产液
- 无杆泵井产液量虚拟计量方法对比研究
杆泵井属性数据与产液量的关联性，根据随机森林特征选择方法进行数据降维确定主控参数，定量研究无杆泵井生产数据变化规律与产液量之间的关系，选用XGBoost 模型建立了一种广泛应用时序数据学习和预测的无杆泵井产液量预测模型，并结合现场实际生产数据与IPR 曲线拟合法、电参分析法进行对比分析，优选大数据产液量计算方法，更深层次挖潜动态数据之间的变化规律，可实时预测无杆泵井产液量并超前预警，使无杆泵井的计量方式转向虚拟计量，填补了无杆泵井在线有效计量方法的技术空白
石油化工应用 2023年9期2023-11-05
- 鲁棒优化配气理论研究
气液比存在扰动,产液量变化较大,同时,由于道路阻塞及停电等原因大幅降低了存储能力及产液处理能力,为防止扰动造成产液量超过单日上限,并在此基础上尽可能提升单日产量,需要合理的优化配气策略。由于油田现场供气量有限,同时受压缩机功率、井身结构及经济效益等限制,无法使每一口井都获得最大产液量对应的注气量进行生产,因此需要通过优化配气理论对注入天然气进行合理分配以提高气举井组总产液量。针对该问题,大量学者对优化配气理论进行了深入研究,Mayhill[1]分析了连续气
计算机仿真 2023年7期2023-09-04
- 海上疏松砂岩储层压裂解堵裂缝规模优化设计方法
害突出体现在油井产液量大幅下降（可由高于200 m3／d降到低于 100 m3／d）和油压降低（生产压差增大容易出砂），直接造成经济效益的损失，同时，生产压差增大，增大了大量出砂对泵的损害风险，相应地提高了检泵成本［2-7］。疏松砂岩压裂解堵机理主要体现在裂缝增大了与污染油层的接触面积，提高了产液量，径向渗流转变为单向渗流，降低了生产压差，同时裂缝中的充填砂桥堵降低了出砂风险。因此，疏松砂岩的压裂解堵不仅仅发挥提液功效，也起到了防砂的作用［8-10］。疏松
西安石油大学学报（自然科学版） 2022年6期2022-12-05
- 考虑多因素的多层合采产液量劈分模式研究
分方法主要有：①产液剖面系数法[9-11]；②地层系数（Kh）静态劈分方法[12-13]或流动系数Kh/μ劈分方法[14-16]（K为层段有效渗透率，h为层段有效厚度，μ为层段流体的黏度）；③有效厚度法[17]；④渗流阻力系数法[18]等。其中产液剖面系数法往往由于动态测试资料不全，使得劈分精度低、可信度差[19-20]。Kh值法对于储层非均质性较强、生产井段长、射孔层数多的薄互层砂岩油藏来说，其适用性较差[21-22]。有效厚度法没有考虑油藏的压差，物质
油气藏评价与开发 2022年6期2022-12-01
- 疏松砂岩油井合理产液量算法研究及在河南油田的应用
)简单地套用油井产液量与采液指数、生产压差关系确定油井生产制度,会导致油井产状不合理[1]。在供液充足、井底流动压力高于饱和压力的条件下，油水井环空液面深度下降越大，产液量越高[2]。在高含水、高饱和气油井中，当井底流压低于饱和压力以后，试井IPR(流入动态)曲线向压力轴偏转，表现为曲线型[3]，出现最大产液量值[4]。计算最大产液量值需要考虑渗透性、流体性质、流动压力等因素[5]，现场应用难度大。放大生产必然引起环空液面下降,井底负压升高,岩石骨架易破裂
石油地质与工程 2022年5期2022-10-17
- 智能固体示踪剂在海上水平井产液剖面测试中的应用
提高了水平井分段产液平衡控制能力［1-3］，为海上油田稳油控水提供了新方法。水平井AICD完井的控水效果要根据水平井各段产液贡献变化来分析和评价［4］，因此如何监测水平井产液剖面是AICD完井的关键。目前监测水平井生产动态常用方法是生产测井工具(PLT)［5］，但海上平台开发的复杂性、恶劣的环境以及昂贵的设备费用导致其应用范围较窄，并且在测试过程中需要降低水平井生产速度，无法达到与正常生产相匹配，又导致测试结果不准确，因此无法在整个海上油田水平井进行推广使
石油钻采工艺 2022年2期2022-09-21
- 海上底水油藏水平井产液剖面分布规律研究1
整等因素的影响，产液剖面分布不均，易出现过早见水的现象[5]。系统分析产液剖面分布规律及其影响因素，有利于延缓边底水的突进，提高水平井的开发效果，且可为水平井的调剖堵水提供依据[6]。因此，有必要利用已有的有限资料如钻井及测井资料，快速地对水平井产液剖面进行预测研究，找出水平井的出水部位。针对水平井产液剖面及出水规律，国内外学者分别通过理论分析和数值模拟等方法开展了研究，探究地质油藏、水平井完井、生产制度等因素对水平井出水的影响。如Chaperon[7]研
广东石油化工学院学报 2022年3期2022-07-06
- 抽油机井能耗定额的制定与应用
