流压
- 泵挂调整技术在榆树林油田低渗储层中的应用
调整，在确定合理流压、计算下泵深度方面取得了许多研究成果[1-5]，但研究的普遍为油层中深处的合理流压，未考虑后期主力油层改变使得油层的渗透率、孔隙度等物性发生变化[6-8]。本文通过考虑主力油层对储层物性的影响，重新计算油层中深处的合理流压，确定动液面值，依据泵效与各项成本的关系计算出最佳沉没度值，二者结合给出了低渗储层的泵挂调整优化方法。1 确定单井合理流压泵挂深度是否合理取决于动液面和沉没度两方面参数。影响动液面主要因素包括单井流入动态曲线及井筒储集
石油工业技术监督 2023年2期2023-02-23
- 高阶煤煤层气井稳产时间预测方法及应用−以沁水盆地南部樊庄−郑庄为例
依靠持续降低井底流压实现稳产，当井底流压降至最低(一般为系统管压)时，煤层气井产量开始持续下降，稳产阶段结束，如图2 中Q2、Q4、Q5、Q7 等4 口井的排采曲线所示；反之煤层气井的井底流压没有降至最低前，都可以通过持续降压实现稳产，如图2e−图2f 中Q10 和Q14 井的排采曲线所示。图2 煤层气井典型生产曲线Fig.2 Typical production curves for CBM wells in Fanzhuang and Zhengzhu
煤田地质与勘探 2022年9期2022-10-08
- 井下节流气井井底压力计算方法应用研究
井下节流气井井底流压计算方法，并与井下节流气井全井筒多位置多点流压测试结果进行对比评价。1 井下节流气井全井筒压力预测方法1.1 气液两相管流压降模型优选井下节流气井全井筒压降包括管流压降和嘴流压降两大部分。目前常用产水气井气液两相管流压降模型[2-6]包括Hagedorn-Brown、Beggs-Brill、Mukherjee-Brill、Gray和NoSlip[7]等5种模型。以东胜气田X井为例，该井目的层H2，完钻井身3 246.31 m，水平段长为
承德石油高等专科学校学报 2022年4期2022-09-23
- 利用生产动态数据确定井壁粗糙度方法
度加大，造成井筒流压梯度计算精度远不及静压梯度，最终会降低油藏动态分析和预测的准确性。本文将以3 口井实际生产动态资料为例，确定气井动态摩阻系数，进而间接确定不同生产状况下的井壁粗糙度，为油田生产提供实际指导。1 摩阻系数确定方法1.1 常规摩阻系数1932 年Nikurades 利用室内流动实验确定摩阻系数定义了绝对粗糙度，而相对粗糙度的定义为绝对粗糙度e 和管道内径的比值。1994 年Moody 绘制各种自然粗糙管道的摩阻因素图版确定摩阻系数[1]。摩
石油化工应用 2021年11期2021-12-27
- 中区西部合理注水压力研究
素确定注水井井底流压，再计算出套管和水嘴损失压力，从而确定井口压力。注水压力是油田注水开发时注水井井底的压力，注水井井底流压的计算式为：Pinf=Pint+PH-Pts-Pm(2)式中：Pinf为注入井井底流动压力，MPa；Pint为注入井井口注入压力，MPa；Pts为沿程套管管壁损失压力，MPa；Pm为水嘴损失压力，MPa；PH为液柱重力所产生的压力，MPa。静水压力PH计算式为：PH=H×ρw×g(3)式中：ρw为地层水密度，kg/m3；H为液柱高度，
北京石油化工学院学报 2021年4期2021-07-09
- 煤层气井整体压裂及排采技术研究
——以延川南煤层气田为例
阶段，分别是井底流压高于储层压力时的快速提液降压阶段、井底流压从储层压力降至接近临界解吸压力的连续降压排水阶段、继续降至临界解吸压力的缓慢降压排水阶段、临界解吸压力降至稳产压力的控压排水阶段和产量趋于稳定的稳产排采阶段。在快速提液降压阶段日降井底流压控制在0.1MPa左右；连续降压排水阶段，日降井底流压要控制在0.01MPa左右；缓慢降压排水阶段，日降井底流压要小于0.01MPa；控压排水阶段合理的日降井底流压在0.005MPa左右；稳产排采阶段井底流压和
中国煤炭地质 2021年1期2021-03-24
- 喷射气举采油技术在让那若尔油田的应用
