能试井第四节、完井方式对气流入井的影响第五节、水平气井产能方程第二节、气井产能经验方程1、经验产能方程式经验式，也称指数式：式中qsc——日产气量,104m3/d；pR——平均地层压力,Mpa；pwf——井底流动压力；C——系数，104m3/d·(Mpa)-2；n——指数；第二节、气井产能经验方程 n系数（0.5≤n≤1）n＝1时为达西流，n=0.5，非达西流动，n由1.0向0.5减小，说明井底附近的视表皮系数可能增大。n>1说明试井存在问题，须重新进行试井。 C系数第四章气井产能第一节、气井产能理论公式第二节、气井产能经验方程第三节、气井产能试井第四节、完井方式对气流入井的影响第五节、水平气井产能方程第三节、气井产能试井工艺 通过现场测试和分析，了解气井在不同工作制度下的产气量 通过对产气量Qg和生产压差(PR-Pwf)的分析，建立气井的产能，推算气井的极限产量-无阻流量，画出IPR曲线 确认具有工业产气能力的气井和含气面积，落实新探明气区和工业可采储量 预测气井的稳产能力和产气能力的变化规律，用于气田开发方案的设计和调整第三节、气井产能试井工艺1、试井设计求气井产能，必须进行现场试井，气井试井用几级流量？流量的次序？测试时间要多长？对地面的要求如何？用什么仪表？等等。地面流程要求、仪表要求、放喷要求测试产量及顺序要求、测试时间要求第三节、气井产能试井工艺 地面流程的要求不含硫化氢的干气井：主要设备是针形阀、流量计、油套管压力表、静重压力计、温度计、取样装置和大气压力计等。若是生产井试气，一般原有的井场流程设备可以借用。若是刚完钻的井试气，应准备放喷管线和临界流速流量计。对于凝析气井和气水井：井内的流体是气液两相，针形阀之后增加保温或防水合物设备及安装气液分离器、气液取样装置和计量仪表。对于含硫化氢的气井：除设备、仪表和管线需要考虑抗硫材质和采取防硫措施外，应采用撬装式轻型硫装置处理含硫气体。若气体无法处理，应在远离井口（25m以外）安装离地高度不低于`12m的火炬管线，在取得环保部门的同意下点火燃烧。第三节、气井产能试井工艺 仪表的要求对于纯气井，需测试井口最大关井压力、井口流动压力，套管压力表和油管表精度等级要符合试井要求，试井前必须用标准压力表或静重压力计校压，同时进行井口测压也是必要的。对于气水同产井或井底大段积液的井，应下井底压力计测压。如果不可能，也只有根据地面生产资料进行计算。生产井试气：气体流量一般都用孔板流量计测量。新井试气：使用临界流速流量计，对孔板、温度计和压力表应检查和校正。试井前，确定取温点和校正温度计也要从严要求。第三节、气井产能试井工艺 放喷的要求(井底有积液时)需在较大的生产压差下，喷净井底积液。如果气井是与集输管网相连，放喷意味着用较大的产气量多生产一段时间。如果这样作还不可能放喷干净，则有必要另拉放喷管线向大气放喷。第三节、气井产能试井工艺 安排测试气量的顺序试井的最小流量和最大流量控制在不大于井口最大关井压力的95%和不小于75%。流量的选择需在所确定的流量范围内，不会引起气井出砂或造成水的舌进或锥进。对于气水同产井，最小产量应大于最小携水气量。防止流量太大，造成井口温度过低或调压（节流）压差过大促进水合物的生成。对于凝析气井，杜绝在地层或井底凝析出液烃同时，流量的选择还要顾及工程因素。第三节、气井产能试井工艺通常试井的流量应是从小到大，按正顺序试井。反顺序试井：可以提高井底温度，有利于防止水合物的生成；排除井底积液。 确定压力稳定依据低渗气藏：高渗气藏：井口压力降低（如开井）或恢复（如关井）的过程中，在记录压力后15（或30）分钟内，压力变化小于前一个记录压力读数的千分之一，即可认为气井已稳定。第三节、气井产能试井工艺2、试井方法及试井资料分析方法 常规回压试井 等时试井 修正等时试井 一点法试井第三节、气井产能试井工艺 常规回压试井(1)测试方法　　工作制度的选择最小产量：稳定流压尽可能接近地层压力；最大产量：保证稳定生产的前提下，使稳定油压接近自喷最小油压；在最大、最小工作制度之间，均匀内插2-3个工作制度。　　基本操作连续以若干个不同的工作制度（一般由小到大，不少于三个）生产，每个工作制度均要求产量稳定，井底流压也要求达到稳定。记录每个产量qsci及相应的井底稳定流压pwfi，并测得气藏静止地层压力pR。第三节、气井产能试井工艺(2)资料分析方法 二项式分析方法压力平方形式：拟压力形式：二项式产能的确定方法第三节、气井产能试井工艺二项式产能曲线第三节、气井产能试井工艺二项式产能的应用（１）计算无阻流量（2）预测产量（3）绘制IPR曲线第三节、气井产能试井工艺(2)资料分析方法 指数式方法第三节、气井产能试井工艺(2)资料分析方法 不易测取平均地层压力时的处理方法从二项式方程出发，在有多个稳定流量和对应的压力测点基础上，利用数学方法求取气层平均地层压力和绝对无阻流量，并求得气井二项式产能方程。yxC第三节、气井产能试井工艺A0A1x1A2x2如果测出了一组pwf2-qsc的测量值，就可以直接利用二元线性回归的方法，求出A0、A1、A2。第三节、气井产能试井工艺 等时试井(1)测试方法　　工作制度的选择与回压试井基本相同。　　基本操作连续以若干个不同的工作制度（一般由小到大，不少于三个）生产，在以每一产量生产后均关井一段时间，使压力恢复到（或非常接近）气层静压；最后再以某一定产量生产一段较长的时间，直至井底流压达到稳定。每测量一个流量，都必须在预先设定的生产持续时间测量井底流动压力。第三节、气井产能试井工艺(2)资料分析方法 二项式分析方法　１）在直角坐标系中，作点（qsci，(pR2-pwfi2)/qi）的回归直线，即二项式不稳定产能曲线，其斜率就是二项式产能方程的系数B。（pR2-pwf2）／qscqscCB=tg第三节、气井产能试井工艺（2）画稳定产能曲线　　CB=tgA等时试井二项式产能曲线　　过稳定点C（q５，(pR2-pwf５2)/q５）作不稳定产能曲线的平行线，便得到稳定产能曲线，图中AC所示，其纵截距就是产能方程的系数A。（pR2-pwf2）／qscqsc第三节、气井产能试井工艺(2)资料分析方法 指数式方法1）绘制lg(pR2-pwfj2)~lgqsci（i=1，2，3，4；Pwfi是第i次生产期末的井底流压）的关系曲线，称为不稳定产能曲线，图中AB所示。不稳定产能曲线BA101001000110100pR2-pwf2qscC第三节、气井产能试井工艺２）过稳定点C（q5，pR2-pwf52）作不稳定产能曲线AB的平行线CD，这就是稳定产能曲线。不稳定产能曲线BA101001000110100pR2-pwf2qCD稳定产能曲线用与回压试井解释相同的方法，由稳定产能曲线确定产能方程、无阻流量和预测产量。第三节、气井产能试井工艺 修正等时试井(1)测试方法　　改进的等时试井是对等时试井作进一步的简化而得到的。在等时试井中，各次生产之间的关井时间要求足够长，使压力恢复到气藏静压，因此各次关井时间一般来说是不相等的。各次关井时间相同，一般与生产时间相等，也可以与生产时间不相等，不要求压力恢复到静压。第三节、气井产能试井工艺(2)资料分析方法 二项式分析方法绘制产能曲线时：以(pwsi)-(pwfi)代替等时试井时的(pR)-(pwfi)以pwsi2-pwfi2代替等时试井时的pR2-pwfi2其中：pwsi是第i次关井期末的关井井底压力，i＝１,２,３,４除此之外，产能方程的确定及试井解释均和等时试井完全相同。第三节、气井产能试井工艺修正等时试井指二项式产能分析曲线第三节、气井产能试井工艺 一点法试井对于探井而言，由于地面设施尚未建成，如果采用上述的产能测试方法求去气井的产能，必然造成天然气的极大浪费，因此在这种情况下通过对气井进行压力和产量的一点测试，并依据一定的经验方程，可以获得气井的产能。对于已经进行过稳定试井的气井经过一段时间的开采之后，其产能可能有所变化，为了进行检验，也可以进行“一点法试井”，求取气井的产能。由于利用一点法所求气井产能用到的方程是经验统计结果，因此，对于所获得的产能数据要谨慎使用。第三节、气井产能试井工艺 一点法试井(1)测试方法一点法试井只要求测取一个稳定产量q，和在该产量生产时的稳定井底流压Pwf，以及当时气层的静压pR。(2)产能曲线的绘制　　在原来指数式产能曲线图上，画出一点法试井测得的数据点A(q，pR2-pwf2），再过这一点画原产能曲线的平行线，这就是该井当时的产能曲线。由此可以估算当时的无阻流量，也可以预测一定生产条件下的产量，方法与前面所述完全相同。第三节、气井产能试井工艺一点法试井产能分析曲线第三节、气井产能试井工艺(3)一点法试井的无阻流量经验公式　　如果在一个气田进行过一批井（层）的产能试井，取得了相当多的资料，则可以得出这个气田的产能和压力变化的统计规律，即无阻流量的经验公式。此后，在本气田或邻近地区的新井（层）进行测试时，如果没有取得回压试井或等时试井资料，但测得了一个稳定产量及相应的稳定井底流压和地层压力，则可以采用经验公式估算该井（层）的无阻流量。第三节、气井产能试井工艺无阻流量经验公式式中：qsc－点法试井实测产量，104m3/d;pwf－点法实测井底流压，MPa;pD－无因次压力，其定义为：第三节、气井产能试井工艺常见产能曲线类型 序号 二项式产能曲线 指数式产能曲线 分析 1 正常产能曲线高、中渗透性气井正常试井 2 气层压力测量偏低，井底有积液，或井底压力测量偏高第三节、气井产能试井工艺 序号 二项式产能曲线 指数式产能曲线 分析 3 气层压力测量偏高、或井底压力测量偏低 4 井底积液随测试产量增大而逐渐带出第三节、气井产能试井工艺 序号 二项式产能曲线 指数式产能曲线 分析 5 测试产量由大到小进行、小产量时井底积液带不出地面 6 (1)测试中随产量增大地层水侵入井底，引起水锥、压差增大时气量增加甚微；(2)井底堵塞，井壁跨塌；(3)测点未稳定第三节、气井产能试井工艺 序号 二项式产能曲线 指数式产能曲线 分析 7 水锥淹没产气有效层段，气相渗透率严重降低，压差增大时气量减小，水量增加，产能曲线倒转 8 随测试产量加大计量孔板前积液增多，气量逐渐比实际的变小第三节、气井产能试井工艺 序号 二项式产能曲线 指数式产能曲线 分析 11 低渗透气井，测点不稳定，测点混乱第四章气井产能第一节、气井产能理论公式第二节、气井产能经验方程第三节、气井产能试井第四节、完井方式对气流入井的影响第五节、水平气井产能方程第四节、完井方式对气流入井的影响钻井打开地层，产气层段的井底结构称为完井方式 气井完井方式的选择取决于气层的地质情况、钻井技术水平和采气工艺的需要 气井完井技术比油井的要求高、难度也大 基本的完井方式有四种：裸眼完井、裸眼-砾石填充完井、射孔完井、射孔-砾石填充完井 完井方式对气流入井的影响主要是完井方式本身产生的各种附加阻力，方程仍可用二项式表示第四节、完井方式对气流入井的影响对于可压缩的气体，在平面径向稳定渗流时，压力分布为：由图可见，从井壁至供给边缘，其压力分布也是一个漏斗曲面，但与液体比较，其压力损失集中在井底附近的现象更为显著。如上述同样条件，但在离井壁2m时，压力损失即为全程的一半。第四节、完井方式对气流入井的影响1、裸眼完井用途：碳酸盐岩和坚硬砂岩气层第四节、完井方式对气流入井的影响Sd是本地区现有技术下DST测得的值。Rd可根据下表确定Kd可以根据上述关系式反算若无资料可借鉴，建议采用rd=rw+0.3048第四节、完井方式对气流入井的影响2、裸眼砾石填充完井SPS-双层筛管外地层自然充填砂层表皮系数，实测或估计KS-双层筛管外地层自然充填砂层渗透率实测估计第四节、完井方式对气流入井的影响rS1-双层筛管外筛管外径，m；rS2-双层筛管内筛管内径，m；双层筛管尺寸的确定第四节、完井方式对气流入井的影响3、射孔完井多层气藏的分层开采、分层压裂、分层酸化、砂岩Sp—反映流线向孔眼汇集影响的系数；SPf—总的射孔表皮系数,SPf=Sc+Sdp;Sc—射孔几何表皮系数，Sc=Sh+Sv+Swh;Sdp—压实损害的表皮系数。第四节、完井方式对气流入井的影响径向表皮系数Sh式中，rw-井眼半径，m；rwe-有效井眼半径，m；Lp-子弹射穿长度系数α根据相位角确定Sc=Sh+Sv+Swh第四节、完井方式对气流入井的影响垂向表皮系数SvSc=Sh+Sv+Swhhd-无因次孔眼间距Den-射孔密度，孔/米rpd-无因次孔眼半径rp-孔眼半径，m；hperf-孔眼间距，1/Den式中的系数a，b分别为第四节、完井方式对气流入井的影响井眼表皮系数SwhSc=Sh+Sv+Swhrwd-无因次井眼半径，即C1、C2由相位角确定第四节、完井方式对气流入井的影响3、射孔-砾石填充完井高渗透、胶结疏松的地层，防塌、防砂。砾石尺寸是关键。出砂危害。第四章气井产能第一节、气井产能理论公式第二节、气井产能经验方程第三节、气井产能试井第四节、完井方式对气流入井的影响第五节、水平气井产能方程第五节、水平气井产能方程1、不考虑水平井筒压降的产能方程水平井在稳定生产条件下，流体在地层内的渗流场、等势面是以井的两个端点为焦点的旋转椭球面。椭球供给边界水平井泄油面积在水平面上为一椭圆，在井筒附近的也同样是一椭圆,只不过该椭圆是一个极扁的椭圆，在井筒附近可视为径向流。第五节、水平气井产能方程第五节、水平气井产能方程 影响因素分析 储层各向异性随着各向异性比的增加，水平气井产能降低，这是由于在水平渗透率不变的情况下，随渗透率各向异性比的增加，气藏垂向渗透率减小，从而导致垂直方向渗流阻力增大，使得水平气井的产能降低。第五节、水平气井产能方程 水平渗透率水平渗透率与无阻流量近似呈直线关系，水平渗透率越大，气井无阻流量越大。第五节、水平气井产能方程 地层厚度在一定参数条件下，地层厚度存在一个最佳值，渗透率各向异性比越大，达到最大无阻流量的地层厚度越小。β=3.16β=10第五节、水平气井产能方程 水平段长度随着水平井段长度的增加，水平气井的产能增大2、考虑水平井筒压降的产能方程第五节、水平气井产能方程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θ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/(m2·s)。对于等径油管，ρv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－gAdzsinθ压力pA－(p+dp)A管壁摩擦阻力（与气体流向相反）－τwπDdzτw——流体与管壁的摩擦应力(单位面积上的摩擦力)，Pa；πD——控制体的周界长，m；p——压力，Pa；g——重力加速度=9.81m/s2；θ——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θ规定为与水平方向的夹角，对于垂直气井θ=90°,sinθ=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（EffectiveDiameter）对于环形空间流动：d2-套管内径，md1-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γw-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；γ0-凝析油相对密度；γg-凝析气相对密度；qTG-凝析油罐日逸出气量，m3/d；γTG-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①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)。②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ρg、ρo，混合物密度仍采用前面介绍的方法计算。