k W；Q为油井产液量，t/d；Hd为油井动液面深度，m。影响吨液百米耗电的参数有产量、液面、有功功率[2]。对于一口注采条件不变的抽油机井，产量变化动液面也会对应发生变化，所以产量、液面对抽油机井的吨液百米耗电影响较大。为了研究吨液百米耗电在不同液面、产液条件下的变化规律，将10型机总计9 193口井的能耗测试数据分0~300 m、300~600 m、600~900 m三个液面区间，绘制不同产量对应的吨液百米耗电曲线。从0~300 m的曲线可以看出，随着
石油石化节能 2022年4期2022-05-09
- 游梁式抽油机产液模型构建与应用方法研究
油井可供给的最大产液量，开采成本是否小于最低收益。因此开采周期内油井的产液量与开采能耗之间的关系，成为油井效益评估的关键环节。针对上述问题，相关文献论述较多。在抽油机机械结构和电动系统建模及其改进方面，文献[6]在曲柄运动数学模型的基础上，建立了描述抽油杆纵向运动过程的数值模拟模型。考虑游梁式泵送系统的连续性条件，在上述模型的基础上建立了游梁式泵送系统的综合数值仿真模型，提出了一种基于数值积分的综合仿真算法[6-8]。李春明等人为了完整而系统地研究游梁式抽
石油工业技术监督 2022年2期2022-03-02
- 渤海J油田高含水后期压裂井选井选层研究及应用
用改进后的无因次产液指数评价油井产液能力，分析聚驱后油井合理产液变化规律，对比单井无因次产液指数下降幅度，进而选择亟需治理的油井；再充分应用精细地质研究成果和数值模拟技术，评价各小层储层改造、挖潜潜力，同时特别加强高含水后期驱替倍数量化表征和评价；最后建立适合油田压裂措施的合理选井、选层量化依据，有效指导了油田高含水后期挖潜，提高了压裂措施成功率，获得了良好的经济效益。1 压裂井选井、选层研究1.1 单井产液变化特征大量的聚合物驱替矿场试验表明，在注聚开发
油气藏评价与开发 2021年5期2021-10-14
- P油田油井产液规律影响因素分析
中高含水期，油井产液规律与常规油田开发不同，60%以上的油井表现出投产后产液随着生产时间而下降，约30%的油井表现出投产后产液量持续稳定，不足10%的油井随着含水上升产液量增加，造成油田增产措施长期以侧钻为主，油井平均侧钻1.1井次，个别油井已侧钻5～7次，对油田高含水期提液增产措施有很大影响［1-4］。本文以油田8区的历史生产和现状生产的29口油井为例，通过对不同完井方式油井产液规律对比、不同含水阶段油井产液规律对比、酸化措施前后油井产液规律对比、出砂前
复杂油气藏 2021年2期2021-09-21
- 底水稠油油藏水平井含水规律预测方法
油油藏水平井分段产液物理模型，利用Green函数、Newman乘积方法和叠加原理推导底水油藏水平井非均匀产液的压力响应解析解，采用Stehfest数值反演算法得到考虑井筒储集效应和表皮效应的底水油藏水平井分段产液试井井底压力解，分析不同生产段长度、生产段数目、生产段位置分布、流量分布等参数对试井曲线的影响，形成相关解释图版。与常规试井模型不同的是，新模型在解释出常规参数(渗透率、井储、表皮)的基础上，可进一步诊断各水平段(跟部、中部、趾部)产液长度、产液位
科学技术与工程 2021年20期2021-08-11
- 基于大数据分析的海上多层油田精细开发实践
——以渤海L 油田为例
题包括：部分油井产液受限、平面产液结构不均衡，压力保持状况差、层间压力差异大，局部井网不完善、水驱动用不均衡等[2-3]。随着老区注水开发工作加重和综合调整新平台快速上产，亟需利用已有数据分析油田开发状况，研究油田开发规律，以指导油井解堵、分层调配、完善井网等精细开发工作。但由于开发时间长、油水井数多、层间干扰大，油田开发规律复杂，传统数据分析手段已难以满足实际工作需求。大数据技术具有数据处理量大、处理速度快和方法灵活多样等特点，目前在油田开发中已经广泛应
石油地质与工程 2021年2期2021-04-30
- 靖边畔沟长6油层采油制度效益研究
生产井47口，日产液84.5m3、日产油9.5m3，综合含水率86.9%；注水井5口，日配注量为66m3，日注水量66.63m3。2 间歇采油井工作制度的确定通过上罐对每口井进行产液测量，同时加大频率含水化验，及时掌握产液情况，进一步摸清单井上液规律，按照“逐步放长停井时间、现场检测生产数据”的办法，对47口油井逐步摸排，反复测算，最终确定41口油井采油制度，其中有5口井短周期间歇采油，采油制度为抽12h停12h，36口为长周期间歇采油。3 间抽前后产量对
化工设计通讯 2021年2期2021-03-15
- 产液剖面测井技术的研究意义与应用价值
000)0 引言产液剖面测井技术在石油开发和开采过程中能够有效地提高石油开采的工作效率，降低开采过程中造成的石油资源的浪费问题。产液剖面测井技术往往会涉及到各类物理化学相关的因素影响，所以技术在使用过程中，必须要提高对于产液剖面测井技术的了解程度，才能够有效地应用产液剖面测井技术，促进石油开采的稳定性和可靠性，也能够极大地提高石油开采的经济效益。1 产液剖面测井技术介绍产液剖面测井技术主要是对油田井下产液相关参数进行测量和调查，进而得出油田井下各个分层内的