而使油井生产井底流压降低，放大了生产压差，并在井底压力的作用下，将液体举升到地面的工艺手段[1，2]。但连续气举采油所能降低的井底流压是有限的，随着注气量的增加，气液比增大，虽然可减小静液柱压力，但摩阻压降会增加。对于每一个指定的油井数据，都存在着一个极限气液比，使井底流压最小。如果注入气液比大于极限气液比，摩阻压降上升幅度高于静液柱势能差减少幅度，从而造成流动压力梯度增加，井底流压随之上升。因此，在一定的条件下，气举采油存在生产体系的最优工作点。最优气举
石油化工应用 2020年9期2020-10-17
- 延川南煤层气井合理配产及其排采控制
为依据，定量探索流压降幅与煤层埋深之间的关系[23]。彭兴平在2014年提出了延川南煤层气田“五段三压法”的排采制度，同时重点探讨了储层压力、解吸压力和稳产压力等关键参数的预测方法，为延川南煤层气田的开发提供指导[24]。陈贞龙等（2019）制定了延川南煤层气田深部煤层气，基于解吸理论的智能化精细排采控制技术[25]。合理配产对于煤层气井的排采控制非常关键，国内外对这方面内容的研究较为鲜见，因此本次研究以延川南煤层气田为研究区，提出合理配产方法，并以稳产流
油气藏评价与开发 2020年3期2020-07-06
- 流压对油井结垢的影响解析
垢问题井普遍存在流压下降过程。为了验证这一推论，我们对垢质成分、采出液离子成分以及成垢环境进行综合分析，得到一个规律，当系统压力降低时，水中二氧化碳分压降低，水中碳酸氢根离子的溶解度也降低，导致垢质的析出，这是成垢的最主要因素。关键词：结垢;杆滞后;流压;碳酸盐1.问题的提出近几年我矿抽油机井结垢的问题逐年增多，导致杆滞后井增多、偏磨加剧、严重造成卡泵作业，给泵况管理造成巨大压力。虽然采取了有针对性的治理措施（如酸洗），但仍然很难避免再次结垢。所以找出造成
科学导报·学术 2020年1期2020-07-04
- 大型船舶涨流靠泊深圳蛇口港SCT9#泊位探讨
泊方式需要注意的流压及操纵特点，以供驾引人员参考。关键词：大型船舶;SCT9#泊位;涨流靠泊;流压;安全对策为了拓展港口航运竞争力，保障港口生产和发展需要，2019年8月，深圳蛇口集装箱码头SCT9#泊位通过有关部门审核，批准船舶靠泊船舶吨位限制由原来的10万吨提升到15万吨，至此LOA366m船型可靠泊SCT9#泊位。SCT9#泊位位于蛇口第突堤最西端，西部水域警戒区东北边上，顺赤湾港区进出口航道方向，船舶通航密度大，泊位前沿区域交通流较复杂。大型船舶靠
中国水运 2020年4期2020-06-08
- 煤层气精准排采监控系统
的情况，影响井底流压的稳定性。刘磊等[11]基于PLC设计了液压驱动无杆排采控制系统，实现了排采的自动控制，但该系统只在实验室进行了测试，没有进行现场工业试验。李华等[12]设计了采用PLC与Intouch架构的控制系统，具有更为精确的控制功能，但同时也增加了煤层气开发的整体成本。李自成等[13]在控制设计方案中实现了对排采数据的远期预测，但人为设定煤层气排采参数期望值会存在比较大的差值，未能按照排采规律进行作业，对现场人工排采依赖程度依然较高。针对上述问
工矿自动化 2020年3期2020-04-11
- 涪陵页岩气井井筒积液判别标准
分析气田实测井筒流压梯度特征，对比不同气液比条件下的临界携液流量特征，建立气田积液的判别标准。研究表明：气井积液过程中，井筒的流压梯度曲线有规律性;最大流压梯度-流压梯度差图和逐步判别分析方法可判断积液程度;气液比越低，实际产量应越高于理论临界携液流量，需要对不同气液比条件下的临界携液流量进行修正;综合井筒流压梯度曲线特征、井筒流压梯度值、逐步判别分析、临界携液流量模型等方面建立的气田积液判别标准的应用结果较好。关 键 词：页岩气;井筒积液监测;积液判
当代化工 2020年2期2020-03-18
- 高煤阶煤层气不正常井类型及治理技术
s日产气量、井底流压、套压为不正常井直接判断参数，可以通过单一参数指标判定不正常井；其余为间接判断参数，必须以2 个以上参数组合来判定。即如果煤层气单井日产气量、井底流压、套压变化满足表1 指标范围，则为不正常井。如果日产液量、动液面等其余参数中2 个以上参数满足表1 指标范围，则可以确定为不正常井。现场实践表明，表1 指标体系能够覆盖全部不正常井。2 煤层气不正常井类型及治理2.1 流压回升型不正常井1）表现形式。流压回升型不正常井主要参数相互关系如图1