③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(SpecificVolumeoftheMixture)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Vg—1m3(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；mg—1m3(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，Pwf＞Pb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(ΔH一般取50－100m),并估计这一区间的压降值ΔP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(ρm、vm、fm、μm);(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ΔP满足精度要求(10)将H1+ΔH赋予H1，p1+Δp赋予p1,重复1－9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，N·m/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８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（Solutionnode）。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图表1 30 7.32 7.32 7.32 7.32 7.32 7.32 29.27 7.82 7.37 7.34 7.33 7.32 7.32 28.2 9.48 7.53 7.39 7.35 7.33 7.32 26.94 11.8 7.81 7.48 7.38 7.34 7.33 25.44 14.46 8.19 7.61 7.42 7.36 7.34 23.67 17.29 8.66 7.78 7.48 7.38 7.35 21.57 20.23 9.19 7.97 7.55 7.4 7.36 19.01 23.25 9.78 8.19 7.63 7.43 7.37 15.8 26.34 10.42 8.44 7.72 7.47 7.39 11.36 29.51 11.1 8.72 7.83 7.51 7.41 0.1 32.75 11.82 9.01 7.94 7.55 7.42IPR30.48mm45.7260.9676.2091.44106.68产量，104m3/d井底压力，MPaSheet1 Pr= 30 TPR dt IPR 1 1.5 2 2.5 3 3.5 d 1 1.5 2 2.5 3 3.5 qsc pwf pwf pwf pwf pwf pwf pwf qsc 5.99 8.75 9.11 9.23 9.28 9.29 0 30 7.32 7.32 7.32 7.32 7.32 7.32 0.79 29.27 7.82 7.37 7.34 7.33 7.32 7.32 1.78 28.2 9.48 7.53 7.39 7.35 7.33 7.32 2.77 26.94 11.8 7.81 7.48 7.38 7.34 7.33 3.76 25.44 14.46 8.19 7.61 7.42 7.36 7.34 4.75 23.67 17.29 8.66 7.78 7.48 7.38 7.35 5.74 21.57 20.23 9.19 7.97 7.55 7.4 7.36 6.73 19.01 23.25 9.78 8.19 7.63 7.43 7.37 7.73 15.8 26.34 10.42 8.44 7.72 7.47 7.39 8.72 11.36 29.51 11.1 8.72 7.83 7.51 7.41 9.71 0.1 32.75 11.82 9.01 7.94 7.55 7.42 IPR 2.5 qsc PR pwf DP pwf DP PR Ptf qsc Ptf 0 30 30 0 7.32 1.32 7.32 6 0 24.58 0.79 30 29.27 0.73 7.33 1.33 9.84 6 0.79 23.95 1.78 30 28.2 1.8 7.35 1.35 12.59 6 1.78 23.03 2.77 30 26.94 3.06 7.38 1.38 15.13 6 2.77 21.94 3.76 30 25.44 4.56 7.42 1.42 17.55 6 3.76 20.66 4.75 30 23.67 6.33 7.48 1.48 19.89 6 4.75 19.17 5.74 30 21.57 8.43 7.55 1.55 22.18 6 5.74 17.4 6.73 30 19.01 10.99 7.63 1.63 24.43 6 6.73 15.28 7.73 30 15.8 14.2 7.72 1.72 26.65 6 7.73 12.63 8.72 30 11.36 18.64 7.83 1.83 28.85 6 8.72 8.97 9.71 30 0.1 29.9 7.94 1.94 31.03 6 9.51 3.42Sheet1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0IPR1"1.5"2"2.5"3"3.5"产量，104m3/d井底压力，MPaSheet2 0 0 0 0 0 0油管尺寸，in产量，104m3/dSheet3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0流入动态流出动态产量，104m3/d地层压力，MPa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0流入动态流出动态产量，104m3/d井底压力，MPa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0流入动态流出动态产量，104m3/d井口压力，MPa 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1/5～1/6作为气井生产的合理产量。 经验法Sheet1 表3.7磨溪气田香四测井综合解释气水界面海拔深度统计表 井号 磨27 磨55 磨59 磨123 磨125 井深（m） 2025 2059 2007 1987 1994 海拔（m） -1687.6 -1695 -1691.4 -1609.2 -1691.8 井号 磨126 磨135 磨111 磨64 磨114 井深（m） 2040 2023 1959 2008 1992 海拔（m） -1698.2 -1694.9 -1692.5 -1696.2 -1688Sheet2 川中地区香溪群单井合理产量表 井号 层位 厚度（m） 无阻流量（万方） 合理产量(万方) 公式1 公式2 公式3 平均 1/5qAOF 1/6qAOF 遂10 香五~香四 7.56 5.57 5.73 6.29 1.26 1.05 遂22 香二 2.86 3.05 3.04 2.98 0.6 0.5 遂28 香四 3 54.89 50.34 52.28 52.5 10.5 8.75 磨11 香二 35.3 1.07 0.83 0.86 0.92 0.18 0.15 磨25 香四 16 21.45 15.07 15.33 17.28 3.46 2.88 磨75 香四 77 20.42 19.02 19.72 19.72 3.94 3.29 磨76 香二 4.41 1079.83 768.64 784.25 877.57 175.51 146.26 磨78 香六 24.66 28.02 24.73 25.74 26.16 5.23 4.36 磨119 香二 6.85 118.45 97.13 101.07 105.55 21.11 17.59 磨147 香二 14.8 11.67 9.16 9.5 10.11 2.02 1.68 女106 香二 16 9.87 8.56 8.91 9.11 1.82 1.52 桂110 香六~香五 0.62 0.62 0.64 0.63 0.13 0.1 蓬33 香二 20 1.36 1.37 1.31 1.35 0.27 0.22 角23 香二 11.9 1.3 1.34 1.29 1.31 0.26 0.22 角41-0 香四 55 13.66 14.47 14.52 14.22 2.84 2.37 角43 香三~香二 7 7.21 6.96 7.06 1.41 1.18 角46-0 香四 15.2 0.48 0.49 0.47 0.48 0.1 0.08 33.5 0.59 0.61 0.59 0.6 0.12 0.1 角48 香六 14 2.28 2.41 2.36 2.35 0.47 0.39Sheet3 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）图表1 17.8473 23.05 27.2633 41.781 35 30 11.5395 18.3666 21.8334 41.0729 34.4068 29.4915 9.58887 14.7045 19.1183 39.6566 33.2203 28.4746 9.10954 13.5478 17.7714 38.2402 32.0339 27.4576 9.64812 13.2492 17.3593 36.8239 30.8474 26.4407 10.3328 13.7143 17.2687 35.4076 29.661 25.4237 11.235 14.1326 17.4138 33.9913 28.4746 24.4068 12.26 14.7512 17.7381 32.575 27.2881 23.3898 13.3425 15.4869 18.2127 31.1587 26.1017 22.3729 14.4442 16.3232 18.8206 29.7424 24.9152 21.3559 15.5876 17.2494 19.5303 28.3261 23.7288 20.339 16.7486 18.2153 20.3204 26.9098 22.5424 19.322 17.9241 19.2413 21.1765 25.4935 21.3559 18.3051 19.1098 20.305 22.0779 24.0772 20.1695 17.2881 20.2992 21.3806 23.044 22.6609 18.9831 16.2712 21.4918 22.486 24.0298 21.2446 17.7966 15.2542 22.6879 23.6066 25.0537 19.8283 16.6102 14.2373 23.8894 24.7415 26.1013 18.412 15.4237 13.2203 25.0967 25.89 27.162 16.9957 14.2373 12.2034 26.3097 27.0517 28.2535 15.5794 13.0508 11.1864 27.5309 28.2267 29.365 14.1631 11.8644 10.1695 28.7603 29.4147 30.4956 12.7467 10.678 9.15254 29.9983 30.6164 31.645 11.3304 9.49153 8.13559 31.2472 31.8318 32.8068 9.91413 8.30508 7.11864 32.5069 33.0558 33.994 8.49783 7.11864 6.10169 33.7776 34.3009 35.1994 7.08152 5.9322 5.08475 35.0617 35.5607 36.4228 5.66522 4.74576 4.0678 36.3585 36.8356 37.6646 4.24892 3.55932 3.05085 37.6686 38.1267 38.9252 2.83261 2.37288 2.0339 38.9947 39.4339 40.2054 1.41631 1.18644 1.01695 40.3086 40.7318 41.4783 0 0 0Pwh=2MPaPwh=4MPaPwh=6MPaPr=41.781MPaPr=35MPaPr=30MPa产量（104m3/d）井底流压（MPa）流出1 井口压力 2 4 6 产量 压力1 压力2 压力3 0.01 17.8473 23.05 27.2633 0.256376 11.5395 18.3666 21.8334 0.749128 9.58887 14.7045 19.1183 1.24188 9.10954 13.5478 17.7714 1.73463 9.64812 13.2492 17.3593 2.22739 10.3328 13.7143 17.2687 2.72014 11.235 14.1326 17.4138 3.21289 12.26 14.7512 17.7381 3.70564 13.3425 15.4869 18.2127 4.19839 14.4442 16.3232 18.8206 4.69115 15.5876 17.2494 19.5303 5.1839 16.7486 18.2153 20.3204 5.67665 17.9241 19.2413 21.1765 6.1694 19.1098 20.305 22.0779 6.66215 20.2992 21.3806 23.044 7.15491 21.4918 22.486 24.0298 7.64766 22.6879 23.6066 25.0537 8.14041 23.8894 24.7415 26.1013 8.63316 25.0967 25.89 27.162 9.12591 26.3097 27.0517 28.2535 9.61867 27.5309 28.2267 29.365 10.1114 28.7603 29.4147 30.4956 10.6042 29.9983 30.6164 31.645 11.0969 31.2472 31.8318 32.8068 11.5897 32.5069 33.0558 33.994 12.0824 33.7776 34.3009 35.1994 12.5752 35.0617 35.5607 36.4228 13.0679 36.3585 36.8356 37.6646 13.5607 37.6686 38.1267 38.9252 14.0534 38.9947 39.4339 40.2054 14.5362 40.3086 40.7318 41.4783 产量1 压力1 产量2 压力2 产量3 压力3 0 41.781 0 35 0 30 1.91381 41.0729 1.72601 34.4068 1.56397 29.4915 3.53569 39.6566 3.20597 33.2203 2.92044 28.4746 4.65727 38.2402 4.22751 32.0339 3.8549 27.4576 5.5697 36.8239 5.05676 30.8474 4.61141 26.4407 6.35876 35.4076 5.7714 29.661 5.26173 25.4237 7.06324 33.9913 6.40756 28.4746 5.83867 24.4068 7.70475 32.575 6.985 27.2881 6.36042 23.3898 8.29679 31.1587 7.51595 26.1017 6.83818 22.3729 8.8483 29.7424 8.00852 24.9152 7.27936 21.3559 9.36507 28.3261 8.46774 23.7288 7.68908 20.339 9.85206 26.9098 