生产井
- 煤-热共采模式下地热水非常规开采数值模拟研究
采方法,模拟了生产井群参数对热储层温度场及生产井水温的影响,讨论了矿井地热水开采利用所产生的社会、经济效益。1 矿区热储成因及开发潜力1.1 矿区热储成因矿区地热储层是由区域大地热流、地质构造、岩浆及地下水活动、盖层等多方面因素共同作用形成的。因此,从以上各因素入手(资料[18]显示,平顶山矿区煤系地层本身高放射性生热并不是煤层高温度场的原因,因此未对岩浆活动进行分析),对矿区热储成因进行分析如下:1.1.1 大地热流图1显示了平顶山矿区地热信息分布情况,
煤炭学报 2023年3期2023-05-22
- 井间示踪监测技术在定边采油厂O井组中的应用
值浓度以及各个生产井的示踪剂突破时间，理论分析井间连通状况，为日后示踪剂解析技术由定性转为定量分析奠定了基础。20世纪70年代，通过对示踪剂分配系数和残余油饱和度的定量分析，提出了确定油层分层特性的方法［6］。ABBASZADEH等［7］利用示踪剂注入浓度、示踪剂产出浓度等参数，使用示踪剂分析软件对输入参数进行迭代计算，得到了生产井各层孔隙度与厚度乘积。国内相较于国外研究起步较晚，20世纪90年代在大庆油田和胜利油田进行了示踪剂监测研究［8-9］，从示踪剂
延安大学学报（自然科学版） 2022年4期2023-01-13
- 页岩油双水平井逐级加密压裂辅助重力开采研究
，注入井在上，生产井在下；③对水平井进行逐级加密压裂，进而提高原油采收率；④利用数值模拟通过和常规压裂进行对比分析，确定其最佳压裂级数、年限等数据，提高采收率。水平井逐级加密压裂物理模型如图1、图2所示。图1 注入井逐级加密压裂过程图图2 生产井逐级加密压裂过程图1.2 主要参数设计1.2.1 水平井布置相关参数为了更好地进行参数设计，在进行双水平井逐级加密压裂之前，先进行地质分析确定页岩油储层顶部和底部的埋藏深度；然后设计布置井位，确定水平压裂井和水平生
石油工业技术监督 2022年11期2022-11-29
- 水驱油藏微生物群落结构及影响因素
驱油藏注水井和生产井的群落结构特征，分析样品的优势菌属与环境因子间的关系，为油藏微生物高效激活剂筛选提供指导，为微生物驱油技术的推广应用奠定理论基础。1 分析方法1.1 数据来源样品数据采集来源于NCBI(National Center for Biotechnology Information (nih.gov))。本文中A油田表示阿尔及利亚油田，L油田表示陆梁油田。通过使用R软件(https://www.r-project.org/)和dada2包分析
科学技术与工程 2022年23期2022-09-29
- 边底水稠油油藏多元热流体吞吐水窜规律研究
，大孔道位置及生产井距边底水距离对水窜规律的影响。1 水窜评价指标水窜定义：将注汽量与采水量的关系作为判断依据，当累计产水大于累计注蒸汽量时，则判断生产井见水；当累计产水小于累计注蒸汽量时，但计算前几个周期注入蒸汽在该期的存水量后，并发现该周期中的产水总量大于前期存水量与本期注入总量之和，且此后各周期的产水量和含水率进一步上升，则可判断边底水突破[8]。（1）水窜时机：吞吐周期开始生产到含水率明显上升的时机，反映局部水窜速度，直接与大孔道的物性参数有关。（
石油化工应用 2022年8期2022-09-22
- 基于井间连通性的致密油藏注水井动态裂缝研究
模型既可以表征生产井对注水井信号响应的延迟程度，又可以考虑变井底压力生产的状况［23-25］。因此，本研究采用容阻模型分析注水井动态裂缝。本文考虑的注水井动态裂缝特征主要有裂缝半长、裂缝高度和裂缝导流系数。首先，通过抽取不同裂缝参数样本，结合数值模拟器获得注采井生产数据；然后，根据油藏容阻模型，获得不同裂缝参数下的注采井井间连通系数，并建立裂缝参数与连通系数的关系代理模型；最后，将实际生产数据分阶段进行容阻模型拟合，得到不同阶段连通系数，代入代理模型，获得
断块油气田 2022年3期2022-06-09
- 渤海L油田储层韵律性对聚驱剩余油分布影响研究
平板岩心顶部近生产井端，生产井顶部剩余油富集程度最高，注水井底部剩余油富集程度最低。目前开发阶段，无剩余油富集区，波及较均匀。整体重力作用较弱，相比而言，水驱阶段重力作用较强，早期注聚阶段重力作用较弱。2.2.2 正韵律基于剩余油饱和度数值绘制纵向上剩余油饱和度分布场，如图4所示。饱和度变化规律与均质韵律相同，生产井顶部剩余油富集程度最高，注水井底部剩余油富集程度最低。目前开发阶段，剩余油主要富集在生产井顶部，生产井端纵向波及系数为70%。开发结束，生产井
承德石油高等专科学校学报 2022年1期2022-05-18