煤矿安全 2020年2期2020-03-16
- 煤层气井生产上升段累积产量预测
产气速率分之井底流压的平方求时间的导数（即）。在标准状况下，由于井底流压pwf（t）与产气速率qsc（t）均是时间的函数，因此上式可写为：式中：pwf-井底流压，MPa；qsc-产气速率，m3/d；t-生产时间，d。可通过分析公式（1）等号右边来得到峰值时间的特征，接下来分为定井底流压和变井底流压来讨论。1.1 定井底流压公式（2）是固定井底流压情况下峰值时间的特征函数，通过在直角坐标系中作出图，预测延伸图形与X 轴的交点就是产气量达到峰值的时间。1.2
石油化工应用 2020年1期2020-02-27
- 煤层气井排采初期稳压排采效果分析及其排采制度优化意义
d左右，目前井底流压降至0.42MPa，日产气量1852m3/d(图1)。根据排采动态数据的分析拟合结果，目前本井的压降漏斗半径约117.8m，有效产气半径约59.1m(图2)。图2 X-1井压降/产气半径监控曲线图3 两次稳压排采的压力和产水量曲线图4 两次稳压过程的压降漏斗半径和储层动态渗透率2.2 两次稳压排采实验情况第一次稳压排采在开抽第216天后开始，此时井底流压为2.12MPa，高于本井区的储层临界解吸压力，未见套压，日产水量为6.6m3/d左
中国煤层气 2020年6期2020-02-22
- 聚合物驱生产井流压特征规律分析及影响因素研究
油层聚合物驱平均流压是4.6 MPa，二类油层平均流压是3.4 MPa，现场区块资料发现，聚合物驱全过程流压变化没有明显规律，大部分区块聚合物驱流压控制在一个大致范围内，有必要从理论上来研究聚合物驱全过程流压变化规律，为合理压力系统构建提供理论依据。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
特种油气藏 2019年5期2019-11-08
- 煤层气流压回升型不正常井储层伤害机理与治理
昊，张光波煤层气流压回升型不正常井储层伤害机理与治理贾慧敏，胡秋嘉，祁空军，覃蒙扶，毛崇昊，张光波(中石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 长治 046000)合理控制套压和井底流压、合理排水降压采气是提高煤层气井开发效果的关键技术。井底流压回升可抑制煤层气解吸产出，造成储层伤害，降低煤层气井产量，影响煤层气井开发效果。通过沁水盆地樊庄区块生产实践动态分析、理论研究和室内实验，提出了煤层气流压回升型不正常井起因，通过理论研究和现场数据分析，明确煤层气
煤田地质与勘探 2019年4期2019-09-03
- 压井液漏失对气井井筒储集效应的影响研究
制度下对气井井底流压和累积产气量进行了拟合，井底流压与累积产气量的拟合数据及相对误差如表2所示。表2 生产历史拟合数据分析表由表2结果分析表明，在不同油嘴直径工作制度下，井底流压及累积产气量的测试结果与计算结果拟合程度较好，表明模型参数设置合理，校正后的模型可用于后续压井液漏失对气井井筒储集效应的影响研究。三、模拟结果与分析由于井筒具有一定的储容性，井筒中流体具有一定的压缩性，且在压井过程压井液漏失对气井产量恢复具有一定影响，势必会影响气井的井筒储集效应。
钻采工艺 2019年5期2019-06-12
- 四川盆地超深层高温高压气藏偏差因子及井底流压计算方法优化
子计算方法和井底流压计算方法的适应性，用于早期产能评价就具有了重要性。双鱼石茅口组气藏属于高温高压气藏，在开发过程中气藏压力逐渐下降，单井产能，剩余动态储量，井底流压都将发生变化，其中天然气偏差因子计算和井底流压计算方法的准确性将影响到它们计算的准确性，从而间接影响产能评价。目前常用的天然气偏差因子计算方法[2-5]中主要有 BB 法、HY 法、DPR 法、DAK 法、LXF 法、ZGD 法等。井底流压计算方法[6-9]中,常用的主要有平均温度和偏差系数法
天然气勘探与开发 2019年1期2019-05-16