化工管理 2021年1期2021-01-10
- 射频锁相阵列式油井三相计量装置现场试验
中，油井含水率、产液量是油田最基本的生产参数，需要精准计量。油井的产量计量对于分析油田生产运行动态、制定科学的油田开发及调整方案、检验各种油田开发技术措施的效果、实现油田生产经营管理绩效的量化考核，使油田企业实现效益经营的目的都具有重要意义[1]。目前，油井计量装置向着小型化[2]、精确化[3-5]、自动化[6-7]、智能化[8]、连续化[9]发展。大庆老区油田大部分采用计量分离器计量产液量，在井口取样化验含水率。为保证数据的及时性、准确性，每天都需要按照
油气田地面工程 2020年12期2020-12-15
- 有杆抽油井实际产液量模型的研究
。一般在计算原有产液量时都是根据悬点的示功图来做参考，示功图一般是用测试仪器测试一个冲程期间悬点处的位移数据和载荷数据。一般理论产液量计算时，都是用示功图对油井进行初步诊断，来判断油井的工作情况。如果精确诊断油井的产油量和工作情况就需要泵功图，泵功图就是系统中泵中柱塞处的示功图，把它称作泵功图。在现实操作过程中，很难直接在柱塞处测得示功图，因为泵一般都是在地下进行安装。所以，一般通过建立一个转化模型，通过测试悬点处的示功图，转化有杆抽油系统杆件的任意处，得
天津化工 2020年5期2020-10-15
- 窄条带状稠油油藏均衡驱替产液量调整方法
矿场实践经验进行产液量调节，该类方法往往缺少定量的、理论上的论证；另一类是定量的方法，主要是基于数值模拟及油藏工程方法对注采井距、注采压差、产液量进行优化调整[8-20]，该类方法主要应用于新油藏方案设计中，对高含水期油藏现有井网下的注采调整难以起到指导作用。针对上述问题，以平面均衡驱替为目标，建立了基于注采连通值均衡化的产液量调整方法。针对窄河道油藏平面水驱不均衡井组，应用该方法指导了生产井进行产液量调节，使注入水实现了均衡驱替，改善了井组的开发效果。1
特种油气藏 2020年2期2020-06-08
- 聚合物/降黏剂复合驱产液能力动态预测方法
物/降黏剂复合驱产液能力表征1.1 产液能力评价指标对于聚合物/降黏剂复合驱区块，其生产井产液能力的变化主要是与注入化学剂前的产液能力进行对比。因此，采用无因次产液指数作为聚合物/降黏剂复合驱产液能力的评价指标，其表达式为：1.2 无因次产液指数曲线变化规律注入的化学剂由注入井运移至生产井需要一定的时间，因此在注入化学剂初期产液指数仍然遵循水驱时的规律，呈继续上升趋势。但当所注入的高黏度聚合物和降黏剂达到一定量时，生产井的产液能力开始下降，在后续水驱阶段，
油气地质与采收率 2020年3期2020-05-12
- 油井采油实时监测及计量
到理想值，影响了产液量。30%以上的供液不足油井在50%～80%的运行时间内处于空抽状态，浪费了能源，增加了设备磨耗。我国很多油田单井产液量低，日产液低于2 m3油井占总井数34%[2]，低产油井普遍存在供采不平衡[3-6]，更需要实时监测采油状况，实现油井有多少油就抽多少油。井下地质情况是不断变化的，产液量也是在不断变化的，产生间抽也是不可避免的，大部分油田为保证原油产量，对低产油井的开采还是采用连续生产的方式[7]。随着油田开发进入中后期，地层能量逐渐
石油工业技术监督 2020年1期2020-03-31
- 强天然水驱油藏开发后期产液结构自动优化技术
进行求解，并编制产液结构自动优化软件。将模型应用于强天然水驱油藏开发后期的产液结构优化调整中，以评估模型的实际应用效果。1 产液结构优化模型1.1 数学模型的建立随着油田综合含水的不断上升，生产成本逐渐升高，经济效益日益降低，需要及时开展生产优化调整，即在最低的生产成本下得到最大的原油产量，实现油田控水稳油目标[7-9]。产液结构优化控制方法是通过优化油田单井产液量来实现开发效益最大化，一般采用净现值（NPV）来评估油田开发的经济效益。净现值法的优点是考虑
石油勘探与开发 2019年4期2019-09-06
- 油井产出剖面测井方法优选
六年产出剖面解释产液量在34.2～76.3 m3/d之间，含水率在71.1%～88.2%之间，主产液层位是该井3号层位G116-G120。2)B2-6井是北二西水驱的一口采油井，共有19个射孔层，射孔层段为872.2～980.2 m，射开厚度为20.8 m，有效厚度为9.6 m。开采层位是S1、S2和S3层组，按照地质设计划分为7个合层段解释。采油井B2-6井两年产出剖面解释产液量在17.6～58.4 m3/d之间，含水率在90.1%～95.3%之间，主产
石油管材与仪器 2019年4期2019-08-24
- 考虑电泵散热影响的海上油井井筒温度场预测