- 跨越三种孔隙度地层的垂直裂隙对有机朗肯循环地热发电性能影响
4个储层参数对生产井产能和干热岩发电性能影响，最终定量分析了4种特征对生产井温度和单位输出功的不同影响度。结果表明系统在前30年工作周期内，在第5年之前，改变注入温度对增强型地热系统的影响较小。在不考虑储层中换热流体渗漏的情况下，注入井流量越大，生产井温度越低;注入井温度越高，生产井温度越高。对于地面发电系统，注入温度对发电性能影响最显著，注入流量对地面发电系统影响较小，即地热储层结构对发电系统的输出功、 效率及 损失有决定性的影响。关 键 词 增
河北工业大学学报 2022年2期2022-05-16
- 渤海X油田气顶区油气移动规律及韵律性对剩余油分布影响研究
油气界面下移、生产井气窜严重[1-5]。随着开发生产的进行，通过大力治理注水井，近年来地层能量有所回升，在气顶区域调整井实钻情况中发现油气界面有所回缩[6-8]。海上油田具有高成本、高风险等特点，研究油气界面运移规律，可为油田后期部署调整井、提高油田开发效果等提供理论依据[9-11]。目前对海上油田油气界面运移的研究相对较少，因此，开展气顶区油气移动规律及剩余油分布特征的研究是十分必要的。本次研究结合油田静态和生产动态资料，分析了油田气顶区在油田开发各阶段
重庆科技学院学报（自然科学版） 2022年1期2022-03-24
- 油水同层生产井注水效果评价指标修正方法
大量的油水同层生产井投入开发。不同于常见油层生产井的含水率从0开始，呈凸型、S型或凹型上升[1-3]。油水同层生产井开井即拥有较高的含水率，并在很长一段时间内含水率保持稳定。一些学者在评价注水效果时也发现了常规用于评价注水利用率的计算公式，如水驱指数、存水率、耗水率等在评价生产井时严重失真，高博禹等[4]和聂仁仕等[5]通过定义广义存水率，解决了边底水水侵油藏计算结果失真的问题。杨二龙等[6]和蔡厥珩等[7]将相渗曲线拟合结果代入存水率公式应用于常规油藏高
延安大学学报（自然科学版） 2021年4期2022-01-11
- 置换减压法开发天然气水合物工艺及数值模拟
对天然气水合物生产井进行循环注入二氧化碳等化学物质。研究结果为天然气水合物开采的可行性和经济评价提供了理论依据。1 数值模拟1.1 数值模型本文采用CMG油藏模拟器对复杂地质介质中典型天然甲烷水合物矿床的非等温水化反应、相行为、流体流动和热量流动进行了数值模拟，包括甲烷水合物形成和分解的平衡模型和动力学模型。该模型考虑了热量和四个质量分量(即水、甲烷、水合物和水溶性抑制剂)，划分为气相、水相、冰相和水合物相四个可能的相态。模型设置1口生产直井、2口注入直井
钻采工艺 2021年6期2021-12-27
- 置换减压法开发天然气水合物工艺及数值模拟
对天然气水合物生产井进行循环注入二氧化碳等化学物质。研究结果为天然气水合物开采的可行性和经济评价提供了理论依据。1 数值模拟1.1 数值模型本文采用CMG油藏模拟器对复杂地质介质中典型天然甲烷水合物矿床的非等温水化反应、相行为、流体流动和热量流动进行了数值模拟，包括甲烷水合物形成和分解的平衡模型和动力学模型。该模型考虑了热量和四个质量分量(即水、甲烷、水合物和水溶性抑制剂)，划分为气相、水相、冰相和水合物相四个可能的相态。模型设置1口生产直井、2口注入直井
钻采工艺 2021年6期2021-12-27
- 海上低渗凝析气田生产井提高采收率良好实践
，共完钻13口生产井。生产开发过程中根据生产井特性将其分为中高产井、低产井、关停井、间歇生产井、水淹风险井共五类，开采过程中生产井主要受反凝析伤害，出现储层烃锁，导致井筒近井地带存在污染，影响气井产能。1 实施方案中的整体降压生产A气田工艺处理流程实施整体分阶段(三个阶段，)深度降压策略，示意图如图1所示。一是提高生产井的生产压差，进一步提高生产井的单井采收率；二是针对高风险水淹井，提高流体流动速率，增大高产液井携液量，防止生产井积液淹井。根据降压测试方案
化工管理 2021年34期2021-12-15
- 鄂尔多斯某区块致密油产能影响因素分析与优化研究
密油某区块现有生产井29口，均为水平井，水平段长度为300～500 m，日产液量263 m3，平均含水率65%。区块现有注水井16口，日注水78 m3。地层压力12.7 MPa。区块内部分生产井的含水率超过85%，多数生产井存在含水率过高，含水率上升速度过快，见水早等问题。区块累积产油6.5×104t，采出程度较低，具有较大的开发潜力。3 地质条件对致密油产能的影响3.1 天然裂缝发育程度对致密油产能的影响鄂尔多斯致密油某区块天然裂缝较为发育，有利于致密油
化工管理 2021年23期2021-08-25