8.89774 22.5424 8.07098 19.322 10.3116 25.4935 9.30165 21.3559 8.42772 18.3051 10.7466 24.0772 9.68157 20.1695 8.76121 17.2881 11.1583 22.6609 10.039 18.9831 9.07286 16.2712 11.5475 21.2446 10.3745 17.7966 9.3637 15.2542 11.9157 19.8283 10.6879 16.6102 9.63564 14.2373 12.2611 18.412 10.9807 15.4237 9.88683 13.2203 12.5858 16.9957 11.2541 14.2373 10.1187 12.2034 12.8875 15.5794 11.5055 13.0508 10.3316 11.1864 13.1672 14.1631 11.7362 11.8644 10.5255 10.1695 13.4227 12.7467 11.945 10.678 10.7005 9.15254 13.6538 11.3304 12.1326 9.49153 10.8567 8.13559 13.8591 9.91413 12.2984 8.30508 10.9942 7.11864 14.038 8.49783 12.4418 7.11864 11.1129 6.10169 14.1901 7.08152 12.5634 5.9322 11.2131 5.08475 14.3149 5.66522 12.6625 4.74576 11.2947 4.0678 14.4119 4.24892 12.7392 3.55932 11.3579 3.05085 14.4812 2.83261 12.7943 2.37288 11.4028 2.0339 14.5223 1.41631 12.8265 1.18644 11.4296 1.01695 14.5362 0 12.8378 0 11.439 0流出1 Pwh=2MPaPwh=4MPaPwh=6MPaPr=41.781MPaPr=35MPaPr=30MPa产量（104m3/d）井底流压（MPa）图表1 23.3109 27.0147 29.5923 41.781 35 30 15.4141 20.6229 24.9714 41.0729 34.4068 29.4915 13.0443 17.7339 21.8505 39.6566 33.2203 28.4746 12.4092 16.8947 20.8904 38.2402 32.0339 27.4576 12.0774 16.4783 20.4739 36.8239 30.8474 26.4407 11.8759 16.2514 20.2356 35.4076 29.661 25.4237 11.7082 16.1027 20.059 33.9913 28.4746 24.4068 11.6097 15.9189 19.829 32.575 27.2881 23.3898 11.5212 15.7946 19.6088 31.1587 26.1017 22.3729 11.4573 15.6289 19.4056 29.7424 24.9152 21.3559 11.4495 15.5082 19.2453 28.3261 23.7288 20.339 11.4888 15.4305 19.1172 26.9098 22.5424 19.322 11.5681 15.3908 19.0228 25.4935 21.3559 18.3051 11.6819 15.3843 18.9589 24.0772 20.1695 17.2881 11.8304 15.4075 18.9222 22.6609 18.9831 16.2712 12.0085 15.4572 18.9099 21.2446 17.7966 15.2542 12.1861 15.531 18.9199 19.8283 16.6102 14.2373 12.4115 15.6265 18.9503 18.412 15.4237 13.2203 12.6313 15.7421 18.9996 16.9957 14.2373 12.2034 12.8908 15.8767 19.0664 15.5794 13.0508 11.1864 13.1634 16.0319 19.1495 14.1631 11.8644 10.1695 13.4263 16.2051 19.2478 12.7467 10.678 9.15254 13.7215 16.3946 19.3604 11.3304 9.49153 8.13559 14.0254 16.5987 19.4865 9.91413 8.30508 7.11864 14.3368 16.8158 19.6253 8.49783 7.11864 6.10169 14.6552 17.0445 19.7794 7.08152 5.9322 5.08475 14.9617 17.2838 19.9472 5.66522 4.74576 4.0678 15.2922 17.5328 20.1277 4.24892 3.55932 3.05085 15.6275 17.7722 20.3197 2.83261 2.37288 2.0339 15.9675 18.0393 20.5225 1.41631 1.18644 1.01695 16.3046 18.3085 20.7309 0 0 0Pwh=3MPaPwh=5MPaPwh=7MPaPr=41.781MPaPr=35MPaPr=30MPa产量（104m3/d）井底流压（MPa）流出1 井口压力 3 5 7 产量 压力1 压力2 压力3 0.01 23.3109 27.0147 29.5923 0.256376 15.4141 20.6229 24.9714 0.749128 13.0443 17.7339 21.8505 1.24188 12.4092 16.8947 20.8904 1.73463 12.0774 16.4783 20.4739 2.22739 11.8759 16.2514 20.2356 2.72014 11.7082 16.1027 20.059 3.21289 11.6097 15.9189 19.829 3.70564 11.5212 15.7946 19.6088 4.19839 11.4573 15.6289 19.4056 4.69115 11.4495 15.5082 19.2453 5.1839 11.4888 15.4305 19.1172 5.67665 11.5681 15.3908 19.0228 6.1694 11.6819 15.3843 18.9589 6.66215 11.8304 15.4075 18.9222 7.15491 12.0085 15.4572 18.9099 7.64766 12.1861 15.531 18.9199 8.14041 12.4115 15.6265 18.9503 8.63316 12.6313 15.7421 18.9996 9.12591 12.8908 15.8767 19.0664 9.61867 13.1634 16.0319 19.1495 10.1114 13.4263 16.2051 19.2478 10.6042 13.7215 16.3946 19.3604 11.0969 14.0254 16.5987 19.4865 11.5897 14.3368 16.8158 19.6253 12.0824 14.6552 17.0445 19.7794 12.5752 14.9617 17.2838 19.9472 13.0679 15.2922 17.5328 20.1277 13.5607 15.6275 17.7722 20.3197 14.0534 15.9675 18.0393 20.5225 14.5362 16.3046 18.3085 20.7309 产量1 压力1 产量2 压力2 产量3 压力3 0 41.781 0 35 0 30 1.91381 41.0729 1.72601 34.4068 1.56397 29.4915 3.53569 39.6566 3.20597 33.2203 2.92044 28.4746 4.65727 38.2402 4.22751 32.0339 3.8549 27.4576 5.5697 36.8239 5.05676 30.8474 4.61141 26.4407 6.35876 35.4076 5.7714 29.661 5.26173 25.4237 7.06324 33.9913 6.40756 28.4746 5.83867 24.4068 7.70475 32.575 6.985 27.2881 6.36042 23.3898 8.29679 31.1587 7.51595 26.1017 6.83818 22.3729 8.8483 29.7424 8.00852 24.9152 7.27936 21.3559 9.36507 28.3261 8.46774 23.7288 7.68908 20.339 9.85206 26.9098 8.89774 22.5424 8.07098 19.322 10.3116 25.4935 9.30165 21.3559 8.42772 18.3051 10.7466 24.0772 9.68157 20.1695 8.76121 17.2881 11.1583 22.6609 10.039 18.9831 9.07286 16.2712 11.5475 21.2446 10.3745 17.7966 9.3637 15.2542 11.9157 19.8283 10.6879 16.6102 9.63564 14.2373 12.2611 18.412 10.9807 15.4237 9.88683 13.2203 12.5858 16.9957 11.2541 14.2373 10.1187 12.2034 12.8875 15.5794 11.5055 13.0508 10.3316 11.1864 13.1672 14.1631 11.7362 11.8644 10.5255 10.1695 13.4227 12.7467 11.945 10.678 10.7005 9.15254 13.6538 11.3304 12.1326 9.49153 10.8567 8.13559 13.8591 9.91413 12.2984 8.30508 10.9942 7.11864 14.038 8.49783 12.4418 7.11864 11.1129 6.10169 14.1901 7.08152 12.5634 5.9322 11.2131 5.08475 14.3149 5.66522 12.6625 4.74576 11.2947 4.0678 14.4119 4.24892 12.7392 3.55932 11.3579 3.05085 14.4812 2.83261 12.7943 2.37288 11.4028 2.0339 14.5223 1.41631 12.8265 1.18644 11.4296 1.01695 14.5362 0 12.8378 0 11.439 0流出1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Pwh=3MPaPwh=5MPaPwh=7MPaPr=41.781MPaPr=35MPaPr=30MPa产量（104m3/d）井底流压（MPa）图表1 15.0065 17.9201 20.5827 41.781 35 30 6.80689 7.59775 8.56976 41.0729 34.4068 29.4915 6.72769 6.72873 6.79778 39.6566 33.2203 28.4746 7.08951 6.70837 6.71561 38.2402 32.0339 27.4576 8.02328 6.72556 6.81747 36.8239 30.8474 26.4407 9.14032 7.07264 6.67848 35.4076 29.661 25.4237 10.3173 7.58337 6.67122 33.9913 28.4746 24.4068 11.517 8.14052 6.78399 32.575 27.2881 23.3898 12.7281 8.7641 6.97597 31.1587 26.1017 22.3729 13.9413 9.41142 7.25258 29.7424 24.9152 21.3559 15.1576 10.0515 7.5328 28.3261 23.7288 20.339 16.3759 10.7216 7.86502 26.9098 22.5424 19.322 17.597 11.3969 8.21426 25.4935 21.3559 18.3051 18.8187 12.0757 8.5754 24.0772 20.1695 17.2881 20.0381 12.7559 8.94526 22.6609 18.9831 16.2712 21.2556 13.4372 9.30009 21.2446 17.7966 15.2542 22.4729 14.1197 9.68199 19.8283 16.6102 14.2373 23.6927 14.8018 10.068 18.412 15.4237 13.2203 24.9156 15.4846 10.4559 16.9957 14.2373 12.2034 26.1429 16.1691 10.8464 15.5794 13.0508 11.1864 27.3759 16.8534 11.238 14.1631 11.8644 10.1695 28.616 17.54 11.6316 12.7467 10.678 9.15254 29.864 18.2248 12.0253 11.3304 9.49153 8.13559 31.1218 18.9092 12.42 9.91413 8.30508 7.11864 32.389 19.5926 12.8143 8.49783 7.11864 6.10169 33.6665 20.2744 13.2094 7.08152 5.9322 5.08475 34.9564 20.9695 13.6052 5.66522 4.74576 4.0678 36.2595 21.6506 14.0009 4.24892 3.55932 3.05085 37.5745 22.333 14.3963 2.83261 2.37288 2.0339 38.9055 23.0163 14.792 1.41631 1.18644 1.01695 40.2234 23.6853 15.1801 0 0 0d=40.3mmd=50.3mmd=62mmPr=41.781MPaPr=35MPaPr=30MPa产量（104m3/d）井底流压（MPa）流出1 井口压力 0.0403 0.0503 0.062 产量 压力3 压力1 压力2 0.01 15.0065 17.9201 20.5827 0.256376 6.80689 7.59775 8.56976 0.749128 6.72769 6.72873 6.79778 1.24188 7.08951 6.70837 6.71561 1.73463 8.02328 6.72556 6.81747 2.22739 9.14032 7.07264 6.67848 2.72014 10.3173 7.58337 