- 煤层气井不同排采阶段产水特征及排采管控方法研究与应用
气井排采要以井底流压控制为核心，实现流压平稳下降。流压精细控制的主要目的是为了防止由于管理不善导致储层煤粉伤害、速敏伤害或应力敏感性伤害[4-6]，保持煤储层渗透率，使压降漏斗有效扩展。降压目标的达成取决于2个方面：①煤层向井筒中供液量与通过抽油机工作制度调节的井口产液量间的对比关系；②通过角阀开度调节的产气量和煤层向井筒供气量间的对比关系。而煤层向井筒的供气、供液量是井底流压精细控制的先决条件，是变量，而抽油机工作制度与角阀开度是因变量。因此，根据煤层气
煤矿安全 2019年2期2019-03-20
- M110区长8油藏合理流压研究
：见效见水，目前流压7.1MPa，且从拉齐曲线来看液面下降快，能量亏空导致产量下降，目前流压不合理。侧向井整体表现特征：见水不见效，液面下降快，平均泵深1794m，平均液面1550m，目前流压6.7MPa，且主侧向流压差仅0.6MPa，后期需进一步优化。2 合理流压研究本文通过IPR曲线，同时结合矿场实验及同类油藏类比法计算该区合理流压范围。2.1 IPR曲线法当驱动方式为水压驱动时（地层压力＞饱和压力＞流压），油层中存在单相油流或油水两相流动，流压与油井
石油知识 2019年1期2019-02-26
- 沁水盆地SZB区块煤层气井的排采特征
.2 控压段井底流压是反映产气量渗流压力特征的参数，由套压、纯气段压力和气液混合段压力组成。控压的实质就是通过控制井底流压的变化从而达到产能最大化的目的。2.2.1 未控压排采Ⅰ井（如图1所示）见气初期在未控压排采的情况下，产气量持续上升，逐步形成产气峰值，但此时压降漏斗尚未充分形成，随着近井气体的不断产出，煤层的原始渗透率开始占据主导地位，因原始渗透率较压裂改造后的渗透率小，此时产气量呈现较低的态势，产量的高低主要受控于煤层的原始渗透率；第一峰值过后随着
中国新技术新产品 2018年23期2019-01-08
- 机采井供采协调精准管理方法探讨
存在停机时间长、流压以及沉没压力变化幅度大的问题，一般波动幅度在50～150 m之间，与理论上的合理流压存在一定误差。为此，需要探索一种机采井精准管理方法，实现低产井流压精准管理，确保抽油机井稳定高效运行。2 机采井精准管理方法短周期间歇采油技术以单井合理流压及合理沉没压力为管理目标，实现连续稳定的供采协调和高效运行。2.1 合理流压区间的确定根据油气层渗流理论及低渗透油田渗流特征，推导出低渗透油井流入动态方程，在数学上表明流入动态曲线存在拐点。同时，应用
石油石化节能 2018年10期2018-12-13
- 深层电泵采油井井底流压计算新方法
000 前言井底流压是电泵采油井进行工况诊断和分析,从而掌握油藏动态必不可少的资料之一。为了测取准确的井底压力,可以通过泵下加监测装置的测试工艺[1-2],向地面实时传输泵入口、泵出口温度和压力等参数。这些方法虽然推出多年,但由于工艺复杂、费用高等原因,未能在油田得到大面积推广[3]。众所周知,动液面的测试简单且经济,因此在油田现场存在大量的动液面资料。油井正常生产时,动液面的高低反映了井底流压的大小[4-5]。对于井底流压的计算,前人已经从密度迭代、数值
天然气与石油 2018年5期2018-11-06
- 非线性渗流对特低渗油藏数值模拟开采的影响
件:生产井的井底流压或产液量恒定,注水井的井底流压或注入量恒定。式中:qov、qwv、qgv为单位时间注入量或采出量,cm3/s;So、Sw、Sg为饱和度,ψo、ψw、ψg为三相的势,atm;ρo、ρw、ρg为密度,g/cm3;Bo、Bw、Bg为体积系数;μo、μw、μg为黏度,mPa·s;Rso、Rsw为溶解气油比,cm3/cm3。依据块中心七点有限差分法建立全隐式数值模型对上述所建立的数学模型进行求解。2 非线性渗流的影响建立数值模型,网格数Nx=Ny
天然气与石油 2018年5期2018-11-06
- 高煤阶煤层气井单相流段流压精细控制方法
——以沁水盆地樊庄—郑庄区块为例