2]。此外，油井产液从井底流到井口的过程中，要经历地层段、海水段和空气段[3～7]，目前在计算过程中大多只考虑了地层段散热对井筒温度场的影响，导致预测误差较大。为此，笔者基于海上油田实际的油井井身结构，并考虑了电机散热对流体温度的影响，建立了适合海上油田的井筒温度场预测模型，并以实际井为例进行了分析。1 井筒温度场预测模型建立1.1 井筒总导热系数确定图1 海上油井井筒热阻构成井筒向周围环境传热时，由内向外需要依次克服油管壁、环空、套管壁和水泥环等介质产生
长江大学学报(自科版) 2019年3期2019-04-22
- 渤海J油田化学驱无因次产液指数的变化规律
00028)地层产液能力的变化在油田开发研究中占有重要地位，它是开发效果评价、开发方案设计与调整的重要依据。目前，以聚合物驱、聚表二元复合驱为代表的化学驱技术已经在渤海油田进行了矿场试验及应用，并取得了明显的增油降水效果。海上油田化学驱具有多层合注合采、渗透率级差大、原油黏度大、聚合物驱实施时机早的特点[1]。聚合物溶液属于高黏度非牛顿流体，且驱替前缘易形成富(稠)油带，使地层流体渗流阻力明显提高[2,3]，导致部分井产液能力较水驱阶段有明显的下降[4,5
重庆科技学院学报（自然科学版） 2019年1期2019-03-04
- 考虑产液量变化的水驱油藏产量递减规律研究
，强化注采、提高产液量已成为比较有效的增产措施，因此研究产液量变化情况下产油量与含水率的变化规律显得尤为重要[1-3]。Arps递减方法与水驱曲线法是预测已开发水驱油田开发指标及计算可采储量的有效方法。采用Arps递减方法预测产量时只关注产油量的变化规律而不会关注产液量与含水率的变化，而采用水驱曲线法预测油藏开发指标时大多假设定产液量生产[4-5]。前人研究成果表明，水驱曲线法与Arps递减方法之间存在着一定的联系，且乙型和丙型水驱曲线在定产液量条件下，产
石油钻探技术 2019年1期2019-02-20
- 抽油机井能耗定额的合理制定
kW；Q——油井产液量，t/d；Hd——油井动液面深度，m。2 2016—2018年能耗指标分析统计某厂2016—2018年10型抽油机井的吨液百米耗电量及相应测试数据，3年的吨液百米耗电量无明显的变化趋势，所以取3年的平均值作为能耗定额指标（图1）。3 不同动液面区间、不同产液量对应的定额趋势分析图1 2016—2018年10型抽油机井能耗趋势线表1 水驱、聚驱、三元复合驱吨液百米耗电量影响吨液百米耗电量的参数有产液量、动液面、有功功率[4]。对于1口注
石油石化节能 2019年12期2019-02-06
- 渤海稠油油田聚合物驱阶段注采特征研究
驱替过程中压力、产液量、产油量的变化，并计算得到含水率、产液指数的变化规律以及驱油效率.1.3 实验结果与分析1.3.1 不同注聚时机下，含水率的变化特征从图1的含水率变化曲线可以看出，饱和油后直接注聚时，注入聚合物0.28 PV后油井才开始见水，而在含水42%、58%、75%时转注聚合物方案下，油井在注水0.08 PV左右时就见水，采用直接注聚方式，油井见水时间得到很大推迟，这也保证了直接注聚采收率更高,其原因是，直接注聚时，聚合物体系直接进入高渗透率层
陕西科技大学学报 2018年6期2018-12-07
- 低液量水平井存储式产液剖面测井技术与应用
间的延续，水平井产液剖面技术在实现油藏动态监测，为油藏合理开采及措施提供依据方面的作用也越来越重要，受到地质、开发部门普遍重视［2］。但目前对低液量水平井产液剖面测试研究成果相对较少［3－4］，可供参考借鉴的技术也十分有限。对于这种低液量水平井，测试时一方面要考虑产液剖面测试仪的流量测量下限问题，另一方面要考虑如何解决含水率测量分辨率问题，以及如何实现经济有效测试工艺方法。针对这一问题，提出了分段压裂水平井产液剖面测试技术，定性定量分析解释水平井段产液状况
钻采工艺 2018年6期2018-12-06
- 海上多层稠油聚合物驱产液指数变化主控因素
阻力，导致部分井产液能力较水驱阶段明显下降[2-3]；同时海上油田注聚合物时机较早，聚合物驱过程中含水率较水驱阶段下降幅度较小或上升速度趋缓[4-5]，这与高含水期注聚合物有显著区别[6-7]。因此，聚合物驱阶段产液能力变化对海上稠油油田高产稳产具有更为重要的意义。产液指数或无因次产液指数是衡量产液能力的重要指标，目前产液指数的研究方法主要包括矿场动态资料分析[8-11]、渗流力学理论计算[12-14]以及数值模拟[15-17]，但是均存在一定局限性。矿场
新疆石油地质 2018年5期2018-10-11
- 曹妃甸X油田伴生气气举工艺设计
着新调整井投产，产液量和产气量逐渐增加；但进入2016年10月以来受电量限制，开始关停含水率高的老井，日总产液量下降了约5 000m3/d，油田总含水率下降，日产油量基本不变。图1 曹妃甸X油田综合开采曲线曹妃甸X油田日产气约25×104m3/d，井口回压1.9MPa，由天然气压缩机增压外输，其出口压力为8MPa，满足气举压力和部分气举井注气量要求。2 气举选井将电泵目前的生产状况与气举采油的适应性[7-10]相结合，制订出转气举井的初步选井原则：1)产液