6.67122 3.21289 11.517 8.14052 6.78399 3.70564 12.7281 8.7641 6.97597 4.19839 13.9413 9.41142 7.25258 4.69115 15.1576 10.0515 7.5328 5.1839 16.3759 10.7216 7.86502 5.67665 17.597 11.3969 8.21426 6.1694 18.8187 12.0757 8.5754 6.66215 20.0381 12.7559 8.94526 7.15491 21.2556 13.4372 9.30009 7.64766 22.4729 14.1197 9.68199 8.14041 23.6927 14.8018 10.068 8.63316 24.9156 15.4846 10.4559 9.12591 26.1429 16.1691 10.8464 9.61867 27.3759 16.8534 11.238 10.1114 28.616 17.54 11.6316 10.6042 29.864 18.2248 12.0253 11.0969 31.1218 18.9092 12.42 11.5897 32.389 19.5926 12.8143 12.0824 33.6665 20.2744 13.2094 12.5752 34.9564 20.9695 13.6052 13.0679 36.2595 21.6506 14.0009 13.5607 37.5745 22.333 14.3963 14.0534 38.9055 23.0163 14.792 14.5362 40.2234 23.6853 15.1801 产量1 压力1 产量2 压力2 产量3 压力3 0 41.781 0 35 0 30 1.91381 41.0729 1.72601 34.4068 1.56397 29.4915 3.53569 39.6566 3.20597 33.2203 2.92044 28.4746 4.65727 38.2402 4.22751 32.0339 3.8549 27.4576 5.5697 36.8239 5.05676 30.8474 4.61141 26.4407 6.35876 35.4076 5.7714 29.661 5.26173 25.4237 7.06324 33.9913 6.40756 28.4746 5.83867 24.4068 7.70475 32.575 6.985 27.2881 6.36042 23.3898 8.29679 31.1587 7.51595 26.1017 6.83818 22.3729 8.8483 29.7424 8.00852 24.9152 7.27936 21.3559 9.36507 28.3261 8.46774 23.7288 7.68908 20.339 9.85206 26.9098 8.89774 22.5424 8.07098 19.322 10.3116 25.4935 9.30165 21.3559 8.42772 18.3051 10.7466 24.0772 9.68157 20.1695 8.76121 17.2881 11.1583 22.6609 10.039 18.9831 9.07286 16.2712 11.5475 21.2446 10.3745 17.7966 9.3637 15.2542 11.9157 19.8283 10.6879 16.6102 9.63564 14.2373 12.2611 18.412 10.9807 15.4237 9.88683 13.2203 12.5858 16.9957 11.2541 14.2373 10.1187 12.2034 12.8875 15.5794 11.5055 13.0508 10.3316 11.1864 13.1672 14.1631 11.7362 11.8644 10.5255 10.1695 13.4227 12.7467 11.945 10.678 10.7005 9.15254 13.6538 11.3304 12.1326 9.49153 10.8567 8.13559 13.8591 9.91413 12.2984 8.30508 10.9942 7.11864 14.038 8.49783 12.4418 7.11864 11.1129 6.10169 14.1901 7.08152 12.5634 5.9322 11.2131 5.08475 14.3149 5.66522 12.6625 4.74576 11.2947 4.0678 14.4119 4.24892 12.7392 3.55932 11.3579 3.05085 14.4812 2.83261 12.7943 2.37288 11.4028 2.0339 14.5223 1.41631 12.8265 1.18644 11.4296 1.01695 14.5362 0 12.8378 0 11.439 0流出1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0d=40.3mmd=50.3mmd=62mmPr=41.781MPaPr=35MPaPr=30MPa产量（104m3/d）井底流压（MPa）图表1 29.3212 30.791 31.7403 41.781 35 30 18.8786 20.1807 21.7765 41.0729 34.4068 29.4915 17.3471 17.9158 18.7884 39.6566 33.2203 28.4746 16.7378 17.2747 17.9412 38.2402 32.0339 27.4576 16.4321 17.0043 17.4982 36.8239 30.8474 26.4407 16.3893 16.665 17.202 35.4076 29.661 25.4237 16.5869 16.5084 17.0539 33.9913 28.4746 24.4068 16.9658 16.3701 16.9461 32.575 27.2881 23.3898 17.5053 16.3326 16.7893 31.1587 26.1017 22.3729 18.1706 16.3777 16.6108 29.7424 24.9152 21.3559 18.9305 16.4921 16.4758 28.3261 23.7288 20.339 19.7652 16.666 16.3812 26.9098 22.5424 19.322 20.648 16.8917 16.3237 25.4935 21.3559 18.3051 21.5869 17.1709 16.2988 24.0772 20.1695 17.2881 22.5847 17.4955 16.303 22.6609 18.9831 16.2712 23.6091 17.8592 16.3332 21.2446 17.7966 15.2542 24.6467 18.2551 16.3871 19.8283 16.6102 14.2373 25.7172 18.68 16.4625 18.412 15.4237 13.2203 26.8079 19.129 16.5578 16.9957 14.2373 12.2034 27.9176 19.5844 16.6713 15.5794 13.0508 11.1864 29.0456 20.0768 16.8017 14.1631 11.8644 10.1695 30.1841 20.5872 16.9509 12.7467 10.678 9.15254 31.3482 21.1006 17.1175 11.3304 9.49153 8.13559 32.5296 21.6454 17.2996 9.91413 8.30508 7.11864 33.7282 22.2024 17.4957 8.49783 7.11864 6.10169 34.9441 22.768 17.7045 7.08152 5.9322 5.08475 36.1771 23.3415 17.9247 5.66522 4.74576 4.0678 37.4278 23.9111 18.1554 4.24892 3.55932 3.05085 38.6966 24.5 18.396 2.83261 2.37288 2.0339 39.9837 25.0956 18.6457 1.41631 1.18644 1.01695 41.261 25.6856 18.8983 0 0 0d=40.3mmd=50.3mmd=62mmPr=41.781MPaPr=35MPaPr=30MPa产量（104m3/d）井底流压（MPa）流出1 井口压力 0.0403 0.0503 0.062 产量 压力3 压力1 压力2 0.01 29.3212 30.791 31.7403 0.256376 18.8786 20.1807 21.7765 0.749128 17.3471 17.9158 18.7884 1.24188 16.7378 17.2747 17.9412 1.73463 16.4321 17.0043 17.4982 2.22739 16.3893 16.665 17.202 2.72014 16.5869 16.5084 17.0539 3.21289 16.9658 16.3701 16.9461 3.70564 17.5053 16.3326 16.7893 4.19839 18.1706 16.3777 16.6108 4.69115 18.9305 16.4921 16.4758 5.1839 19.7652 16.666 16.3812 5.67665 20.648 16.8917 16.3237 6.1694 21.5869 17.1709 16.2988 6.66215 22.5847 17.4955 16.303 7.15491 23.6091 17.8592 16.3332 7.64766 24.6467 18.2551 16.3871 8.14041 25.7172 18.68 16.4625 8.63316 26.8079 19.129 16.5578 9.12591 27.9176 19.5844 16.6713 9.61867 29.0456 20.0768 16.8017 10.1114 30.1841 20.5872 16.9509 10.6042 31.3482 21.1006 17.1175 11.0969 32.5296 21.6454 17.2996 11.5897 33.7282 22.2024 17.4957 12.0824 34.9441 22.768 17.7045 12.5752 36.1771 23.3415 17.9247 13.0679 37.4278 23.9111 18.1554 13.5607 38.6966 24.5 18.396 14.0534 39.9837 25.0956 18.6457 14.5362 41.261 25.6856 18.8983 产量1 压力1 产量2 压力2 产量3 压力3 0 41.781 0 35 0 30 1.91381 41.0729 1.72601 34.4068 1.56397 29.4915 3.53569 39.6566 3.20597 33.2203 2.92044 28.4746 4.65727 38.2402 4.22751 32.0339 3.8549 27.4576 5.5697 36.8239 5.05676 30.8474 4.61141 26.4407 6.35876 35.4076 5.7714 29.661 5.26173 25.4237 7.06324 33.9913 6.40756 28.4746 5.83867 24.4068 7.70475 32.575 6.985 27.2881 6.36042 23.3898 8.29679 31.1587 7.51595 26.1017 6.83818 22.3729 8.8483 29.7424 8.00852 24.9152 7.27936 21.3559 9.36507 28.3261 8.46774 23.7288 7.68908 20.339 9.85206 26.9098 8.89774 22.5424 8.07098 19.322 10.3116 25.4935 9.30165 21.3559 8.42772 18.3051 10.7466 24.0772 9.68157 20.1695 8.76121 17.2881 11.1583 22.6609 10.039 18.9831 9.07286 16.2712 11.5475 21.2446 10.3745 17.7966 9.3637 15.2542 11.9157 19.8283 10.6879 16.6102 9.63564 14.2373 12.2611 18.412 10.9807 15.4237 9.88683 13.2203 12.5858 16.9957 11.2541 14.2373 10.1187 12.2034 12.8875 15.5794 11.5055 13.0508 10.3316 11.1864 13.1672 14.1631 11.7362 11.8644 10.5255 10.1695 13.4227 12.7467 11.945 10.678 10.7005 9.15254 13.6538 11.3304 12.1326 9.49153 10.8567 8.13559 13.8591 9.91413 12.2984 8.30508 10.9942 7.11864 14.038 8.49783 12.4418 7.11864 11.1129 6.10169 14.1901 7.08152 12.5634 5.9322 11.2131 5.08475 14.3149 5.66522 12.6625 4.74576 11.2947 4.0678 14.4119 4.24892 12.7392 3.55932 11.3579 3.05085 14.4812 2.83261 12.7943 2.37288 11.4028 2.0339 14.5223 1.41631 12.8265 1.18644 11.4296 1.01695 14.5362 0 12.8378 0 11.439 0流出1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0d=40.3mmd=50.3mmd=62mmPr=41.781MPaPr=35MPaPr=30MPa产量（104m3/d）井底流压（MPa）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。 序号 工作制度名称 适用条件 1 定产量制度qg=常数 气藏开采初期 2 定井底渗流速度制度C=常数 疏松的砂岩地层，防止流速大于某值时砂子从地层中产出 3 定井壁压力梯度制度△p=常数 气层的岩石不紧密，易坍塌的气井 4 定井口(井底)压力制度Pwh(或pwf)=常数 凝析气井，防止井底压力低于某值时油在地层中凝析出来；当输气压力一定时，要求一定的井口压力，以保证输入管网 5 定井底压差压力制度△p=pr-pwf=常数 气层岩石不紧密、易坍塌的井；有边、底水的井，防止生产压差过大引起水锥二、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pwh=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15％～20％。