- KEEPER 陀螺在渤海油田生产井的应用
]。1 陀螺在生产井应用的特点1.1 陀螺测量KEEPER陀螺是一种由直井段直接过渡到水平段的连续测量的高精密仪器，具有抗高温和抗高压的能力。额定压力：1.75寸OD，20 000PSI@79℃；测量精度：井斜±0.05（0°~70°）；方位±0.1采用了最先进的技术保证了性能和精度的稳定性，使整个过程能以500英尺/min的线速度完成测量。参考组合如表1所示。表1 陀螺测量工具组合这套陀螺组合在弹性扶正器的作用下可以充分居中，而且高温保护筒可以在一定时间
化工设计通讯 2021年7期2021-07-28
- 高含水砂岩油藏驱替压力调整研究
此研究注水井和生产井之间压力梯度的分布和变化，建立有效的驱替压力系统，对于高含水砂岩油藏后期开发具有非常重要的意义[1-4]。殷代印等[5-6]通过物模实验开展了驱油效率与驱替压力梯度之间的关系研究，实验表明，随着驱替压力梯度的增加，驱油效率增加，但是存在驱替压力梯度高点，部分空隙剩余油不能随驱替压力梯度增加而流动。冯其红、李尚等[7-8]通过物模实验研究了岩石孔隙波及其与驱替压力梯度之间的关系，岩心在进入高含水阶段后，波及增长缓慢。笔者从一源一汇连线一点
北京石油化工学院学报 2021年4期2021-07-09
- 利用生产井监测地下水动态数据处理研究
足的情况下选用生产井代用。生产井由于抽水干扰，人为地造成瞬时、大幅度的水位波动，使监测数据失真。因此，需要对生产井监测数据进行处理，使其具有较好的代表性。1 实验监测井布设及监测频率为了达到实验对比监测的目的，在7.72 km2的实验区域内布设10 眼地下水监测井[1]，其中7 眼专用井（编号1～7 号）、3 眼生产井（编号8～10 号）。实验区域为纯井灌区，地下水开发强度较高，农业生产井密度为9 眼/km2，地下水开采模数为30 万m3/a·km2。所有
山西水利科技 2021年1期2021-05-25
- 3Cr 管材在含氧气驱生产井中腐蚀行为与防护研究
展3Cr管材在生产井动态腐蚀实验研究，明确注含氧气体开发井筒全寿命周期管材腐蚀速率大小，为全寿命周期防腐材质选择及防腐措施提供数据支撑和参考。1 试验方案针对3Cr 材质腐蚀实验结果，全面分析管材腐蚀特性及其腐蚀影响因素，结合实验室自主研发的高温高压釜（压力为150 MPa、温度为250 ℃、容积为5 L）实验评价结果，明确3Cr 材质腐蚀速率随时间的变化规律，找出管材是否满足服役要求，综合分析井筒温度、压力、氧气含量、液相介质及其矿化度等影响因素下管材的
装备环境工程 2021年1期2021-01-28
- 基于Fluent的稠油多相渗流压力场数值模拟
7］、注入井和生产井的压力［8］、地层温度［9］及稠油黏度［10］等都直接或者间接影响稠油的渗流性质。采用热采技术［11-12］，升高地层和稠油温度，可使稠油的黏度降低，提高稠油流动性，如蒸汽吞吐和蒸汽驱是目前稠油热采的主要方法之一［13-15］。研究稠油渗流的方法较多，可通过物理实验的方法，设计实验装置模拟实际岩心［16-17］，开展对低渗透稠油渗流的研究，也可采用新型驱替装置进行非稳态油水相对渗流实验［18］。以渗流理论为基础，建立多种物理模型，对流体
石油化工 2020年12期2021-01-19
- 特定井网注水井在断层处的最大压力研究
——以渤海S 油田一注三采井网为例
式中:1r 为生产井1P 到点M 的距离，m；1r′为镜像生产井1P′到点M 的距离，m；2r 为生产井2P 到点M的距离，m；2r′为镜像生产井2P′到点M 的距离，m；3r 为生产井3P 到点M的距离，m；3r′为镜像生产井3P′到点M 的距离，m；Mr 为注水井W 到点M 的距离，m；Mr′为镜像注水井W′到点M 的距离，m；y 为点M 在Y 轴上的坐标，m。考虑边界条件，即可求得注水井W 处的势为:因此，可将式（10）简化后得到下式:2 矿场应用渤
石油地质与工程 2020年5期2020-10-30
- 基于井间连通性的二元复合驱剂窜预警方法
产出叠合得到各生产井的聚合物质量浓度和表面活性剂质量分数曲线。1 二元复合驱剂窜预警模型建立二元复合驱剂窜预警模型主要包括两个子模型,即注采井间连通性反演模型和基于流管法的化学剂产出质量浓度预测模型。1.1 注采井间动态连通性反演方法地下储层是一个流体动力学系统,注水井注液量的改变会直接影响到该井周围生产井的产液量,产液量的波动幅度与注采井间的连通程度存在着高度相关性,因此可基于信号学理论,将区块内注水井、生产井和注采井间多孔介质看成是一个完整的系统,以注
中国石油大学学报（自然科学版） 2020年5期2020-10-27