机械设计与制造工程 2018年4期2018-05-04
- 海上油田平台扩容潜力优化模型的建立及应用
开发过程中，油藏产液能力是动态变化的，进入中高含水期后，许多油田产液能力较之前有大幅提升，但受限于生产设施的液处理能力，油藏产能难以充分释放，严重制约了油田开发中后期的潜力挖掘［1-5］。海上油田生产设施复杂，平台扩容改造成本高昂，不宜进行多次调整，最好通过一次扩容即满足油田后续液处理需求。平台合理扩容量的确定需将油藏产液能力变化趋势、平台剩余有效期等因素统筹结合，而目前研究仅从油藏产液能力方面考虑［6-7］，未将平台有效期等设施因素统筹结合，因而具有一定
断块油气田 2018年2期2018-04-07
- 青海油田水平井产液剖面测井资料的分析及应用
大的变化。水平井产液剖面测井工艺及资料解释都相对复杂。随着水平井数量的增多，青海油田急需水平井产液剖面资料，根据产液剖面测井资料制定相应的措施。在2014年之前没有测试队伍在青海油田完成水平井产液剖面测试任务，大庆油田测试技术服务分公司针对国内油田实际情况自主研制了水平井中低产液注产剖面生产测井组合仪，经过多年的现场实践积累丰富的现场施工经验，形成了一套成熟的水平井测井工艺，包括水平井注入、产出、工程及地层参数测井。同时在水平井模拟试验室进行了水平井产液剖
石油管材与仪器 2018年1期2018-03-26
- 致密含水气藏产液评价模型及应用
-11]，因此，产液评价是含水气藏开发动态评价的重要组成部分。在以往的研究和现场实践中，普遍将气井分为高产液、中产液、低产液等几种类型，该分类评价方法简单易用，可以基本表示气井的产液状态[12-15]，却无法给气田开发带来更多的指导意义：一方面，产液并不是孤立的环节，单纯评价产液量并不能准确描述液相产出对气井生产的影响程度；另一方面，当前的产液评价都是基于评价时气井的产液状态进行的，而实际上气井的产液是一个动态变化的过程，现有评价结果只能代表评价期内的产液
特种油气藏 2018年1期2018-03-19
- 利用注采平衡法确定水驱油藏合理地层压力
合实际油田对最大产液量需求确定合理地层压力区间；按照0.85PR＜P＜PR、PR＜P＜1.15PR、P＜0.85PR、P＜1.15PR四种情况，系统描述了注采平衡法确定合理地层压力的基本原理。实例应用表明该方法简单可靠，确定的地层压力可同时满足水驱油藏油井提高产液量的需求和与注水井增大注水量的需求目前该方法已在渤海油田全面推广应用，成功指导了合理地层压力的确定，为油田下一步调整挖潜提供依据。注采平衡法；合理地层压力；最大注入压力；幽静最小井底流压对于水驱油
石油地质与工程 2017年6期2017-12-17
- 机采井调参控流压方法研究
的实施易造成油井产液量及液面发生变化，改善机采井原有正常的运行状态，需要及时调整抽汲参数，使机采井恢复至合理生产运行状态。本文通过分析机采井流压与泵效、流压和系统效率的关系，确定了合理流压的范围，并给出了通过合理流压预测产液量的公式，对公式进行了验证对比，以预测产液量为基础，结合机采井泵效、泵径等参数，确定机采井合理的抽汲参数。调参；合理流压；泵效；系统效率；产液量；冲程；冲次调整抽汲参数是机采井日常管理工作的重点，主要是平衡注采井之间的供采关系，使机采井
化工管理 2017年33期2017-12-02
- 油气集输伴热管路的热力计算与分析
向与集油管内油气产液的流动方向相同称为顺流伴热，反之称为逆流伴热。在生产中，热水管线将热量传给产液的同时，也将一部分热量损失到周围环境中。产液吸收的热量一部分用于升温，一部分也散失到周围环境。在两种伴热工艺中，热水与产液流动方向的不同将导致管内介质温度变化规律的不同。下面对两种工艺分别给出流体温度变化的数学模型。1.1 顺流伴热管路顺流伴热管路热力计算的理物模型如图2所示。以产液入口为坐标起点，在距入口x处取长为dx的微元管段实施能量守恒[4]，即图1 管
石油石化节能 2017年6期2017-07-03
- 广适水驱曲线在海相油田产液结构调整中的应用
——以南海A油田为例
驱曲线在海相油田产液结构调整中的应用 ——以南海A油田为例张 伟1,2，许家峰1,2，焦 婷1,2，耿站立1,2(1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；2. 中海石油研究总院)广适水驱特征曲线适用范围广，预测精度高，但在应用过程中需要确定q值，将广适水驱特征曲线和产液结构调整方法应用于海相砂岩油田，提出了根据累产水和含水率拟合曲线、参考其他水驱曲线计算结果和根据技术采收率计算结果确定q值的3种方法。将理论计算方案用于确定海上高含水油田合理