（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①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；②可充分发挥低渗透区的补给作用；③可发挥低压层的作用；④能提高气藏采气速度，满足生产需要；⑤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①调整地面设备②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 措施名称 适用条件 怎样实现 优点 缺点 控水采气 1 未出水气井的控水采气 水锥形（慢型） 监视氯根，控制在临界压差（产量）下生产 延长无水采气期，提高采收率等 气井能量低时受限 2 已出水气井的控水采气 断裂型（快型） 生产试验确定合理压差，在合理压差下生产 可增加单位压降采气量，减少水对地面的污染 采气速度低 堵水采气 3 封堵水层 水窜型出水、异层水 把出水层段搞清堵死 可减少水影响 缺乏经验 4 封堵井底已出水段 水锥出水 封堵井底水侵染段，提高井底 可减少水影响 缺乏经验 带水采气 5 以气带水 水锥出水等 控制在单井系统分析拐点前曲线的直线段生产 靠气藏自身能量，能保持在自然递减下生产 不能作拐点实验（因水要加剧侵染气层） 6 放喷 水锥形等 在井口放喷 最大限度利用自身能量，净化井底 浪费气三、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，tgθ=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<套压纯气井套管生产油压>套压油、套合采油压≈套压开井油管生产油压<<套压气水同产井套管生产油压>>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<套压关井(压力稳定后)相等油压＝套压油管液柱低于环空液柱油压>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。 序号 名称 典型特征 1 气层水 氯根含量高(可达数万mg/L) 2 凝析水 氯根含量低(一般低于1000mg/L)杂质小 3 泥浆水 浑浊,粘稠,氯根含量不高,固体杂质多 4 残酸水 有酸味,PH<7,氯根含量不同 5 外来水 视来源不同,水型不一致 6 地面水 PH≈7,氯根含量低(一般低于100mg/L)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三节、气井出水与排水采气工艺1、产水气藏的地质特征（1）气藏具有多产层、多裂缝系统。（2）气藏有边水和底水存在。由于气藏与外围的区域供水区无明显的联系，故驱动类型属于封闭性的弱弹性水驱气藏。地层水主要是沿裂缝的部位窜入井底的。气井见水的早晚与所在裂缝的部位、采气速度和边界条件有关。第三节、气井出水与排水采气工艺1、产水气藏的地质特征（3）受储层非均质的影响。由于储层的非均质和受断层切割的影响，所形成的许多裂缝系统，使气、水分布不受构造高度的控制，气藏无统一的气水界面。（4）除少数气田控制储量较大外，相当多的裂缝系统控制储量较小，裂缝系统是开发的基本单元。（5）大多数产水气井在生产初期的产水量上升很快，但经过一段时期的排水，裂缝系统的产水量逐渐减少，有的甚至不再产水。第三节、气井出水与排水采气工艺2、气井产水原因气井产出水可能是气层水（包括边水、底水等），也可能是非气层水，如凝析水，泥浆水，残酸水，或从其它地方（如上、下层）窜入的外来水等。而在开采中会对生产产生长期严重影响的一般是边、底水或外来水。①气井工艺制度不合理。气井产量过大，使边、底水突进形成“水舌”或“水锥”。特别是裂缝发育的高渗透区，底水沿裂缝上升更容易形成“水锥”。②气井钻在离边水很近的区域，或有底水的气藏气井开采层段打开过深，接近气水接触面。③气水接触面已推进到气井井底，不可避免地要产地层水。第三节、气井出水与排水采气工艺3、对气井生产的影响 气藏出水后，在气藏产生分割，形成死气区，加之部分气井过早水淹，使最终采收率降低。 气井产水后，降低了气相渗透率，气层受到伤害，产气量迅速下降，递减期提前 气井产水后，管柱内形成气水两相流动，单井产量迅速递减，气井自喷能力减弱，逐渐变为间歇井，最终因井底严重积液而停产。 气井产水将降低天然气质量，增加脱水设备和费用，增加了天然气成本。第三节、气井出水与排水采气工艺3、对气井生产的影响气井积液的危害：“气井积液”一段时间聚集于井底，形成液柱，对气藏造成额外的静水回压，导致气井自喷能量持续下降。通常，如果这种情况持续下去，井筒中聚集的液柱终会将气压死，导致气井停产。第三节、气井出水与排水采气工艺4、排水采气工艺气体动力学方法物理化学方法第三节、气井出水与排水采气工艺4、排水采气工艺 对给定的一口产水气井，究竟选择何种排水采气方法，需要进行不同排水采气方式的比较。 排水采气方法对井的开采条件有一定的要求，如果不注意地质、开采及环境因素的敏感性，就会降低排水采气装置的效率，甚至失败。 除了井的动态参数外，其他开采条件，如产出流体性质、出砂、结垢等，也是考虑的重要因素。而最终考虑因素是投入和产出，必须进行综合和对比分析，最后确定采用何种排水采气工艺。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四节、优选管柱排水采气工艺 优选管柱是在油气田开发中后期，当气井生产不能稳定且转入间歇开采时，对这类气井及时调整管柱，减少气流的滑脱损失，充分利用气井自身能量的气举排水采气方法。 优选管柱是一种自喷工艺，它施工简单到只需更换一次油管，而不需要人为地提供任何能量。第四节、优选管柱排水采气工艺1、工艺原理气水气流流速必须达到连续排液的临界流速井口有足够的压能关键：优选气井合理管柱目标：使气井正常生产，延长气井的自喷采气期。第四节、优选管柱排水采气工艺2、临界携液流量 Turner模型曳力FD重力Fg自身重力气体的曳力当液滴处于平衡状态悬浮于井筒油管鞋处时，液滴受力满足以下条件Fg=FD曳力系数Cd是雷诺数的函数，当NRe>1000时，Cd=0.44，则有考虑20%的安全系数第四节、优选管柱排水采气工艺生产实际过程中，采用日产气量较流速方便。如vg根据气体状态方程以及流量和流速之间的关系，可得到标准状况下携带液滴所需的最小流量对于一口产气量为qsc的气井，qsc=qgc为携液的临界条件，可以得到需要的管径第四节、优选管柱排水采气工艺2、临界携液流量 LiMin模型假设液滴在气流中以流速u运动，受前后压力不同，存在一个压差△p。由伯努利方程得出：在这一压差作用下，液滴呈椭球形，在表面张力和压力差的作用下，椭球形液滴维持现状，平衡条件为第四节、优选管柱排水采气工艺两边同时积分根据受力平衡CD=1.0第四节、优选管柱排水采气工艺生产实际过程中，采用日产气量较流速方便。如vg根据气体状态方程以及流量和流速之间的关系，可得到标准状况下携带液滴所需的最小流量对于一口产气量为qsc的气井，qsc=qgc为携液的临界条件，可以得到需要的管径第四节、优选管柱排水采气工艺3、管径的优选方法实际应用中，常采用对比流速ur和对比流量qr的概念当qr≥1时，气井能够连续排液，并能在不改变产气管柱的情况下，依靠自身能量，实现压力、产量、气水比相对稳定的“三稳定”工作制度，正常生产；当qr＜1时，气井不能连续排液，需重新优选产气管柱直径di第四节、优选管柱排水采气工艺3、管径的优选方法 诺模图法先采用常规的办法，运用有关的公式，我们可以500m，1MPa为步长，计算出一组井深在1000～3500m，井底流压在3～22MPa范围内的井温和压缩系数。然后，根据临界流速和流量的计算公式，编制出用计算机求解vgc、qgc、di、Vr、qr的计算程序。由计算结果我们就可以在双对数坐标纸上绘制出当井底流压一定，对比参数小于1时，应选择的相应油管直径尺寸的气井优选管柱诺模图。第四节、优选管柱排水采气工艺3、管径的优选方法 系统分析法例：已知气井产能方程qsc=0.184×(8.02-pwf2)0.8。井口压力ptf=3.21MPa；井口温度Ttf=295K;气体相对密度γg=0.6，井深=3000m；井底温度=380K。产气量=2×104m3/d。试确定气井连续携液的油管尺寸。思路1）求流入动态曲线2）求临界流量曲线（不同管径）3）求交点，比较交点流量与2×104m3/d,求管径第四节、优选管柱排水采气工艺解：1）根据产能方程计算不同井底流压下的产量；2）为方便起见，按井底条件计算临界流量。根据已知条件计算气井沿井深的参数，见下表第四节、优选管柱排水采气工艺3）将数据绘制成曲线；4）求流量：IPR曲线和不同油管尺寸对应的临界流量曲线交点处的流量，为该油管下气井能连续携液的临界流量，把它们列于表：随着油管从25mm增加到73.9mm，气井携液临界流量增加。实际产气量为2×104m3/d，保证该井能携液应采用40.3mm的油管。在产量递减中后期，产量降到1.0×104m3/d以下，需更换为25mm的油管。第四节、优选管柱排水采气工艺4、工艺技术界限与条件（1）关键：确定气井的产量，满足连续排液的临界流动条件。①在气水产量较大时，流动摩阻损失是主要矛盾，宜优选较大尺寸油管生产。但要保证油管鞋处的对比流速Vr≥1。②在气水产量较小时，流动滑脱损失是主要矛盾，宜优选小尺寸油管生产，以确保油管鞋处的对比流速Vr≥1。（2）选井原则：气水比WGR≤40m3/104m3,对比参数qr>1,产出水就地分离，并有相应的低压输气系统和水的出路（3）油管下入深度需要强度校核（4）含硫气井需要选用API标准抗硫油管（5）可以与其他排水采气工艺结合，增强排水效果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五节、泡沫排水采气工艺从井口向井底注入某种能够遇水起泡的表面活性剂（称为泡沫助采剂），井底积水与起泡剂接触后，借助天然气流的搅动，生成大量低密度含水泡沫，随气流从井底携带到地面。“泡排”的工艺特点：设备简单、施工容易、见效快、成本低、不影响气井正常生产。第五节、泡沫排水采气工艺1、泡沫排水采气机理 泡沫效应能使油管中气水两相流动状态发生显著变化，使气水两相介质在流动过程中高度泡沫化，其结果是使井内流体密度几乎降低10倍。 分散效应气流对液相的分散作用，是一个克服表面张力做功的过程，分散得越小，比表面就越大，需做的功就越多。 减阻效应 洗涤效应对井底附近地层孔隙和井壁的清洗，有利于将不溶性污垢包裹在泡沫中被带出井口，疏通流道，改善气井的生产。第五节、泡沫排水采气工艺2、性能要求 起泡能力强只要在井底矿化水中加入少量起泡剂(100～500mg/L)，就能在天然气流的搅动下，形成大量含水泡沫，使气、液两相空间分布发生显著变化，水柱变成泡沫，密度下降几十倍。 泡沫携液量大起泡剂遇到水后，气泡壁就形成一层牢固的膜。泡沫的水膜越厚，单位体积泡沫含水量越高，表示泡沫的携水能力越强。 泡沫稳定性适中采用泡沫排水，从井底到井口行程数千米，如果泡沫的稳定性差，有可能中途破裂而使水分落失，达不到将水携带到地面的目的。但是，如果泡沫的稳定性过强，则泡沫进入分离器后又会带来消泡及气水分离的困难。第五节、泡沫排水采气工艺3、起泡剂类型及评价方法 起泡剂类型 序号 起泡剂名称 类型 气井条件 1 烷基磺酸盐或烷基苯磺酸盐 阴离子型 气水井 2 烷基酚聚氧乙烯醚 非离子型 含矿化水气井 3 有机硅化合物酒精厂发酵后残液（主要含甜菜碱） 两性 含矿化水和凝析油气井 4 丙烯酰胺和乙酰丙酮丙烯酰胺共聚物 高分子聚合物 含矿化水和凝析油气井 5 起泡剂：如磺酸盐类、硫酸醇酯、烷基聚氧乙烯醇酯等稳定剂：如羧甲基纤维素、环烷皂等 复合物 含矿化水和凝析油气井 6 固体起泡剂（组分如聚氧乙烯烷基醚、聚乙二醇、尿素） 复合物 含矿化水和凝析油气井第五节、泡沫排水采气工艺3、起泡剂类型及评价方法 起泡剂评价气流法罗氏米尔法起泡能力＝泡沫体积（L）/单位气体体积（L）第五节、泡沫排水采气工艺3、起泡剂类型及评价方法 起泡剂 水质矿化度g/L 泡沫含水量 气流法 罗氏米尔法，cm 通气量 含水量 通气量 起泡体积 矿化水 L mL(水)/L(泡沫) L L 开始时 5min后 无患子 60.8 1.06 10.67 1 0.877 8.0 2.0 空泡剂 60.8 1.53 11.97 1 0.654 7.5 6.3第五节、泡沫排水采气工艺4、泡排剂的选择原则一般气水井主要采用阴离子型起泡剂，如磺酸盐、硫酸脂盐等，单独使用就能获得较好的效果；含凝析油的气水井中，由于凝析油本身是一种消泡剂，会使起泡剂性能变差，应采用多组分的复合起泡剂(常将几种起泡剂同时配入一个体系中使用)，也可采用两性或聚合物表面活性剂；含硫化氢的气水井中，要注意防腐用的缓蚀剂与起泡剂互相之间能配伍，不能影响起泡剂性能。第五节、泡沫排水采气工艺5、工艺流程泡沫注采剂由井口注入，油管生产的井，从油套环行空间注入；套管生产的气井，则由油管注入。对于棒状助采剂，经井口投药筒投入。消泡剂的注入部位一般是在分离器的入口处，与气水混合进入分离器，达到消泡和抑制泡沫再生，便于气水分离。第五节、泡沫排水采气工艺5、工艺流程起泡剂注入方式有泵注法、平衡罐注法、泡排车注法和投注法。泵注法：将起泡剂溶液过滤后，从井口套管或油管泵入井内。适用于有人看守或距井站较近而又需要连续注入起泡剂的气井，气水比一般大于气井日产水量大于30m3/d。也可用于间隙间歇注入起泡剂的气井。平衡灌注法：将起泡剂溶液过滤后，倒入平衡罐内，在压差的作用下，将平衡罐内的起泡剂从井口套管或油管注入井内。主要用于无动力电源或需间隙式注入起泡剂的气井，气井的气井日产水量小于30m3。第五节、泡沫排水采气工艺5、工艺流程起泡剂注入方式有泵注法、平衡罐注法、泡排车注法和投注法。泡排车注法：与泵注法相同，只是注入起泡剂的动力不是来自高压电源，而是由汽车供给动力。主要用于边远又无人看守或间隙注入起泡剂的气井，气井日产水量小于20m3。投注法：是将棒状固体起泡剂从井口油管投入井内，在重力的作用下落入井底。主要用于间隙生产或间隙加注起泡剂，以及无人看守的边远小产量气井，产水量小于80m3/d，液体在井筒内的流速不宜过高。第五节、泡沫排水采气工艺5、工艺流程第五节、泡沫排水采气工艺6、工艺参数设计 优选泡排气速试验表明：气速大致在1～3m/s范围内不利于泡排。因此控制合适的气速，可获得最佳的助排效果。气流速度对泡沫排水的影响第五节、泡沫排水采气工艺6、工艺参数设计 最宜泡排的流态环雾流：气井自身能量充足，带水生产稳定，不需要采用助采措施。泡沫排水的主要对象是泡流、段塞流和过渡流，尤其以段塞流的助采效果最佳。第五节、泡沫排水采气工艺6、工艺参数设计 最佳注入浓度起泡剂的最佳注入浓度必须很据起泡剂性能及气井本身的条件来确定第五节、泡沫排水采气工艺6、工艺参数设计 起泡剂注入量根据起泡剂注入浓度和气井产水量，直接计算起泡剂注入量。同时，还要考虑起泡剂的类型、气井带水生产平稳状况、温度和不溶物等物性参数，但主要应以气井带水稳定连续为宜。C-起泡剂注入浓度，%；qw-气井产水量，m3/d；ρl液体的密度，kg/m3。在设计过程中气井产水量应该用该井的最大产水量，因此应用系统分析的方法先预测气井的最大产水量，然后根据上述公式计算起泡剂的加入量。第五节、泡沫排水采气工艺6、工艺参数设计 起泡剂注入周期 产凝析水或产地层水少的气井，宜采用间歇排水方式，助采剂的加入周期为数天或数月； 地层水产量Qw>30m3/d，助采剂在这些井上的加入周期越短、越均匀、越好，最好是连续加入。一般每天加2～3次。一般来说，在条件的许可下，起泡剂的注入周期越短越好。但在不同的情况下，应采取不同的方式。第五节、泡沫排水采气工艺6、工艺参数设计 消泡剂加入量结合地面管线的实际情况，消泡剂的理论加注量取安全系数1.2～1.4，则消泡剂的理论日加药量W2为:实际的消泡剂加药量应根据现场试验情况进行调整，以用药量最少且能完全消泡为目标。