- 断块油藏人工气顶-底水双驱替渗流特征
侧对称分布两口生产井,生产井位置与模型顶部、底部的距离比例为4∶6,模型上下两侧中间位置对称分布两口注入井,顶部为注气井,底部为注水井;多孔介质填充如图2(b)所示,填充粒径为0.5 mm的玻璃微珠并测试系统密封性;饱和油完成图如图2(c)所示,饱和水完成后,通过ISCO柱塞泵,以0.2 mL/min的流量向可视化模型中注入煤油,出口端含油率达到100%且出液稳定时饱和油的过程完成。图2 可视化实验准备过程Fig.2 Preparation process
中国石油大学学报（自然科学版） 2020年5期2020-10-27
- 深水挥发性油田自喷生产井停喷时机预测方法
——以西非尼日尔盆地Akpo油田为例
压力界限尤其对生产井井口压力的下限值有着非常严格的要求[3]，尤其是深水挥发性油田自喷生产井进入中高含水阶段以后，由于受到含水持续上升的影响，原油举升过程中井筒内的压力损失日益增加，导致井口压力大幅下降，管线内的流动安全问题凸显，油井潜力难以发挥，部分生产井因压力不足而关停或废弃，油田产量无法保障。因此，油田管理者需要有效评估生产井停喷风险程度，准确预测各井停喷时机，尽早预防、整体调整，从而到达延长生产井自喷寿命、改善深水油田开发效果，提高经济效益的目的。
科学技术与工程 2020年15期2020-06-30
- 新疆煤层气开发生产井施工成本分析及建议
年底已有煤层气生产井200余口、煤层气集气处理站3座，年产气量约0.8亿m3。2014～2015年，新疆开始地面煤层气产能建设，由新疆煤田地质局一五六煤田地质勘探队建设了新疆第一个煤层气示范项目——阜康市白杨河矿区煤层气示范工程，建设生产井52口，加快了新疆煤层气产业进程，开创了良好的煤层气勘查开发局面，培养了成熟的人员队伍。目前由于政策性原因关停中。限于当时对煤层气地质、工程的认识以及煤层气地质研究的局限性，整体煤层气产量较低。在阜康白杨河煤层气示范区部
中国煤层气 2020年1期2020-04-29
- 油砂开发生产井完井管柱设计优化与应用
规经验做法是将生产井在进入生产阶段之前，需要进行循环预热，而循环预热和生产这两个阶段需要不同的完井管柱。该种做法的缺点是：1) 生产井完井工序复杂，作业时间长。下入循环管柱、取出循环管柱、下入生产管柱3次作业，其占钻机作业工期合计约为5.7 d，占单井的完井总工期的79%。2) 生产井完井费用高，占完井总费用的73%。因此，亟待通过生产井完井管柱优化，实现循环、生产管柱一体化，以提高作业效率，降低完井工程成本，提高开发效果[1-2]。1 SGAD生产井常规
石油矿场机械 2020年1期2020-02-27
- CO2和N2对页岩气开采效果的影响
，井1 为甲烷生产井，采用定压2.068 MPa 方式开采页岩气30 a。0～5 a，井2 为甲烷生产井，采用定压2.068 MPa方式开采页岩气5 a；5～10 a，井2 转变为CO2注入井，采用定速方式注入；10～30 a，关闭井2。在该场景中，通过改变CO2的注入速率，探讨其对页岩气产量的影响。场景2∶0～30 a，井1 为甲烷生产井，采用定压2.068 MPa 方式开采页岩气30 a。0～5 a，井2 为甲烷生产井，采用定压2.068 MPa方式开
油气地质与采收率 2019年6期2019-12-04
- 聚合物驱生产井流压特征规律分析及影响因素研究
。聚合物驱阶段生产井流压变化规律及影响因素方面的国内外理论研究较少，流压控制水平一般借鉴水驱或依靠经验，造成注聚见效阶段效果不理想[6-8]。因此，有必要开展聚合物驱合理流压研究，明确不同聚合物驱阶段流压变化规律，为构建合理注采压力系统、提液上产提供理论依据。1 聚合物驱全过程流压变化规律1.1 理论依据聚合物溶液是一种拟塑性的非牛顿流体[9-12]，当聚合物溶液突破以后，即生产井聚合物浓度快速上升时，流体在油藏中的流动符合幂律流体在多孔介质中的稳定渗流模
特种油气藏 2019年5期2019-11-08
- 一种求取低渗透油藏高含水时期五点井网瞬时产能的新方法
讨论了注入井与生产井间距、压力差对产能的影响。1 物理模型由于低渗透油藏储层渗流阻力大，均需要水力压裂，无论是生产井还是注入井，都需要射开一定程度的储层，因此一个五点井网的注采单元物理模型如图1(a)所示。设定注入井的裂缝半长为Lfw，生产井的裂缝半长为Lfo。生产井与注入井的排距为L1，2口角井(注入井)的间距为L2。通过元素分析，将五点井网的注采单元分为4个单元(SU)，每个单元按照流线分布特征分为3个小单元(CU)。因此，五点井网的一个注采单元共分为