层气井排采以井底流压为核心[1]，如果井底流压日降压幅度过大，则会造成储层应力激动，煤储层的强应力敏感性会导致储层渗透率降低[2-3]，不利于压降漏斗进一步有效扩展；如果降压速度过小，则排水效率降低，使产气时间推迟，增加了前期开发成本。煤岩孔隙结构复杂[4-5]，在投产前，需要先确定合理的日降压幅度[6-7]，然后通过流压精细控制使气井排采严格按照合理的日降压幅度执行。许多学者就煤层气井流压精细控制开展了研究，刘世奇等[8]提出了排采液面—套压协同管控的排
天然气工业 2018年9期2018-10-29
- 应力敏感性碳酸盐岩气藏斜井生产动态规律分析
)式中：p为实验流压；ps、pi为实验围压与初始流压；kf为岩石裂缝渗透率；kfi为初始流压下测定的裂缝系统渗透率；α为储层应力敏感因数，α=0.738。实验和实际气藏开发存在对应关系，气藏上覆岩层压力、平均地层压力及原始地层压力分别对应实验围压、流压和初始流压。2 模型建立2.1 物理模型图2 碳酸盐岩气藏封闭边界斜井模型示意Fig.2 Schematic of a slanted well in carbonate gas reservoir with
东北石油大学学报 2018年2期2018-06-25
- 水合物藏定质量流量转定井底流压开采规律研究*
研究，多以定井底流压生产为主[12-15]，即将井底流压设置为一恒定值进行模拟研究，此时储层与井底之间的压差能够引发水合物的持续分解。在这种生产制度下，通过设置合理的井底流压值（大于2.75 MPa），可以防止冰和水合物的二次形成，但在某些储层条件下，开发早期容易产生过高的流体产出速率（如II类水合物藏降压开采时早期产水速率过大[16]），不利于生产控制。定质量流量生产是实现降压的另一种方式[17-18]，即将井口产出流体的质量流量设置为一恒定值进行模拟研
新能源进展 2018年2期2018-05-09
- 机采井调参控流压方法研究
0）机采井调参控流压方法研究潘健（大庆油田有限责任公司第八采油厂第一油矿，黑龙江大庆163000）合理的抽汲参数是机采井正常运行的必要条件。在油田开发的过程中，油层条件的变化、注采两端的方案措施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
化工管理 2017年33期2017-12-02
- 一种计算油井井底流压的新方法
一种计算油井井底流压的新方法叶雨晨1， 杨二龙1， 齐 梦1， 隋殿雪2(1.东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318； 2. 大庆油田第四采油厂，黑龙江 大庆 163318)油井的井底流压是影响油田的生产能力和油田调整方案的重要参数之一，也是进行油气井动态分析的基础，直接控制井的生产能力。但实际应用中由于地层条件的复杂性，现在并没有一个系统的方法能十分准确的计算出井底流压。在液面折算法计算井底流压的基础上，将油套环形空间中流体分为气柱段、油
石油化工高等学校学报 2017年5期2017-11-04
- 高含水期油井合理流压计算分析与生产实践
的动液面折算井底流压的计算方法并修正，以及开展不同类型油层、不同井距、不同含水条件下的水驱合理流压界限研究，确定油井合理流压，使沉没度保持在合理水平，是目前油田急需解决的开发难题。关键词：特高含水期；油井；流压；确定方法；现场应用经过多年的开发，油田已经进入特高含水期开发阶段，油井呈现采出程度高、含水高的特点。通过加强注水、提高注水质量、加密井网、多次布井、调整注采系统、改变生产方式以及大面积推广驱油技术，可采储量不断增加，保持了旺盛的生产能力，取得了较好
科学与财富 2017年23期2017-09-24
- 夏店区块低恒套压下井底流压控制研究与应用
块低恒套压下井底流压控制研究与应用窦 武 王冀川 李洪涛 何 军 樊 彬(山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000)煤层气排采通过控制井底流压，实现稳定连续排采。通过现场实践，提出了只通过控制液柱高度实现井底流压精确控制的低恒套压下井底流压控制方法及控制技术。在煤层气井整个排采过程中，不控制煤层气井产气量，产气阀门完全打开，套压基本与管压相等，维持一个相对低且稳定的状态，仅通过控制液柱高度实现井底流压控制，此种控制模式即即为低恒套压排采模式，此种排采方