第五节、泡沫排水采气工艺7、选井原则(不宜进行泡排的井) 油管下得太浅的气水井如果油管鞋没有下到气层中部，泡沫剂不易流到井底，在油管鞋末就被气流所带走，难以达到消除井底积液的目的。 气井油套管互不连通或油管串不严密的气水井如果油套管本身不连通，起泡剂无法流入井底，不能消除井底或井筒积液。对这类气井应进行修井作业后方可进行泡排工艺。 水淹停产气井由于泡排工艺只是一种助喷工艺，本身不能增加气井能量，因此，要对这类气井进行泡排工艺必须先进行辅助工艺。 水气比大的气水井当气井水气比过大(＞60m3/104m3)时，气井举水所要求能量也大，可能使带水失败。因此，对水气比大的气水井最好不采用泡排工艺。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六节、其它排水采气工艺1、气举排水采气工艺气举排水采气工艺是借助外来高压气源或压缩机，通过向井筒内注入高压气体的方法来降低井内注气点至地面的液体密度，提高举升能力，排除井底积液，恢复气井生产能力的一种助喷工艺。气举排水采气：气举阀排水采气和柱塞气举排水采气。对井底压力和产能高的井，通常采用连续气举生产；对产能和井底压力低的井，则采用间歇气举或柱塞气举。第六节、其它排水采气工艺①从生产方式上可分为连续气举和间歇气举；②气举工艺从装置类型上可分为开式、半闭式和闭式气举（连续气举）；③从举升流程上可分为正举和反举。正举是从油套环空注入高压气，井液和高压气从油管产出；而反举是从油管注入高压气，井液和高压气从油套环空产出。气举分类第六节、其它排水采气工艺气举特点优点：①该工艺井不受井斜、井深和硫化氢等限制，最大排液量可达l000m3/d，单井增产效果显著；②可多次重复启动，与投捞式气举装置配套，可减少修井作业次数；③设备配套简单，管理方便；④易测取液面和压力资料，设计可靠，经济效益高。第六节、其它排水采气工艺气举特点缺点：①工艺井受注气压力对井底造成的回压影响，不能把气水井采至枯竭；②闭式气举排液能力小，一般在100m3/d以下，工艺应用范围受限；③需高压气井或工艺压缩机作高压气源；④套管必须能承受注气高压；⑤高压施工对装置的安全可靠性要求高。第六节、其它排水采气工艺气举排水采气应用蜀南气矿-花11井从1993年9月至1994年12月正常采气,日产气量8.0×104～10.0×104m3之间,日产水1.5m3以下,井口套压由25.765MPa下降至17.4MPa,井口油压由25.779MPa下降至16.7MPa,后因水化物堵塞集输管线而关井。1995年6月再次开井生产,由于此次关井时间较长,井口采油树盖板法兰长期漏气形成压水采气的不利局面,造成井筒积液上升,油压下降,开井前采用了放空排液,待积液排出后才倒入正常生产。到1995年10月底,套压降至15.77MPa,油压降至14.63MPa,1996年2月,又因输气管线发生漏气关井。1996年6月3日重新开井,由于井底积液太多采用放空排液但仍未获成功。第六节、其它排水采气工艺2、机抽排水采气工艺（1）技术原理借助机械能排水采气的助采工艺。是将深井泵下入井筒液面以下的适当深度，深井泵柱塞在抽油机的带动下，在泵筒内作上下往返抽汲运动，从而达到在油管内抽汲排水，降低液柱对井底的回压，从套管采出天然气。它与采油工艺的抽油机采油不同点在于：气井是油管排水、油套环空采气。即产层气水混合物经井下分离器分离后，将天然气排至油套环空，水流到深井泵，再经深井泵排出地面。第六节、其它排水采气工艺抽油机排水采气（也称机抽排水采气）井的井下，安装井下气水分离器特别重要。机抽排水采气工艺装备简单、设计方法成熟、投资少、不受高采出程度的限制、可枯竭性采气，因此适用于气藏的中后期水淹气井和低压间歇井，日排水量在10～100m3、泵挂深度小于1500m、产层中部深度小于3000m、温度小于100℃的气井排水采气。第六节、其它排水采气工艺（2）优缺点优点：1.该工艺装备简单、可靠，可用天然气和电作动力，易于实现自动控制，以实现有人管理，无人操作；2.工艺井不受采出程度影响，并能把气水井采至枯竭。缺点：1.需要深井泵、抽油机、抽油杆，初期投资较大，动力装置的配套在目前阶段困难较大；2.受井斜、井深和硫化氢影响较大，泵挂深度和排液量均受限制。第六节、其它排水采气工艺现场试验及效果分析川西南矿区家41井于1987年投产,1990年3月开展机抽排水采气,泵径φ56,泵挂1200m,随着开采时间的增加,液面逐渐降低,机抽效果越来越差，1995年5月,利用玻璃钢抽油杆对该井进行深抽试验,将泵挂加深至2002.63m，该井按 设计方案 关于薪酬设计方案通用技术作品设计方案停车场设计方案多媒体教室设计方案农贸市场设计方案 实施后,见到了明显的效果,由于合理的杆柱设计,使柱塞实现了超行程运行,泵效达到118.2%。第六节、其它排水采气工艺3、电潜泵排水采气工艺采用多级离心泵装置，将气水井中的积液从油管中排除，降低井内液面高度，减少液柱对井底的回压，形成生产压差，使水淹停产井迅速恢复产能。（1）工艺原理及流程采用随油管一起下入井底的多级离心泵装置，将水淹气井中的积液从井内迅速排出，降低对井底的回压，形成一定的生产压差，使水淹气井重新恢复生产的一种机械排水采气工艺。气井恢复正常生产后，气水混合物经油套环形空间、井口装置和输气管线进入分离器进行气水分离，分离后的天然气进入集输管线。第六节、其它排水采气工艺（2）适用范围排水采气工艺适用于各类的水淹气井。特点是排量范围大，扬程范围广，能大幅度降低井底流压而扩大生产压差，是气田强排水的重要手段。将电潜泵用于边水、底水水体封闭的产水气藏的强排水．可达到控制水侵、阻止边底水干扰，延缓气藏综合递减，提高有水气藏的最终采收率。对于单井排水采气，电潜泵可用于复活各类水淹井，特别适用于产水量大（100m3/d以上）、扬程高（1500m以上）、单并控制剩余储量大的水淹井复产，通过强排水，降低井底回压，使水淹气井保持足够生产压差生产，实现边排水、边采气的目的。电潜泵排水井场必须具备电源，电潜泵机组在井底的使用温度应小于150℃。第六节、其它排水采气工艺（3）优缺点优点： 电潜泵排水可形成较大的生产压差，理论上可将气井采至枯竭； 自动化程度高，具有较强的自我保护能力，操作管理灵活方便，容易实现自我控制； 易于安装井下温度、压力传感元件，在地面通过控制屏，随时直接观测出泵吸入口处温度、压力、运行电流等参数； 变频控制器的使用，可根据井况条件适时调节电泵的排量及其它有关参数。第六节、其它排水采气工艺（3）优缺点缺点：1.多级大排量高功率电潜泵机组比较昂贵，使得初期投资大，特别是电缆费用高；2.由于高温下电缆易损坏，使电潜泵机组的下入深度受到限制；3.由于气井中地层水腐蚀及结垢等影响，使得井下机组寿命较短，部分设备重复利用率不高，从而使得装备一次性投资较大，采气成本高；4.选井受套管尺寸限制。第六节、其它排水采气工艺现场应用情况2001年8月以来,中原油田从国外引进变速电潜泵机组,先后在2-329井和2-305井上展开了电潜泵排水采气工艺试验,通过实践和不断总结经验,完善了配套工艺技术,取得了较好的经济效益。两口井实施前均为水淹停产井,采用变速电潜泵排水采气工艺初期,日产气18592m3,日产地层水157m3,截止到2002年11月,电潜泵排水采气已累计增产天然气692.46×104m3,排地层水5.49×104m3。两口井均恢复了正常生产,取得了很好的效果。第六节、其它排水采气工艺4、射流泵排水采气工艺射流泵排水采气工艺由地面提供的高压动力液通过喷嘴把其压能转换成高速流束，在吸入口形成低压区，井下流体被吸入与动力液混合，在扩散管中动力液动能传递给井下流体使之压力增高而排出地面(地下水和气被同时排出地面)。第六节、其它排水采气工艺（1）工艺流程水力射流泵装置的泵送时通过两种运动流体的能量转换来达到的。地面泵提供的高压动力流体通过喷嘴把其位能（压力）转换成高速流体的动能；喷射流体将其周围的井液从汇集室吸入喉道而充分混合，同时动力液把动量传给井液而增大井液能量，在喉道末端，两种完全混合的流体仍具有很高的流速(动能)，此时，它们进入一扩散管通过流速降低而把部分动能转换成压能，流体获得的这一压力足以把自己从井下返出地面。第六节、其它排水采气工艺（2）射流泵结构原理第六节、其它排水采气工艺（3）优缺点优点：1）耐磨和抗腐蚀，具有较强的适应能力；2）井下设备结构简单，维修费用低、工作量小；3）下泵深度和排量的变化范围大，满足不同井的生产要求；4）井下设备有较高的可靠性，且维修周期长、费用低；5）具有较高机动性。6）泵挂深度和排量的变化范围大，检泵方便，动力液来源方便，可以用井下返出液通过净化处理而获得；缺点：1）举升效率较低，通常<25％；2）必须有较高的吸入压力(沉没度)以防止气蚀；3）地面设备庞大，维护费用较高；4）地面操作复杂，特别对于边远气井管理难度大。第六节、其它排水采气工艺（4）使用范围为防止气蚀，水力射流泵排水采气要求较高的吸入压力和较高的沉没度，而气水比太大也不适合水里射流泵排水采气，故其工作时必须满足以下条件：1）排液量≤350m3/d2）产气量≤5.0×104m3/d3）适用井温≤120℃4）泵挂深度≤3500m5）工作介质：油、气、水混合物，含H2S、Cl-成分。6）地面泵功率：22.0～460.0kw第六节、其它排水采气工艺现场应用情况纳30井位于纳溪气田东长轴中高点。该井生产后，油压下降快，产气量减小，带水困难，关井后压力上升较快，套压和油压能很快达到平衡，当井口套压降到0.2MPa以下，油压将为0时，水能自喷出井口，有储量和潜在产能。使用射流泵工艺生产后，排水采气取得了满意的效果。第七章气井井场工艺第七章气井井场工艺第一节、天然气集气工艺流程第二节、气液分离第三节、天然气流量的计量第四节、天然气水合物第五节、天然气脱水第六节、气田开发的安全环保技术第一节、天然气集气工艺流程一、气田集输系统的工作范围和工作内容二、气田井场流程三、气田集输场站工艺流程四、气田集输流程的制定一、气田集输系统的工作范围和工作内容天然气从气井采出，经过降压并进行分离除尘除液处理之后，再由集气支线、集气干线输送至天然气处理厂或长输管道首站，称为气田集输系统。当天然气中含有H2S、H2O时，即需经过天然气处理厂进行脱硫、脱水处理，然后输至长输管道首站。气田集输系统的工作是：收集天然气，并经过降压、分离、净化使天然气达到符合管输要求的条件，然后输往长输管道。一、气田集输系统的工作范围和工作内容气田集气系统主要由气井井场、集气站、天然气处理厂及其相连的管线组成，井场与集气站的管网连接形式有“放射状”、“树枝状”和“环状”1—井场；2—采气管线；3—集气站；4—集气支线；5—集气干线；6—集气总站；7—天然气处理厂气田集输流程是表达天然气的流向和处理天然气的工艺方法。气田集输流程分为井场流程和气田集气站流程。气田集气站工艺流程分为单井集输流程和多井集输流程。按其天然气分离时的温度条件，可分为常温分离工艺流程和低温分离工艺流程。气田集输流程二、气井井场流程在井场里，最主要的装置是采气树，它是由闸阀、四通（或三通）等部件构成的一套管汇。还有节流阀，压力、温度检测仪表及加热或注醇设备等。井场装置具有三种功能： 调控气井的产量； 调控天然气的输送压力； 防止天然气生成水合物。二、气井井场流程比较典型的井场装置流程，也是目前现场通常采用的有两种类型。一种是加热天然气防止生成水合物的流程；另一种是向天然气中注入抑制剂防止生成水合物的流程，如图1和图2所示。图1加热防冻的井场装置原理流程图图2抑制剂防冻的井场装置原理流程图二、气井井场流程天然气从针形阀出来后进入井场装置，首先通过加热炉3进行加热升温，然后经过第一级节流阀(气井产量调控节流阀)4进行气量调控和降压，天然气再次通过加热器5进行加热升温，和第二级节流阀(气体输压调控节流阀)6进行降压以满足采气管线起点压力的要求。加热防冻的井场流程二、气井井场流程抑制剂防冻的井场流程图2所示，流程图中的抑制剂注入器1替换了图1中的加热炉3和5，流经注入器的天然气与抑制剂相混合，一部分饱和水汽被吸收下来，天然气的水露点随之降低。经过第一级节流阀(气井产量调控阀)进行气量控制和降压。再经第二级节流阀(气体输压调控阀)进行降压以满足采气管线起点压力的要求。三、气田集输场站工艺流程气田集输站场工艺流程是表达各种站场的工艺方法和工艺过程。所表达的内容包括物料平衡量、设备种类和生产能力、操作参数，以及控制操作条件的方法和仪表设备等。1、常温分离集气站常温分离集气站的功能是收集气井的天然气；对收集的天然气在站内进行气液分离处理；对处理后的天然气进行压力控制，使之满足集气管线输压要求；计量。我国目前常用的常温分离集气站流程有以下几种：三、气田集输场站工艺流程(1)常温分离单井集气站流程1——从井场装置来的采气管线；2—天然气进站截断阀；3—天然气加热炉；4——分离器压力调控节流阀;5——气、油、水三相分离器；6——天然气孔板计量装置；7——天然气出站截断阀;8——集气管线；9——液烃(或水)液位控制自动放液阀；10——液烃(或水)的流量计;11——液烃(或水)出站截断阀；12——放液烃管线；13——水液位控制自动放液阀；14——水流量计；15——水出站截断阀；16——放水管线。常温分离单井集气站原理流程图(一)三、气田集输场站工艺流程(1)常温分离单井集气站流程常温分离单井集气站原理流程图(二)1——从井场装置来的采气管线；2——天然气进站截断阀；3——天然气加热炉；4——分离器压力调控节流阀;5——气、油、水三相分离器；6——天然气孔板计量装置；7——天然气出站截断阀;8——集气管线；9——液烃或水的液位控制自动排放阀；10——液烃或水的流量计；11——液烃或水出站截断阀；12——放液烃或放水管线。三、气田集输场站工艺流程 常温分离单井集气站分离出来的液烃或水，根据量的多少，采用车运或管输方式，送至液烃加工厂或气田水处理厂进行统一处理。 常温分离单井集气站通常是设置在气井井场。两种流程不同之处在于分离设备的选型不同，前者为三相分离器，后者为气液分离器，因此其使用条件各不相同。前者适用于天然气中液烃和水含量均较高的气井，后者适用于天然气中只含水或液烃较多和微量水的气井。三、气田集输场站工艺流程(2)常温分离多井集气站流程常温分离多井集气站一般有两种类型，两种流程的不同点在于前者的分离设备是三相分离器，后者的分离设备是气液分离器。两者的适用条件不同。前者适用于天然气中油和水的含量均较高的气田，后者适用于天然气中只有较多的水或较多的液烃的气田。多井集气站的井数取决于气田井网布置的密度，一般采气管线的长度不超过5km，井数不受限制。以集气站为中心，5km为半径的面积内，所有气井的天然气处理均可集于集气站内。三、气田集输场站工艺流程(2)常温分离多井集气站流程常温分离多井集气站原理流程图(一)三、气田集输场站工艺流程(2)常温分离多井集气站流程常温分离多井集气站原理流程图(二)三、气田集输场站工艺流程低温分离集气站的功能有四个：(1)收集气井的天然气；(2)对收集的天然气在站内进行低温分离以回收液烃；(3)对处理后的天然气进行压力调控以满足集气管线输压要求；(4)计量。2、低温分离集气站所谓低温分离，即分离器的操作温度在0℃以下，通常为-4～-20℃。天然气通过低温分离可回收更多的液烃。为了要取得分离器的低温操作条件，同时又要防止在大差压节流降压过程中天然气生成水合物，因此不能采用加热防冻法，而必须采用注抑制剂防冻法以防止生成水合物。三、气田集输场站工艺流程天然气在进入抑制剂注入器之前，先使其通过一个脱液分离器(因在高压条件下操作，又称高压分离器)，使存在于天然气中的游离水先行分离出去。为了使分离器的操作温度达到更低的程度，故使天然气在大差压节流降压前进行预冷，预冷的方法是将低温分离器顶部出来的低温天然气通过换热器，与分离器的进料天然气换热，使进料天然气的温度先行下降。因闪蒸分离器顶部出来的气体中，带有一部分较重烃类，故使之随低温进料天然气进入低温分离器，使这一部分重烃能得到回收。