北京石油化工学院学报 2019年3期2019-11-05
- IPM软件在浅海油田井筒压力计算的应用
型建立浅海油田生产井井筒分布（见图1），由储层到海床管段、海底管汇、立管组成。利用Prosper模块，输入井筒流体参数，开展PVT拟合，并在模型中导入井斜数据和井下设备参数，建立基本井筒管流模型（见图2、图 3、表 2）。图1 浅海油田生产井示意图表1 PROSPER中多相流井底压力分布方法的比较[7]表2 井筒参数表2 井筒参数（续表）图2 PVT参数输入与拟合图3 井筒示意图3 井筒流压实例计算A油田为某海上在产油田，利用Prosper模块，计算A油田
石油化工应用 2019年5期2019-06-03
- 基于流线的聚驱双高油田调整策略研究
后续水驱阶段的生产井，目前常规的方法是根据生产井动态进行分类调整，而众多原因可能导致产量下降，若不能找出其根本原因，则难以给出针对性的调整建议。本文从流线角度出发，分析了生产井产量变化的原因，并根据流线变化规律将生产井分为3类，有针对性地提出了各自的调整策略。1 聚驱后流线分布规律1.1 流线的表征流线的形成是通过计算速度变化进行追踪的，有方向有大小，属于矢量。将速度与要展示的标量相结合，即可得到该标量在流线上的变化[1-6]。流场强度矢量表征：(1)图1
复杂油气藏 2018年2期2018-07-13
- 定量分析邻井压裂对页岩气井生产的影响
裂过程中对相邻生产井造成压裂干扰的现象越来越多，压裂干扰主要表现为生产井井口压力、日产气量、日产水量等发生异常变化，甚至出现生产井水淹、返吐泥浆或出砂等无法正常生产的情况。对于压裂干扰的来源，Vulgamore等[4]认为在伍德福德页岩压裂过程中，天然断层、裂缝和压裂措施可以形成1006m的裂缝与邻井裂缝网络相交而造成干扰；Sardinha等[5]和 Guindon等[6]认为不同程度的压裂冲击及气藏的裂缝状态共同作用，导致了压裂干扰，同时分析了霍恩河页岩
长江大学学报(自科版) 2018年11期2018-07-05
- 海上油气井服役过程中隔水导管旋转原因分析
很大，如东海某生产井，井口1天可以旋转30°。井口发生大幅度旋转会对采油树、井口管汇以及油气生产带来严重的安全隐患和作业风险，如果不对旋转加以约束，可能导致井口管汇的变形或者断裂、隔水导管的剪切破坏、隔水导管的密封性能降低等作业风险。目前国内对隔水导管和井口发生旋转的研究较少，因此，对海上生产井隔水导管和井口进行受力分析，找出隔水导管和井口发生旋转的原因，评估旋转风险，可以为现场生产、隔水导管的加工设计、井口的加工设计提供科学的理论指导。1 海上油气井井口
石油钻采工艺 2018年6期2018-04-11
- 特低渗油藏微生物驱后多样性分析—以安塞油田长6储层为例
口注入井和5口生产井样品。研究表明：注入水中的微生物多样性好于生产井产出液，其中芽孢杆菌纲、梭菌纲、α-变形菌纲和γ-变形菌纲所占比例较高；同等条件下，不同生产井产出液中微生物多样性相对较统一，只是数量上存在差异，液量大、含水较高的生产井微生物数量较多、油井产出液中的微生物以芽孢杆菌为主。相同的油井微生物多样性随时间不同而发生变化。对油藏微生物多样性的分析可以更好的指导现场应用，增强微生物采油技术现场应用的成功率。特低渗油田；微生物多样性；分子生物学；微生
石油化工应用 2017年11期2017-11-30
- A-Dots纳米示踪剂初显身手
试在四组注入—生产井中进行，每组注入、生产井地面距离2000ft。测试地点位于Arab-D区块，所有的注入、生产井均为成熟/水淹油藏，井深7500ft，压裂套管垂直井。I1至I4井为海水注入井，每口井的海水注入量为8000BPD，P1至P4井为生产井，每口井产量为8000BPD。在进行A-Dots试验前，这八口井已经正常运行一年以上，产液水含量超过95%。在前期工作中，作为该区块监测方案的一部分，测试团队进行了井间化学示踪剂测试，主要目的是确定注入—生产井
石油知识 2017年2期2017-05-10
- 应用电容电阻模型研究大型成熟油田井间连通性
的问题，选用了生产井电容电阻模型（CRMP），提出了其在大型成熟油田的简化应用方法，并进行了实例分析。结合大型成熟油田的特征，给出了CRMP简化推导方法。通过优化求解方法缩短求解时间、提高收敛速率，包括应用全局优化算法，计算CRMP目标函数的解析梯度向量及Hessian矩阵并应用于解算器中，进行参数缩放等，使CRMP可以应用于大型油田。通过逐步历史拟合可提高CRMP模拟结果的可靠性。实例分析结果表明，采用该方法得到的连通性分析结果与生产实际相符，验证了该方
石油勘探与开发 2017年1期2017-03-08