石油地质与工程 2017年3期2017-06-19
- 分体式柱塞工艺在大牛地气田D1-74井的应用
m3，进计量平均产液0.71 m3，平均油压7.35 MPa，平均套压8.63 MPa，生产制度为3 mm气嘴控制流量。与安装柱塞前相比，D1-74井安装分体式柱塞后前几种制度生产比较平稳，产液量增多，油套压增大，分体式柱塞取得了一定的成效。2 D1-74井分体式柱塞安装后生产情况D1-74井于2012年12月9日安装柱塞作业完毕，最初生产制度为每天两开两关4 h，截止2013年7月14日已经进行至全天24 h生产。所有制度配产维持不变即7 000 m3/
当代化工 2017年3期2017-04-06
- 苏里格低渗储层含水气井产水量计算方法研究
且不能确定单井的产液量，对气井管理造成较大困难。为进一步提高气井综合开发水平，现通过气液两相计量结果，结合试气资料，推导出符合苏里格西区气井产水量的计算公式，并确定其符合系数，最后对该公式进行效果评价。苏里格西区；气液两相计量；产水公式；符合系数苏里格气田主力产气层为下二叠统山西组山1段至中二叠统下石盒子组8段，储层主要为河流相砂岩储层，平均孔隙度约为9%，平均渗透率约为0.9 mD，属于典型的低孔、低渗气藏储层，储层非均质性强，砂体连通性差。气井生产中后
石油化工应用 2016年9期2016-10-18
- 溢气型低产液低含水产出剖面测井仪实验对比与分析
方案设计溢气型低产液低含水产出剖面测井仪的结构如图1所示。低产液低含水井的产液量低，对原有的集流器进行改进，提高伞筋伞布与井壁的吻合程度，优化伞布的结构，从而提高集流效果。通过对集流器驱动部分机械结构的优化，提高集流器的现场应用可靠性。图1 溢气型低产液低含水产出剖面测井仪的结构1.2 采用的新技术采用伞式集流器应用于低流量测试，基本克服老式伞式集流器漏失量大，在低流量产液剖面测井存在的问题［1］;优化涡轮的结构，在螺旋角方面，对多角度进行试验。在涡轮稳流
石油管材与仪器 2015年4期2015-12-24
- 油井产液量影响因素分析
论分析油井的实际产液量，也称地面实际产液量，是井口所产原油经过脱气处理后的产量，记作 Q,其算法为其中：Qth为油井的理论产液量，m3/d；ηp为排量系数，也称泵效;S为悬点冲 程，m;N为冲次，min-1；D为泵径，m。油井的产液量变化很大一部分取决于泵效的影响，在实际的生产中，可以根据采集到的地面功图分析对应油井的泵况信息，最终归结为影响泵效的因素：冲程损失、充满程度、漏失程度。可得到泵效的表达式ηp=ηsηcηl。 其中 ηs是柱塞冲程系数，是柱塞冲
科技视界 2015年8期2015-11-11
- 海上稠油油田层间干扰变化研究
特征就是高渗层的产液量和吸水量越来越多，低渗层的产液量和吸水量却越来越少，导致高渗层大量产水，而低渗层的原油无法有效采出。如何预测层间干扰增大到一定程度时的层系细分时机，是X油田面临的重要问题。文中推导了预测高渗层与低渗层产液干扰的公式，从机理上说明开采过程中层间干扰变大的原因是高渗层的含水饱和度上升速度大于低渗层。在此基础上，定义了米产液指数比和米产液指数倍增比，定量描述层间干扰程度的变化情况，得到了预测分层开采时机的图版，并与实际产液测试结果进行了对比
断块油气田 2015年5期2015-10-27
- 伏龙泉气田动态分析及措施挖潜研究
降，产气量下降，产液量上升，水气比上升。开发中存在的问题具体表现为：1、采气速度过大导致稳产期短，部分单井一投产产量便开始下降，没有稳产期；2、低压气井及低产出液气井不能连续生产；3、平面及纵向储量动用差异较大。针对上述问题，通过加强储层认识，应用图版和交汇曲线法,有效识别储层，精细管理，结合单井试气作业、生产情况，通过动态静态分析相结合评价技术，确定措施挖潜方向，提高单井产能。1 气田动态分析1.1 伏龙泉气藏开发现状一般气田生产，按其开发全过程中产量随
化工管理 2015年11期2015-08-15
- 渤海聚驱油田聚合物堵塞对产液影响分析及改善措施研究
油田聚合物堵塞对产液影响分析及改善措施研究李 芳，魏 俊，王晓超(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津300452)聚合物驱油技术作为稠油油田开发稳产或增产的重要手段之一，在国内外陆上油田已取得了广泛应用。为了探索聚合物驱油技术在海上稠油油田应用的可行性，渤海油田在 3个油田实施聚合物驱开发模式，历经 12年，共有44口注聚井，179口受益井，取得了明显的聚合物驱增油降水效果。但是，在聚合物驱开发过程中，部分受益井产液量下降，大大影响了聚驱油田的
天津科技 2015年10期2015-06-27
- 复杂断块油藏典型井组注采调整方法研究