三、气田集输场站工艺流程1——采气管线2——进站截断阀3——节流阀4——高压分离器5——孔板计量装置6——装置截断阀7—抑制剂注入器8——气一气换热器9——低温分离器10——孔板计量装置11——液位调节阀12——装置截断阀13——闪蒸分离器14——压力调节阀15——液位控制阀16——液位控制阀17——流量计低温分离集气站原理流程图(一)三、气田集输场站工艺流程低温分离集气站原理流程图(二)1——加热器2——三相分离器3——液位控制阀4——流量计5——气—液换热器6——液位控制阀7——流量计三、气田集输场站工艺流程因为低温分离器的低温是由天然气大差压节流降压所产生的节流效应所获得。故高压分离器的操作压力是根据低温分离器的操作温度来确定的。操作温度随气井温度和采气管线的输送温度来决定，通常按常温考虑。闪蒸分离器的操作压力随低温分离器的操作压力而定；操作温度则随高压分离器的操作温度而定。三相分离器的操作压力根据稳定塔的操作压力来确定；操作温度则根据稳定塔的液相沸点和最高进料温度来确定。三、气田集输场站工艺流程两种低温分离流程的选取，取决于天然气的组成、低温分离器的操作温度、稳定装置和提浓再生装置的流程设计要求。低温分离器操作温度越低，轻组分溶入液烃的量越多。此种情况以采用前一种低温分离流程为宜。第七章气井生产系统动态分析与管理第一节、天然气集气工艺流程第二节、气液分离第三节、天然气流量计量第四节、天然气水合物第五节、天然气脱水第六节、气田开发的安全环保技术第二节、气液分离一、概述二、多级分离三、分离器的分类四、分离器的工作过程一、概述1、杂质对气井生产的危害腐蚀：由于液态水的存在将加速管道及设备的腐蚀堵塞：随着积砂的增加堵塞管道、设备污染化学溶液液泛影响一、概述2、分离器操作功能从分离器内分别引走分离出来的气相和液相，不允许它们有彼此重新夹带掺混的机会1234脱除气相中所夹带的液沫脱除液相中所包含的气泡完成油和气或气和液的基本“相”的分离一、概述3、分离器的四个主要部分除雾段基本相分离段控制或消减能量分离和沉降液体收集引出段液滴聚集段二、多级分离逐级降低分离器压力，经过两级或两级以上的闪蒸或部分冷凝，将气井所产的流体分离成气、液两相的工艺方法称为多级分离。理论和实践都表明多级分离器不仅能够获得较多的液体量，而且液相中含易挥发组分少。但并不意味着分离器用的越多越好。两级分离的液烃收率比一级分离略增2%～12%（文献上介绍的最高数字为20%～25%）。影响液烃收率的因素不仅是分离级数，还包括气井所产流体的组成、分离温度和压力等。三、分离器分类1、按作用原理分类分离器重力式利用液体和气、固密度的不同而受到的重力的不同来实现分离旋风式利用液体和气、固做旋转运动时所受到的离心力不同来实现分离过滤式利用气流通道上的过滤元件或介质实现分离三、分离器分类2、按分离器功能分类计量分离器　　主要作用是完成油气水的初步分离并计量，一般属低压分离器。分离器生产分离器主要作用是完成多口生产井集中进行初步分离后密闭输送，属中高压分离器。三、分离器分类3、按分离器工作压力分类真空分离器<0.1MPa低压分离器<1.5MPa中压分离器1.5~6MPa高压分离器>6MPa四、分离器的工作过程1、重力分离器 重力分离器的分类重力式分离器 根据分离器功能分两相分离器三相分离器卧式立式 按流体流动方向和安装形式分重力式分离器四、分离器的工作过程1、重力分离器 卧式两相分离器基本结构及工作过程气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体进入气体通道进行重力沉降分离出液滴，液体进入液体空间分离出气泡和固体杂质，气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，液体从出液口流出。四、分离器的工作过程1、重力分离器 立式两相分离器基本结构及工作过程气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体进入气体通道向上流动通过重力沉降分离出液滴，液体进入液体空间向下流动，同时分离出气泡。气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，液体从出液口流出。四、分离器的工作过程1、重力分离器 卧式三相分离器基本结构及工作过程气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体进入气体通道通过整流和重力沉降，分离出液滴；液体进入液体空间分离出气泡，同时在重力条件下，油向上流动，水向下流动得以油水分离，气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，油从顶部经过溢流隔板进入油槽并从出油口流出，水从排水口流出。四、分离器的工作过程1、重力分离器 立式三相分离器基本结构及工作过程气液混合流体经气液进口进入分离器后通过流速和流向的突变完成基本相分离，气体向上流动在气体通道经重力沉降分离出液滴，液体经降液管进入油水界面，气泡及油向上流动，水向下流动得以分离，气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，油从顶部经过溢流隔板进入油槽并从出油口流出，水从排水口流出。四、分离器的工作过程1、重力分离器 双筒式重力分离器气液混合流体经生产管汇进入分离器进行基本相分离，气体在气体通道经重力沉降分离并经过整流器完成气液分离，液体进入液体空间同时分离出气泡；气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，油及水向下流动进入下面的桶体，并在其中完成油水分离，油从顶部经过溢流隔板进入油槽并从出油口流出，从排水口流出。四、分离器的工作过程 几种重力分离器性能比较 比较内容 卧式 立式 球形 分离效率 最好 中等 最差 分离后流体的稳定性 最好 中等 最差 变化条件的适应性 最好 中等 最差 操作的灵活性 中等 最好 最差 处理能力（直径相同） 最好 中等 最差 单位处理能力的费用 最好 中等 最差 处理外来物能力 最差 最好 中等 处理起泡原油的能力 最好 中等 最差 活动使用的适应性 最好 最差 中等 安装所需要的空间 最好 中等 最差 纵向上 最好 最差 中等 横向下 最差 最好 中等 安装的容易程度 中等 最差 最好 检查维护的容易程度 最好 最差 中等四、分离器的工作过程 卧式分离器和立式分离器的比较和选择处理高气液比应选卧式分离器处理低气液比应选立式分离器 比较内容 卧式分离器 立式分离器 分离效果 较好 较差 排污能力 较差 较好 占地面积 较大 较小 操作 方便 较难操作 搬运 方便 较难操作 液面波动 不易控制 易于控制四、分离器的工作过程2、旋风分离器 工作原理气体经切向方向进入分离器后作圆周运动，液滴由于较重受到较大离心力而被抛在容器器壁上，最终从气体中分离出来；气体旋转速度逐渐减小最终向上运动从顶部流出，液体从底部流出。四、分离器的工作过程2、旋风分离器 外壳内部承压的容器，为圆形筒体，其内径、长度尺寸根据气体处理量以及操作参数设计确定，两端是椭球形或球形的封头。四、分离器的工作过程2、旋风分离器 内部构件 进口转向器 导流档板：快速变化液流方向和速度； 旋风式进口：应用离心力分离时采用。 波浪破碎器：垂直档板 除沫板：倾斜的平行板片或管束。 旋流破碎器：破除旋涡防止二次夹带 雾沫脱除器 丝网垫：适用但易堵塞（气流速度要适宜）。 叶板除雾器：改变为层流。 离心式除雾器：效果好但压降大且对流量敏感。四、分离器的工作过程2、旋风分离器 内部构件 进口转向器 导流档板：快速变化液流方向和速度； 旋风式进口：应用离心力分离时采用。 波浪破碎器：垂直档板 除沫板：倾斜的平行板片或管束。 旋流破碎器：破除旋涡防止二次夹带 雾沫脱除器丝网垫：适用但易堵塞（气流速度要适宜）叶板除雾器：改变为层流。离心式除雾器：效果好但压降大且对流量敏感。四、分离器的工作过程3、过滤分离器气体经上部进入，经过滤管进入二级分离，而较大液滴及粉尘则留在分离器一级分离段内进入储液槽，气体在二级分离段经捕雾后从右侧流出。进口出口快开盲板过滤原件连接管排污口排污口四、分离器的工作过程4、螺道式分离器气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体在折流板内经不空隙逸出到气相空间得到分离，气体在离开分离器之前经整流、捕雾后从出气口流出，液体进入液体空间分离出气泡向上流动，水向下流动得以分离，油从出油口流出，水经排水口流出。四、分离器的工作过程5、卧式离心油气圆筒分离器气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体进入气体通道并经过整流器进行重力沉降分离出液滴，液体进入液体空间分离出气泡及油向上流动，水向下流动得以分离，气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，油从顶部经过溢流隔板进入油槽并从出油口流出，水经溢流档板进入水槽并从排水口流出。四、分离器的工作过程6、卧式离心油气圆筒分离器气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体进入气体通道并经过整流器进行重力沉降分离出液滴，液体进入液体空间分离出气泡及油向上流动，水向下流动得以分离，气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，油从顶部经过溢流隔板进入油槽并从出油口流出，水经溢流档板进入水槽并从排水口流出。四、分离器的工作过程7、CTT卧式分离器四、分离器的工作过程8、综合型卧式三相分离器四、分离器的工作过程 内部构件 作用 入口分流器 与流体流动方向垂直安装并开有两排液槽，使液体以瀑布形式流向水平分流。 稳流装置 使初步分离得到的气液两相都得到稳流，减少流体的波动和扰动，给油气水沉降分离创造良好条件。 加热器 提高油温，促使集液部分的游离水从原油中沉降。 防涡罩 防止排液时产生旋涡，带走污水上部的原油。 挡沫板 阻止浮在液面上的气泡向原油出口方向流动，使气泡在液面上有足够的停留时间，破裂并进入气相。 平行捕雾板 板间为30m，与水平线呈30°倾角，板面与气流方向平行，起到气体整流、缩短油液沉降距离的作用，并使部分油滴被湿润的板表面聚结。第六章气井生产系统动态分析与管理第一节、天然气集气工艺流程第二节、气液分离第三节、天然气流量计量第四节、天然气水合物第五节、天然气脱水第六节、气田开发的安全环保技术第三节、天然气流量的计量1、天然气流量计量的特点 1）流动状态直接影响流量测量的精度。由用气量、阀门开关、压缩机的启停等原因都会导致天然气压力和流量的波动，尤其是管路中带有往复式压缩机，流量压力是脉动的，这对流量测量的准确性都会有影响。 2）天然气的组分是变化的。不同流体的物理和化学性质对测量仪表的要求不同，而天然气是一种产自地下的混合气体，不同气田（或油气田、油田），同一气田不同区块、不同气井、不同开采时期以及在天然气处理、集输过程中，其组分都会不同或发生变化，而且天然气含水和腐蚀性组分等，都对流量测量仪表本身和修正提出了要求。第三节、天然气流量的计量1、天然气流量计量的特点 3）目前天然气流量测量应用最多的是标准孔板流量计，天然气流过流量计产生压力损失，力求减少流量计的压力损失或实现非接触式流量测量是发展方向。 4）由于天然气的可压缩性，体积流量应规定所处状态，我国通常采用的是所谓的工程标准状态：压力1.01325×105Pa，温度293.15K。 5）天然气是易燃易爆气体，在选用配套电气仪表时必须采用防爆型或本安型，确保测量系统乃至整个输气系统的安全。第三节、天然气流量的计量2、天然气流量计量的方式和单位 天然气流量测量方法，按测量参数可分为容积流量、质量流量和能量流量三种。 质量流量计可以分为直接式质量流量计和推导式质量流量计，直接式包括直接称量式、科里奥利式和量热式，推导式主要采用各种形式的体积流量计与密度计或两种质量流量计相结合的方式 能量流量测量是直接测量天然气流过的热量的多少，用户使用燃气与组分无关，按热量多少取费，更具有科学性和经济价值，是未来计量发展的趋势，在我国天然气计量中也尚未应用。第三节、天然气流量的计量3、天然气流量计量的状态一定量的气态，在不同压力、温度条件下，有不同的体积值。为了统一，用标准或 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 规定一个特定的参比状态（压力、温度），这种状态通称标准状态或标准参比状态。各国计量使用的标注参比压力都是101.325KPa，但标准参比温度不同第三节、天然气流量的计量4、天然气流量计量分级及仪表 一级计量的是油田外输气，为干气，排量大，推荐选用标准节流装置（准确度为±1%）。 二级计量的是油田内部干气，所以选用孔板节流装置比较合适（准确度应不低于1.5%） 三级计量的介质为湿气，不适合选用孔板计量，可选用气体腰轮流量计、涡流量计等，仪表的准确度应不低于1.5%。第三节、天然气流量的计量5、天然气流量计量仪表 1)差压式流量计:在目前管道天然气计量中,95%以上仍采用标准孔板差压式流量计,通过间接测量流过标准孔板的天然气压力、差压和温度等参数,按经验公式计算出天然气体积流量。 2)容积式流量计:气体腰轮流量计也称罗茨流量计,它是一种典型的容积式流量计,多用于连续测量流经管道的气体的总量(累积流量)。容积式流量计的显示值一般为工况下体积流量,换算到标准状态采用人工计算,温度、压力值采用长期平均值或估计值。 3)速度式流量计:是以直接测量封闭管道中满管流流动速度为原理的流量计。包括涡轮流量计、涡街流量计、旋进旋涡流量计、超声波流量计等。由于测量到的流速是工况下的,最后显示的也是工况下的体积流量。第三节、天然气流量的计量6、孔板差压流量计孔板压差流量计由标准孔板、取压装置、导压管和差压计组成。行业标准规定标准孔板的取压方式分为角接取压、法兰取压及D-D/2取压三种。第三节、天然气流量的计量 工作原理充满管道的流体流经管道内的节流装置，在节流件附近造成局部收缩，流速增加，在其上、下游两侧产生静压力差。在已知有关参数的条件下，根据流动连续性原理和伯努利方程可以推导出差压与流量之间的关系而求得流量。其基本公式如下：qm——气体质量流量，kg/s；qv——气体体积流量，m3/s；C——流出系数；β——孔板开孔直径与上游测量管内径之比，β=d/D；d——孔板开孔直径，mm；ε——可膨胀性系数；ρl——天然气在流动状态下上游取压孔处的密度，kg/m3。△p——气流流经孔板时产生的差压，Pa。第三节、天然气流量的计量 流量测量极限条件1）孔板开孔直径d、测量管内径D、直径比β和管径雷诺数ReD的极限值应符合下表规定2）孔板上游测量管内壁的相对粗糙度上限值应小于或等于以下规定第三节、天然气流量的计量 流量计算方法qsc-标准状态下天然气体积流量，m3/s；C-流出系数；E-渐近速度系数；As——秒计量系数，当采用SI制计量单位,参比条件采用标准条件0.101325MPa、293.15K，并采用秒立方米计量时，则As=3.1794×106；d-孔板开孔直径，mm；FG-相对密度系数；Ε-可膨胀性系数；Fz-超压缩因子；FT-流动温度系数；P1-孔板上游侧取压孔气流绝对静压，MPa；△P-气流流经孔板时产生的差压，Pa。第七章气井生产系统动态分析与管理第一节、天然气集气工艺流程第二节、气液分离第三节、天然气流量计量第四节、天然气水合物第五节、天然气脱水第六节、气田开发的安全环保技术一、概述二、天然气中水汽的含量三、水合物的形成条件四、形成气体水合物温度或压力的确定五、出现水合物处理措施第四节、天然气水合物定义气体水合物:是水与轻烃、ＣＯ2及Ｈ2Ｓ等小分子气体形成的非化学计量型笼形晶体化合物(clathratehydrates),或称笼型水合物。天然气水合物:是一种由水分子和碳氢气体分子组成的结晶状固态简单化合物（M·nH2O）形成地点：深海沉积物或陆域的永久冻土一、概述表1甲烷天然气水合物和冰的性质（引自Sloan和Makagon，1997）一、概述外形:如冰雪状，通常呈白色。结晶体以紧凑的格子构架排列，与冰的结构非常相似。 