- 曙光油田火驱油套管腐蚀现状及对策
开展，注气井和生产井井筒油套管柱均出现了严重的腐蚀损坏，给油气田开发带来了巨大的经济损失。通过对不同腐蚀的原因分析，提出了针对性的应对措施。火驱油套管腐蚀;原因分析;防腐对策1 火驱腐蚀现状1.1 注气井腐蚀情况杜66常规火驱及曙13832重力火驱注气井管柱主要采用N80管材，现场起出的注气管柱普遍存在腐蚀现象，依据统计情况取得初步认识如下：（1）注气管柱腐蚀程度与注气时间长短、注气量大小存在一定相关性，且不同部位腐蚀程度也存在较大差异。（2）井筒高温、湿
化工管理 2017年18期2017-03-03
- 水驱油藏平面剩余油分布实验研究
式，将其中一口生产井转为注水井（角井转注或边井转注），记录另外两口生产井的采出油量。图1 1/4反九点井网示意图图2 平板模型照片2 实验流程及步骤实验流程（见图3），测试步骤如下：（1）填砂后平板模型装入实验流程，抽真空2 h饱和地层水，计算进入模型液体的体积VL。（2）以恒定速度（Q=3 mL/min）将地层水从模型侧面注入模型并测定渗透率。（3）建立束缚水饱和度。以恒定速度（Q=3 mL/min）将配制好的高黏油注入模型，直至模型出口端不再有水被驱出
石油化工应用 2017年2期2017-03-03
- CO2驱注采井网流线分布规律研究
分布在注入井和生产井的连线附近，说明流动能力强，驱油效果好.流线稀疏区域一般分布在远离注采井的区域或生产井之间的压力等势面上，说明剩余油较多.流线分布规律可为油田开发中后期井网调整提供依据.二氧化碳驱； 流线法； 注采井网； 流线分布； 实例分析0 引言流线法数值模拟技术具有广阔的前景，主要原因在于两个方面：一是对于大规模的非均质油藏描述，流线法的模拟速度远快于传统的有限差分方法[1,2]；二是流线法可以直接计算质点沿着流线的飞行时间，飞行时间的等值线能直
陕西科技大学学报 2017年1期2017-01-12
- 水平井双管注聚合理配注量的优化方法
数，以注入井、生产井的井底流压为约束条件，建立了水平井注聚-直井采油混合井网水平井双管注聚合理配注量优化的数学模型，给出了辽河油田水驱高246块高2-莲H16水平井的合理配注量。结果表明，根据上述方法计算出的水平井的合理配注量与油田实际配注量基本吻合，验证了此方法的正确性。渗流力学；水平井与直井；水平井双管注聚；合理配注量；优化方法近年来，人们在水平井渗流理论分析方面取得了许多研究成果。美国的JOSHI[1]利用电场流理论，假定水平井泄油体是以水平井两端点
河北工业科技 2016年4期2016-12-27
- 降低采油站伴热系统燃气量探析
AGD），许多生产井改为SAGD注汽井，伴热工艺流程没有相应调整，造成热能浪费的现象。超稠油；伴热工艺；燃气量早期超稠油的生产方式以蒸汽吞吐为主，地面生产流程采用伴热管线为其加热。后期大部分油井转为SAGD方式开发，使大部分生产井转为注汽井。以采油二区三站为例：该站管辖7个平台52口油井，由于开发方式的转换大部分油井转为SAGD注汽井，目前长开井只有8口。全站共有4台燃气炉分为两个加热点，给伴热流程加热。生产井的数量不断减少，而其伴热规模一直未做相应调整。
化工管理 2016年22期2016-11-25
- 井间示踪剂数值模拟优势流场分布规律研究
绘制各井组中各生产井的示踪剂累计产出量与生产时间之间的关系曲线，由于示踪剂总要沿着高渗透层或大孔道首先突入生产井[6]，观察生产井示踪剂突入先后顺序，以及示踪剂在各生产井的累积生产量变化，存在大孔道的油水井间示踪剂优先突入，示踪剂累计量曲线上升速度快，为优势流场方向，最后通过计算注水井示向各生产井示踪剂分配系数定量表征优势流场大小。2 井间示踪剂分布图确定优势流场在对古1层系储层精细地质建模的基础上，进行了精细数值模拟，并通过对全区32口注水井进行井间示踪
当代化工 2016年6期2016-09-19
- 一种优化海上平台油井控制系统的设计方案
变化最大的就是生产井部分；在边钻井边生产的模式越来越盛行的渤海油田，生产井随时都要随着油藏的变化而变化；而随着生产的进行，地下油藏的不断变化，生产井在生产过程中也不断发生变化，从油井变为注水井、新投入的生产井、需要更换电泵功率的油井，需要改为变频的油井等等，而生产井是整个海上平台最重要，也是最危险的部分，所以生产井的控制系统要随着不断的发生变化，而在建造新平台时并没有考虑这些因素，所以在生产过程中更改控制系统时存在很大的风险，更改控制系统的承包厂商也不是最
中国水运 2015年12期2016-02-25
- 涠洲6-12油田投产方式优化方法