区和高含水期油井产液量的优化方法。计算分析表明，为实现注水开发在平面上的均衡驱替，油井调整产液量时要综合考虑地层倾角、油层厚度以及目前油井含水率等因素的影响。对于垂直构造线方向的一注两采井组，地层倾角越大，高部位与低部位油井产液量的分配比例越大；油井含水率差异越大，低含水井与高含水井产液量的分配比例越大；两侧井区厚层相差越大，油井产液量的分配比例越大；储层渗透率差异对达到均衡驱替所需的油井液量的分配比例影响相对较小。将研究成果应用到营13断块油藏的注采调整
特种油气藏 2015年4期2015-02-17
- 基于产能刻度测井碳酸盐岩储层品质评价方法
数通常采用油井日产液量来表征储层产液能力。鉴于碳酸盐岩为双重储集空间储层，不同生产制度其产量差别极大，用日产液量指标来表征储层产液能力不够准确。在油藏工程中，采油指数即单位生产压差下的油井日产油量，是表征不同油井生产能力的重要参数[4-6]，引入米产液指数概念，用以表征储层产液能力，以储层产液能力作为评价储层品质的依据。1.1 米产液指数定义定义米产液指数为0.1 MPa生产压差时单位厚度产层的日产液量，即：(1)式中：Ji为米产液指数，m3/(d·MPa
特种油气藏 2015年2期2015-02-17
- 喇嘛甸油田油井回压对产液及能耗的影响分析
甸油田油井回压对产液及能耗的影响分析丁浩洪 郎卫生 王兵 张乃亮（大庆油田有限责任公司第六采油厂）针对抽油机井回压过高影响产液和能耗的问题，通过分析回压与产液、能耗的变化规律，分析总结回压升高对电能消耗、油井载荷、产液量的影响程度，并结合理论计算，以吨液耗电为评价标准给出合理的回压控制经济界限，选取回压0.6 MPa作为上限点。现场根据回压控制经济界限进行了实施，取得了较好的实施效果。油井回压 产液 能耗 界限喇嘛甸油田抽油机井平均单井回压0.51 MPa
石油石化节能 2015年4期2015-02-10
- 电动机变频调速装置技术参数的优化
，根据抽油机井的产液量大小和沉没度的高低优选抽汲参数[1]，有效解决了这一生产难题。1 变频调速装置的主要特点变频调速装置能够实现电动机的无级调速，连续改变抽油机冲速，满足油井各阶段生产要求的同时节约了大量的电能；变频调速装置具有超强的制动功率，可以为抽油机电动机的再生能量提供安全可靠的制动能力；具有超宽的温度适用范围和野外防雨雪、防风砂能力，在野外-30～50 ℃的恶劣环境中能稳定运行；过载能力为额定电流的180%，能适应抽油机井况变化而引起电动机负载的
石油石化节能 2014年9期2014-08-13
- 基于冲速能耗的有杆抽油机产液量最大化智能控制
位等因素的存在，产液量低、效率低、能耗高是有杆抽油系统普遍存在的问题。近年来，变频调速技术和智能控制技术的运用，给抽油机的增产节能和智能化控制带来了曙光。1 变频调速技术变频调速在抽油机上应用，能方便地调节电动机的转速，从而调节抽油机井的抽油冲速。变频调速的使用能将配电功率因数提高到0.9 以上，并实现电动机真正的软启动。但由于抽油机倒发电现象的存在，在实际应用中必须加装回馈制动装置或能耗制动组件才能保证变频器正常运行，从而导致装置成本偏高。回馈制动导致对
石油石化节能 2014年9期2014-08-13
- 密井网钻降规律研究
化特点将油井按照产液、含水划分出不同类型井，详细分析变化原因并提出有针对性钻关恢复调整方法。钻关恢复后，北二西实现了减少产量影响的目标，保证了含水的稳步回升。钻关影响 集中钻井 钻关恢复北二西区块1964年投入开发，1994年和2004年开始进行一、二类油层聚合物驱，目前已进入特高含水开采阶段，水聚两驱并存，多套层系井网共同开采。含油面积16.45 km2，地质储量13 021× 104t。2012年注采系统调整前共有油水井1472口，其中注水井653口，
石油石化节能 2014年5期2014-04-05
- 产油趋势法评价绒囊修井液在海上SZ36-1油田修井效果
C22井修井后，产液量下降，产油量上升，含水率下降。如何评价绒囊修井液储层伤害效果成为焦点。利用C22井修井前后10个月的产液量、产油量和含水率变化趋势，发现产油趋势分析法评价绒囊修井液修井效果比平均产液法更合适。产油趋势法可以详细分析修井前后产液量、产油量等参数的变化幅度及变化速率，对产量预测和制定合理的工作制度更有指导意义。用产油趋势法分析该油田另一口使用绒囊修井的F20井，较好地解释了修井后的产液、产油等现象，可以评价绒囊修井液对储层的伤害程度。产油
石油钻采工艺 2014年4期2014-03-10
- 喇嘛甸油田单管集油工艺集输界限
该研究从含水率、产液量、产液温度、含聚浓度及集输距离五个方面分析了单管集油工艺的技术界限参数；通过理论计算、流变性分析与现场试相结合，分别给出了油井在水驱、聚驱低含聚、聚驱中含聚、聚驱高含聚四个阶段的单管集油工艺适用条件。单管集油；高压井治理；集输界限；生产参数喇南中东一区含油面积6.51 km2，油水井319口，建成产能15.1×104t/a。其中132口油井采用单管通球工艺，于2009年10月投产，至今已运行了3年。因此，针对喇南中东一区采用单管集油工