性质 甲烷天然气水合物 泥沙沉积物中的海底甲烷天然气水合物 冰 硬度（Mohs）剪切强度(MPa)剪切模量密度(g/cm3)声学速率(m/s)热容量(kJ/cm3)-273K热传导率(W/m·K)电阻率(kΩ·m) 2-4 2.40.9133002.30.55 712.2 >13800≈20.5100 473.90.91735002.32.23500从井筒清出的水合物一、概述一、概述闸板阀门内堵塞着大量的水化物一、概述闸板阀门内堵塞着大量的水化物一、概述水合物的危害水合物在管道中形成，会造成堵塞管道、减少天然气的输量、增大管线的压差、损坏管件等危害，导致严重管道事故；水合物是在井筒中形成，可能造成堵塞井筒、减少油气产量、损坏井筒内部的部件，甚至造成油气井停产；水合物是在地层多孔介质中形成，会造成堵塞油气井、减低油气藏的孔隙度和相对渗透率、改变油气藏的油气分布改变地层流体流向井筒渗流规律，这些危害使油气井的产量降低。一、概述二、天然气水合物的含量第一章天然气物性参数已讲1、天然气水合物的分类天然气水合物有两种分类方法。按产出环境，天然气水合物可以分为海底天然气水合物和基地天然气水合物两种类型。按结构类型，天然气水合物可分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ｈ型三种结构。　　石油天然气工业中的天然气水合物结构一般为Ⅰ型　和Ⅱ型。三、天然气水合物的生成条件2、水合物生成的动力学机理水合物生成的动力学机理示图三、天然气水合物的生成条件初始条件：压力和温度均满足生成水合物的区值范围，但没有气体分子溶于水。不稳定簇团：一旦气体进入水中，立即形成不稳定簇团。聚结:不稳定簇团通过面接触聚结，从而增加无序性。初始成核及生长：当聚结体的大小达到某临界值时，晶体开始生长。3、天然气水合物的生成条件水合物的生成除与天然气的组分、组成和游离水含量有关外，还需要一定的热力学条件，即一定的温度和压力。可用如下方程表示出水合物自发生成的条件:三、天然气水合物的生成条件水合物形成的条件三、天然气水合物的生成条件概括起来讲，水合物的主要生成条件有：1)有自由水存在，天然气的温度必须等于或低于天然气中水的露点；2)低温，体系温度必须达到水合物的生成温度；3)高压。另外，高流速、压力波动、气体扰动、H2S和CO2等酸性气体的存在和微小水合物晶核的诱导等因素也可生成或加速天然气水合物的生成。在同一温度下，当气体蒸汽压升高时，形成水合物的先后次序分别是硫化氢→异丁烷→丙烷→乙烷→二氧化碳→甲烷→氮气。三、天然气水合物的生成条件预测天然气水合物生成条件温度或压力的方法比较多，而常用的大致可分为图解法、经验公式法、相平衡计算法和统计热力学法4大类。1.图解法图解法主要有根据密度曲线和节流曲线预测水合物生成条件的两种方法。(1)密度曲线法图解法在矿场实际应用中是非常方便和有效的一种方法。四、天然气水合物压力、温度的确定(1)密度曲线法图解法每条曲线的左区是水合物生成区，右区是非生成区。由该图可知压力越高，温度越低越易形成水合物。根据该图可大致确定天然气形成水合物的温度和压力。但对含H2S的天然气误差较大，不宜使用。若相对密度在两条曲线之间，可采用内插法进行近似计算。图7水合物的压力和温度曲线四、天然气水合物压力、温度的确定(2)节流曲线法四、天然气水合物压力、温度的确定 在给定条件下，求出气体节流调压后的温度降，判数是否形成水合物 注意 液态烃的含量将影响节流后的温度降 每增加5.6m3（液态烃）/106m3，将减少2.8°C的温度降2.经验公式法(1)波诺马列夫法波诺马列夫对大量实验数据进行回归整理，得出不同密度的天然气水合物生成条件方程，当T>273.1K时当T≤273.1K时式中p—压力；T—水合物平衡温度，K；B.B1—与天然气密度有关的系数，见表1.4四、天然气水合物压力、温度的确定B和B1系数表四、天然气水合物压力、温度的确定(2)天然气水合物p-T图的回归法为了便于计算机应用，有人将密度在之间的天然气水合物p-T图回归成了计算公式。若P、T分别表示水合物生成线上任意点的压力和温度，则： 密度 0.56 0.60 0.64 0.66 0.68 0.70 0.75 0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 B 24.25 17.67 15.47 14.76 14.34 14.00 13.32 12.74 12.18 11.66 11.17 10.77 B1 77.4 64.2 48.6 46.9 45.6 44.4 42.0 39.9 37.9 36.2 34.5 33.1式中，P-气体压力，MPa；p*-参考压力；Δ-气体密度；T-气体温度，℃。四、天然气水合物压力、温度的确定若已知天然气的相对密度和温度，可选择式(1.1)～(1.7)中合适的公式计算水合物形成压力。若已知相对密度和压力，可选择式(1.1)～(1.7)中合适的公式进行迭代求得水合物形成温度。同样，相对密度在两曲线间也采用插值法求得。例已知，，求生成水合物的压力。解:由下式可得四、天然气水合物压力、温度的确定(3)其它经验公式下面这几个天然气水合物的预测公式是针对前苏联不同气田提出来的，对我们有一定借鉴作用，温度适用范围为0～250C。四、天然气水合物压力、温度的确定(4)水合物生成条件预报的二次多项式天然气密度为0.6-1.1的多种天然气在压力低于30MPa时，生成水合物的条件方程为：式中a—在T=273.1K时生成水合物的平衡压力；K，β—与与天然气密度有关的系数系数K和与天然气密度的关系四、天然气水合物压力、温度的确定 相对密度 0.56 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 K 0.014 0.005 0.0075 0.01 0.0127 0.017 0.02 β 1.12 1.00 0.82 0.70 0.61 0.54 0.463.相平衡计算法相平衡计算法的假设前提是：在天然气水合物的分解过程中，气体的相对密度逐渐增加，类似固体溶液。Katz于1940年首先提出了一种当组成已知时基于气-固平衡常数来估算天然气水合物生成条件的方法，该法尤其适用于含有典型烷烃组成的无硫天然气，而对非烃含量多的气体及在压力高于6.9MPa的情况下，准确性较差。四、天然气水合物压力、温度的确定用相平衡常数来计算天然气水合物的生成条件：的平衡常数；组分在固相中摩尔分数；组分在气相中摩尔分数；组分iKiXiYXYKiiiiii---------=四、天然气水合物压力、温度的确定对不同的气体，卡兹等人用实验测出了不同温度和压力下的平衡常数K值，并绘制了相应的曲线，同时也可应用相应的状态方程进行计算。对天然气混合物，生成的水合物应满足下式:计算方法与多组分体系的露点计算法相类似。在给定压力下，确定水合物形成温度的步骤是：1)假定一水合物形成温度；2)对于每一组分确定各自的Ki值；3)对于每一组分计算yi/Ki；4)求值；5)若则重复1)～4)步至。对于已知温度，而需确定压力的步骤与前述一致，这一过程常常用表解的方式给出。当天然气中H2S浓度等于或大于30%时，则这种天然气形成水合物的温度大致与在纯H2S中形成水合物的温度相当。四、天然气水合物压力、温度的确定4.统计热力学算法四、天然气水合物压力、温度的确定方程式中的常数四、天然气水合物压力、温度的确定 组分 组分 -15.826277 1559.0631 -18.057885 2626.6108 -18.400368 2410.4807 -17.934347 1933.381 -20.958631 3109.391 -17.160634 1914.144 -20.108263 2739.7313 -15.103508 2603.9795 -22.150557 3407.2181 -14.283146 2050.3267水化物的预防水化物形成压力水化物形成温度计算方法选择方法计算及结论计算及结论生产过程中的预防方法关井过程中的预防方法放喷最低温度计算方法计算及结论投产过程中的预防方法五、预防水合物的方法水合物若在井底、井口针形阀、场站设备或集输管线中生成，会降低气井产能，严重地影响正常生产，甚至造成停产事故。因此，如何防止水合物的生成是采气工艺中应该研究的问题。如前所述，天然气中含水分是生成水合物的内在因素。因此，脱除天然气的水分是杜绝水合物生成的根本途径。五、预防水合物的方法为了防止天然气生成水合物，一般有四种途径：1)提高天然气的流动温度；2)降低压力至给定温度时水合物的生成压力以下；3)脱除天然气中的水分；4)向气流中加入抑制剂(阻化剂)。其中最积极的方法是保持管线和设备不含液态水，而最常用的办法则是向气流中加入各种抑制剂。五、预防水合物的方法第七章气井生产系统动态分析与管理第一节、天然气集气工艺流程第二节、气液分离第三节、天然气流量计量第四节、天然气水合物第五节、天然气脱水第六节、气田开发的安全环保技术第五节、天然气脱水1、天然气脱水的作用从天然气中脱除水汽以降低露点的工艺，称之为天然气脱水。天然气脱水的实质就是使天然气从被水饱和状态变为不被饱和状态，达到天然气净化或管输的目的 降低天然气的露点，防止液相水析出 保证输气管道的管输效率 防止H2S、CO2对管道造成腐蚀的损失 防止水合物的生成液体吸收法固体吸附法冷却法第五节、天然气脱水2、天然气脱水的方法 溶剂吸收法溶剂吸收法是目前天然气行业中使用较为普遍的脱水方法，绝大多数装置都用甘露醇溶剂，在天然气脱水中最常用的液体吸收剂有四种：乙二醇(EG)、二甘醇(DEG)、三甘醇(TEG)和四甘醇(T4EG)。乙二醇在脱水过程中损失较大，三甘醇与二甘醇相比具有以下优势 沸点高，因此可以在较高温度下再生，再生贫液浓度高。 蒸气压低，因而三甘醇的蒸发和被气体的携带损失小。 分解温度高，热稳定性好，不易受热变质，对再生有利。 脱水操作费用低。因此，三甘醇脱水应用较为广泛。第五节、天然气脱水甘醇脱水原理流程甘醇脱水工艺主要由甘醇高压吸收和常压加热再生两部分组成。适合较大流量高压天然气的脱水第五节、天然气脱水 固体吸附法 固体表面对临近气体（或液体）分子存在吸附力，在固体表面可捕捉临近的气液分子，这种现象称吸附。 根据吸附力的不同，吸附分为化学吸附和物理吸附两种。 若气体和固体原子间以某种化学键结合、形成新的物质并以单层分子形式附着于固体表面上，称化学吸附，多数为不可逆过程。 若气体和固体间依靠范德华力，使固体表面形成多层被吸附的气体分子，称物理吸附，是可逆过程。逆过程称为再生、活化或脱附。第五节、天然气脱水1)固体吸附法脱水原理流程 为保证连续生产，流程中必须包括吸附、再生和冷吹三道工序。可以采用两塔流程或三塔流程。如图为两塔流程。 再生气量为原料气质量流量的5％～10％。一般情况下采用脱过水的干气作为再生气。第五节、天然气脱水2)固体吸附剂种类用于天然气脱水的吸附剂主要有：硅胶、活性氧化铝和分子筛。硅胶 主要成分为SiO2，含微量Al2O3和水。用于脱水的硅胶有粉状、圆柱条状和球状三种，并有细孔（20～40Å，600～700m2/g）和粗孔（80～100Å，300～500m2/g）之分。 缺点：①与液态水接触易炸裂，因此除尽量防止液态水外，通常需要在气体进口处加一层不易为液态水破坏的吸附剂。②若气流内存在防腐剂，由于硅胶的再生温度不足以使防腐剂脱附，造成防腐剂在硅胶上结焦，影响脱水效果。③易于为液态烃堵塞。第五节、天然气脱水活性氧化铝 主要成分为Al2O3，并含有少量其他金属化合物（Na2O、Fe2O3等）和水。活性氧化铝也有细孔（约72Å）和粗孔（120～130Å）之分，商用活性氧化铝做成粒径3～7mm的球状和圆柱条状。活性氧化铝的比表面积210～350m2/g。 缺点：①处理酸性天然气时，氧化铝能促使H2S与气体生成COS。吸附剂加热再生时，吸附床内残留固态硫，造成堵塞，影响正常脱水。②易于为液态烃堵塞。第五节、天然气脱水分子筛1）分子筛的类型根据硅铝比的不同，分子筛分为三种类型：A型（硅铝比为2），X型（硅铝比为2.5）和Y型（硅铝比为3～6）。对于相同的类型（即硅铝比相同），形成分子筛的金属离子不同，分子筛的孔径不同，在几到十几个Å。分子筛是一种人工合成的碱金属或碱土金属的硅铝酸盐晶体。其分子式的通式为：SiO2分子数与Al2O3分子数之比称为硅铝比，在数值上等于x。第五节、天然气脱水2）分子筛的吸附特性①选择吸附性：分子筛的孔径小于硅胶和活性氧化铝的孔径，只有分子直径小于筛孔直径的气体分子才能进入筛孔内被吸附，因此分子筛的吸附具有很强的选择性。②优选吸附性：分子筛表面具有大量较强的局部电荷，为极性物质。因而，对于那些能够进入筛孔内的分子，其优先吸附其中极性强的分子。水是强极性分子，所以分子筛是干燥脱水的优良吸附剂。第五节、天然气脱水③高效吸附性：分子筛的高效吸附性主要表现在两个方面：温度愈高，湿容量愈小；但当温度较高时分子筛仍有很好的吸附性能。相对湿度愈小，湿容量愈小。但当相对湿度较低时分子筛仍有很好的吸附性能。第五节、天然气脱水3)固体吸附剂的对比和选择吸附剂的选择通常主要是考虑价格、工艺条件和脱水要求等方面：①硅胶与分子筛的价格相差不多，氧化铝的价格约为分子筛的一半。②相对湿度愈大，湿容量愈大；而且在相对湿度较高时，硅胶和氧化铝的湿容量高于分子筛，所以硅胶和氧化铝适用于气体水含量较大的场合。③分子筛在相对湿度较小时有较高湿容量，因此适用于气体深度脱水，要求干气露点很低的场合。比如天然气冷凝法轻烃回收之前必须用分子筛脱水。④随温度升高，分子筛湿容量的降低相对较慢，故必须在较高温度下脱水时，应采用分子筛。第五节、天然气脱水 其它脱水方法除上述广泛应用的脱水方法外，还可以采用压缩、冷却、CaCl2吸收及膜分离等方法脱除天然气中的水分。1、低温分离法由于多组分混合气体中各组分的冷凝温度不同，在冷凝过程中高沸点组分先凝结出来，这样就可以使组分得到一定的分离。冷却温度越近，分离程度越高。现在气田上多采用高压天然气节流膨胀制冷后低温分离脱出天然气中一部分水分的方法—冷分离法。在油田伴生气脱水中采用的膨胀机制冷脱水也是一种冷分离。该方法流程简单，成本低廉。可达到的水露点略高于其降温所达到的最低温度，同时满足烃露点的要求。特别适用于高压气体；对要求深度脱水的气体，此法也可作为辅助脱水方法，将天然气中大部分水先行脱除，然后用分子筛法深度脱水。第五节、天然气脱水2、氯化钙法氯化钙是最早使用的天然气脱水剂，氯化钙脱水实际上包含两段，即固体吸收段和液体吸收段，天然气先在液体吸收段以氯化钙水溶液经3～5层塔板脱水；然后再经过固体无水氯化钙段进一步脱水，固体吸收水后成为浓溶液而流入液体吸收段。装置运行初期，露点降可达到40℃甚至更大，但随着固体氯化钙的不断消耗，后期露点降仅有17℃甚至更小。此法的投资及操作费用均较低，但露点降不稳定、需要更换、腐蚀严重且存在废液排放问题。因此，该方法仅仅适用于边远地区、露点降要求较小的天然气脱水。第五节、天然气脱水3、膜分离法对于渗透性分离膜，H2O较H2S及CO2有更好的渗透性，可用于脱除天然气中的水汽。但同时会造成甲烷的损失，这是膜分离法用于天然气脱水需要解决的问题，要尽量降低甲烷损失又不明显地增加投资成本。由于其工艺简单，膜分离法更加适合应用于海洋开发。图b所示,可以将渗透气再压缩，但是成本将增加1倍还多。图c所示，结合传统脱水工艺的方案。第八章特殊气藏的开发与开采凝析气藏的开发 四区 三线 五点 各类油气藏的开发特点煤层气藏的开发解吸——扩散——渗流排水——降压——采气煤层气藏的开发高含硫气藏的开发普遍出水递减严重储层出砂储量难动主要技术难题疏松砂岩气藏气藏的开发 240口井日出水<2m3 7口井日出水24m3，产量明显递减 11口井日出水48m3，产量大幅递减 10口井日出水>8m3，关井停产 39层动用了21层 见水小层比例1245% 小层采出3.8517.98% 动态产出剖面 涩北一号产量分类 气井井数 2002年 2003年 2004年 2005年 2006年 >9104m3 7 5 0 1 1 7-9104m3 11 17 13 10 4 5-7104m3 21 21 33 32 21 3-5104m3 16 21 56 53 60 <3104m3 16 12 22 36 47 无产量 0 0 3 6 7 气水比m3/106m3 7.65 8.88 17.54 21.11 25.22*******