12油田由5口生产井进行开发。后新增3口调整井，2口探井也转为生产井。由于受变压器、电潜泵控制柜、生产井地面流程管线供货周期的限制，无法对3口新增井进行及时排液和生产。经过对现场资料的分析、理论核算和可行性评估后，采取了优化电气设备分配、租用临时电气设备清喷、租用临时生产管汇生产、理论核算生产参数等措施使新增生产井在缺少电气设备和地面配套设施的条件下，得到及时排液和稳产。排液；动态曲线；水头损失；ODP0 引言涠洲6-12油田位于南海西部海域北部湾盆地涠西
化工管理 2015年22期2015-11-23
- 潜山油藏水平井立体井网井距调整方法
考虑重力作用时生产井见水时间的公式，给出了均衡驱替时注采井距公式，并选取油藏参数计算了均衡驱替时中心水平井的位置；同时，利用数值模拟方法对水平井立体五点井网中心注水井所在的位置进行了优化。结果表明：计算结果与数值模拟优化结果误差为4.73%，在实验允许的范围内，验证了计算公式的可靠性；随着中心注水井逐层上移，纵向上各生产井见水时间差先减小后增大；当注水井S2位于第6层时，生产井S1和S3见水时间差达到最小，实现了均衡驱替，此时采出程度最高，达到42.52%
油气地质与采收率 2015年4期2015-10-21
- 天然气水合物降压热激法模拟开采方案优化研究
和过量的产水，生产井过滤器放置于生产井中部，热量被平均分配到过滤器并以恒定功率注入而不是注入热水。研究结果表明：顶底板附近水合物有隔水储气作用，大部分的甲烷气被束缚在水合物储层中，但后期可成为甲烷泄露通道。对底孔压力、热激发强度、初始水合物饱和度、储层渗透率4个参数的敏感性分析表明：底孔压力降低，产气速率相差不大，产水量增加；热激发增强或高初始水合物饱和度下，产气速率增大；本征渗透率影响流体运移和热传导，本征渗透率减小时，产气速率先增大后减小。本文所采用数
中南大学学报（自然科学版） 2015年4期2015-10-13
- 缝洞型碳酸盐岩油藏非混相气驱采收率影响因素
距离油藏顶部和生产井越近，采收率越高；采收率随注气速度的增加呈现先增大后减小的变化趋势。模拟结果表明，非混相气驱采收率主要受重力、储集层类型、注采井间洞的分布及注气参数的影响。缝洞型碳酸盐岩油藏；数值模拟；非混相气驱；采收率；注气参数；储集层特征塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏的储集空间主要为大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝，具有非均质性强、缝洞储集体随机分布、溶洞和裂缝空间配置关系复杂等特点，其储集层流体具有特殊的渗流规律[1-3]。目前提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的
新疆石油地质 2015年4期2015-10-10
- 尼日利亚深水A油田防砂实践
6套层系开发，生产井共采用了压裂充填、膨胀筛管、优质筛管3种防砂方式。通过分析油田储层物性及开发井实际生产数据，从防砂效果、表皮因数及单井产能3个方面对3种防砂方式的效果进行了评价。研究结果表明，在合理生产制度下，3种防砂方式均能有效防砂；从降低表皮因数、提高油井产能方面分析，优质筛管防砂在该地区更具优势；压裂充填方式可承受更大的生产压差。深水油田；防砂；压裂充填；膨胀筛管；优质筛管；表皮因数；产能A油田是尼日利亚O区块内开发的第1个油田，距海岸线约135
石油钻采工艺 2015年1期2015-09-15
- 分布式光纤传感器新技术
部件是1根下入生产井或注入井中、直径为15mm的复合碳棒；该复合碳棒为半刚性且包含多根光纤电缆，能安全下入到超长的水平井中。兹贝尔公司在Z系统基础上新开发的适用于电缆传输的Z缆（Z－Line®）是直径为4．8mm的复合碳缆，其DFO传感器适用于垂直井和大斜度井等多种井眼环境条件。2个系统已经全面应用于生产井的注水和注聚合物等油气增产作业中，同时还用于监测生产井段的封隔情况。
测井技术 2015年2期2015-02-22
- 高倾斜稠油油藏蒸汽驱延缓突破时间方法研究
采单元的高部位生产井容易率先突破，提前进入汽窜阶段，不利于低部位油层的开采。通过研究多孔介质内蒸汽的受力情况及注采井间蒸汽的渗流速度，根据注采井间瞬时渗流速度相等、平均速度与井距成比例的关系，提出注采单元高、低部位生产井合理配产量及合理注采井距的计算方法。结果表明:注采井附近区域的蒸汽渗流速度受倾角影响较小，但中间区域随着倾角的增大，高、低部位距注汽井相同位置处渗流速度比增大，当储层倾角为30°时，渗流速度比值可达到11。CMG模拟表明，产量及注采井距的调
特种油气藏 2015年5期2015-02-17