油气田地面工程 2014年9期2014-03-08
- 抽油井井口憋压的处理
面管线进行冲洗，产液量由119t/d上升至138t/d，电流由75/50A下降60/55A，电机能耗由39kW下降至27kW。处理生产油井井口憋压，解决了生产中的安全隐患。组合阀井口设备；抽油泵；工作效率；检泵周期1 主要研究成果为确保抽油机井系统安全平稳运行，管线结堵措施最小化，先后开展对组合阀井口进行憋压处理。组合阀井口是目前油田生产井不可缺少的设备，因阀组阀门的间隙小、互通性强、功能多，便于操作和更换。由于自身阀组通径影响，再加上聚区井内抽出的油杂质
油气田地面工程 2014年10期2014-03-08
- 稠油计量站利用油井产液采暖的设计与应用
油计量站利用油井产液采暖的设计与应用解利军 杨旭东 刘永学 王晓燕（新疆油田公司新港作业分公司）新疆油田新港作业分公司稠油计量站冬季站区设备、管网及人员采暖均使用减压后的高温蒸汽，1座计量站每天用于采暖的蒸汽量约 7t，1个采暖期公司 150座计量站采暖要消耗近10×104t蒸汽量；而公司原油开采方式主要是蒸汽驱和蒸汽吞吐为主的热力采油，油井产液温度较高，如何利用油井产液热能进行站区设备、人员等的采暖，降低非生产用汽量，提高油井的有效注入量意义重大。为此，
石油石化节能 2013年2期2013-05-04
- 产液剖面在特高含水生产井中的测井应用
473132）产液剖面在特高含水生产井中的测井应用王金兴，唐 洛，曲天虹，王希洲，李玲莉，彭燕明（中国石化河南石油勘探局地球物理测井公司，河南南阳 473132）油田进入特高含水开发期后，地下油水关系复杂，稳产难度大，准确掌握井的生产动态对制订和实施合理有效的措施极为重要，所以油田开发生产对动态监测的要求越来越高。作为生产动态监测主要方法之一的产液剖面测井，不仅能直接反映目的层的产量和产出流体性质，同时也能准确指示高产水层和潜力层。通过具体实例说明特高含
石油地质与工程 2012年2期2012-11-08
- 海上油田合理油水井数比计算新方法
]较多，包括吸水产液指数法、考虑注采比的吸水产液指数法、考虑地层压力合理油水井数比计算方法等。现有方法存在的差异主要表现在是否考虑油水密度差异及体积因数，是否考虑注采平衡等因素；但共同点均为通过极值原理，考虑油田产液最大化的计算方法。海上油田开发模式不同于陆上油田，重要的一个因素就是油田产液量受平台或油轮液处理能量的限制，另外，海上油田采液速度多高于陆上油田，出砂也严重制约着油田的开发效果。因此，在有限的液处理条件及合理生产压差控制条件下的合理油水井数比的
石油天然气学报 2012年11期2012-08-20
- 西江油田群混合产液用破乳剂的研制与应用
）西江油田群混合产液用破乳剂的研制与应用魏 强 胡富强 张 爽 郭海军（中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司）针对西江24－3、23－1和30－2油田产液及油田群混合产液的特点，研制出了一种新型破乳剂BH－137。现场评价试验表明，与3个油田在用的破乳剂相比，新型破乳剂BH－137具有脱水速率快，终脱水率高的优势。现场应用试验表明，在比现场原用破乳剂用量降低的情况下，新型破乳剂BH－137在西江24－3油田仍能保持与原用破乳剂相当的处理效果，而在西
中国海上油气 2012年6期2012-01-23
- NP1-3人工岛气举井优化配气技术
部分井存在注气与产液不匹配现象，造成油井生产不稳定，影响提液效果。所以必须开展气举井优化配气技术，从而实现气举井产量与注气量的优化。1 优化配气原理单井连续气举注气、生产过程是把高压气体从油套环空注入，经气举阀进入油管，并与油层产液混合后喷到地面的流动过程[1]。在其他参数不变的情况下，连续气举井注入不同的气量，油井产油量、产水量和产气量不同[2]。采用节点系统分析法对连续气举整个流动过程中选定的节点求解，可求出注气量qg下油井产油量、产水量和产气量[3]
油气田地面工程 2011年11期2011-02-10
- 一种新型预测产液量模型的改进及应用
1）一种新型预测产液量模型的改进及应用陈 欢，刘 敏 马 东，任向海（湖北省油气钻采工程重点实验室（长江大学）长江大学石油工程学院，湖北 荆州434023）张 坤（中石化西北油田分公司塔河采油三厂，新疆 乌鲁木齐830011）针对传统的产量递减分析方法大多是一些经验公式，不具备完善的理论基础，而数值模拟方法所需时间较长，为了快速地预测油藏区块的总产液量，在物质平衡和信号处理的理论基础上，介绍了一种新型预测产液量的模型。新型产液量模型建立在油藏区块是完全封闭
石油天然气学报 2010年5期2010-11-15