- 生产井实时检测工艺技术及系统分析
朱作伟【摘要】生产井实时监测调整工艺技术能够实现生产井在生产过程中对油井各生产层段的温度、压力进行实时监测，并可对生产目的层进行调整，实现分层采油的目的。本文简述生产井实时监测调整工艺技术的技术原理，现场试验情况及效果、为日后推广提供指导建议。【关键词】生产井；实时监测；调整生产层前言目前油田生产井应用的动态监测方法普遍存在笼统、不连续、成本较高和受管柱类型限制等问题，与油田高含水后期开发调整的需要越来越不适应。生产井实时监测调整工艺技术，不仅能在地面控制
建筑工程技术与设计 2014年35期2014-10-21
- 临盘临南油田小套管井生产潜力及问题探讨
词：小套管井；生产井；偏磨一、小套管固井定义范畴小套管固井就是在原来油层套管的内部重新下入一层直径较小的套管，而后通过在两层套管环空挤注水泥浆固井，从而达到对大段套破井进行治理的一种工艺方法。主要适用于套管破漏、腐蚀损坏严重、套损段长、套损点多等，采取常规挤注、补贴工艺无法圆满治理的套损情况。主要有顶管法、尾管法以及中间悬挂法。二、临南油田小套管井生产现状临南油田小套管固井自03年10月LNXI70-08井开始到08年11月共投产33口井，其中油井28口，
企业文化·中旬刊 2014年2期2014-05-19
- 雄县地热田示踪试验的解释及分析
来研究回灌井与生产井之间的水力联系、可能的导水通道,以及定量化研究地下水系统中的流体流速问题.雄县地区地热资源的开发利用已有三十多年的历史,本次在回灌试验的同时实施了示踪试验.本文对示踪试验进行分析,对示踪剂回收的浓度及峰值的出现时间进行了模拟分析,并且运用水平裂隙介质模型对长期回灌可能引起的热储冷却进行了预测,为回灌井和生产井的合理井间距的选择,提供一定的依据.1 研究区地热地质条件概况河北省雄县地热田位于牛驼镇地热田的西南部,在华北平原的北部,全区52
城市地质 2011年2期2011-12-08
- 注水油藏压力分布公式应用初探
S[2]。对于生产井对于注水井式中 p(r)为正常生产时距离井r为m处的地层压力（MPa）； pwf为井底流压（MPa）；q为产量（m3/d）；k为渗透率（μm2）；r为距油井径向距离（m）；rw为井筒半径（m）；S为表皮系数，无因次；h为有效厚度（m）； μ为流体黏度（mPa·s）；B为体积系数，无因次；正常生产时，注水井地层压力随压力传播距离的增大而逐渐降低，而生产井地层压力则逐渐升高。由于压力是一连续变化的过程，两口井井间地层中某点压力有可能相等。从
油气田地面工程 2011年11期2011-01-10
- 基于电阻电容模型的产油量模型的应用及改进
为了快速地预测生产井的产油量,在物质平衡和信号处理的理论基础上,简要地介绍了阻容模型及基于阻容模型的产油量模型,并对单井的产油量模型进行了改进。结果表明,基于阻容模型的产油量模型能够较好地进行历史拟合,并且仅仅需要一定数目的产液量和注入量数据就可以快速地计算出单井产油量。模型的参数大小反映了注水井与生产井间的连通程度,参数值越大,井间连通性就越好。物质平衡 阻容模型 产油量模型 连通性1 数学模型1.1 阻容模型阻容模型 (CRM)是基于物质平衡[1]和信
石油石化节能 2010年12期2010-11-16
- 阿曼Daleel油田Shuaiba碳酸盐岩油藏水平井注水:从试验区的实绩到开发阶段
1994年起,生产井中引入了水平井,且水平井日产量超过3 000 bbl(1 bbl=0.159 m3)。经过12年的衰竭式开采,在能量消耗最严重的地区压力从2 500 psi降到约900 psi。2002年7月Daleel Petroleum LLC从Japex Oman接手了Daleel油田。为了更进一步提高原油采收率,在进行详细的油田开发论证后,引入了水平井注水技术。主要的注水区域为Daleel油田的孤立断块B和C。2 水平井注水技术在阿曼油田的应用
石油石化节能 2010年1期2010-11-16
- 一种新型预测产液量模型的改进及应用
衡方程。图1 生产井附近有效孔隙体积上存在的体积平衡假设每一口生产井有一个时间常数τj，对于一个有Ni口注水井和Np口生产井的注采系统，图1表示生产井附近有效孔隙体积上存在的体积平衡。Liang等人［3］提出了新模型的微分方程：式中，qj（t）为生产井j的产液量；ii（t）为注水井i的注入量观测值；Jj为生产井j的产液指数；fij为注水井i作用于生产井j的注入量占其总注入量的分数；τj表示生产井j的时间常数，定义为：式中，Ct表示综合压缩系数；Vp为孔隙体
石油天然气学报 2010年5期2010-11-15