中国煤层气 2017年3期2017-07-21
- 适用气举工艺的稠油热采开发模式优化
吞吐开发中产量和流压等参数的特殊要求，以渤海A油田南区实际油藏参数建立的典型模型为基础，利用数值模拟技术，优化了海上稠油多元热流体热采吞吐开发方案，提出了适用气举工艺的热采开发模式，为探索气举工艺在海上稠油热采开发油田的适用性奠定了基础。气举； 稠油； 开发模式热力采油是稠油和油砂开采的主要技术手段，产量占稠油和沥青砂总产量的80%以上。该技术已在美国、委内瑞拉、加拿大等国广泛应用，中国先后在辽河、新疆、胜利和河南等稠油油田推广应用。目前渤海湾地区发现原油
重庆科技学院学报（自然科学版） 2017年1期2017-03-10
- 特高含水期水驱油藏合理地层压力界限研究
力；采收率；井底流压油藏合理压力系统政策研究一直是水驱油田开发注水、产液政策的核心。对于注水开发油田来说，油层压力水平的高低对开发过程有影响，对储量的最终采收率也有影响。确定合理的地层压力一直是油藏工程研究的重要课题。地层压力过高往往造成水淹水窜，使含水上升过快，从而使油田递减加大。过高的地层压力还可能使注采设备的效能得不到充分的发挥，从而加大油田开采的能耗和采油成本。地层压力过低不仅不能形成足够的驱油压差，还会导致油层内部原油大量脱气，使地层原油的流动性
长江大学学报(自科版) 2016年35期2016-12-17
- CO2驱扩大波及体积技术研究
技术对水气交替、流压控制等技术进行组合优化，扩大了CO2波及体积，促进了油井均匀混相见效，经现场验证，效果良好。特低渗透油藏；CO2驱；波及效率特低渗透油藏储层物性差，注水开发难度大，CO2（二氧化碳）驱能够进一步提高油藏采收率，但受储层非均质性及CO2与原油间的高流度比影响，CO2在驱替过程中波及效率比较低，油井见效差异比较大。CO2的波及效率是影响CO2驱开发效果的重要因素之一，在非均质性比较强的油藏实施CO2驱时，迫切需求扩大CO2波及体积技术。1
石油知识 2016年4期2016-12-08
- 萨中开发区地层脱气影响流压界限研究
发区地层脱气影响流压界限研究黄延忠1，朱 焱1，徐 松2（1. 大庆油田有限责任公司第一采油厂地质大队，黑龙江 大庆 163111;2. 大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江 大庆 163111）大庆萨中油田目前已进入高含水后期，通过放大生产压差来满足体液稳产的需要，同时可以避免油井生产压差过大，对井底流压造成偏低，是的油层严重脱气，对单井和区块的产能有影响，因而通过研究区块和单井的合理流压界限，平衡采油速度、提高开发效果是非常有必要的。在研究萨中东区各
当代化工 2016年9期2016-10-28
- X油田井底流压的变化规律及界限研究
05）X油田井底流压的变化规律及界限研究王光杰1时来元2（1.东北石油大学，黑龙江 大庆 163318；2.大庆油田有限责任公司第十采油厂，黑龙江 大庆 166405）X油田水驱示范区已经达到特高含水期开发阶段，合理的井底流压是保持油井稳产、高产的关键所在，本文对X油田不同井网下井底流压的变化规律和正常变化界限进行了研究，给出了油气水三相渗流时的油井流入动态方程，并计算各井网以及各油井在不同含水率下的油井最低允许流动压力，再结合油井实际生产状况，从而确定各
化工管理 2016年24期2016-10-09
- 基于流压的缝洞型油藏能量评价研究
0011)基于流压的缝洞型油藏能量评价研究高艳霞万军凤巫 波(中石化西北油田分公司勘探开发研究院， 乌鲁木齐 830011)摘要：以流压资料为基础，根据物质平衡原理及其变形，研究了不同储集类型单元驱动能量转换及变化特征，为制定开发政策提供依据。研究表明，流压与静压具有相同或相似的变化趋势，流压资料能更直观体现驱动能量的转换；根据Dpr-Npr相关性，建立了适合塔河油田不同类型单元能量评价模版与指标界限标准；明确了不同类型单元能量变化特征，为相似单元开发提
重庆科技学院学报（自然科学版） 2016年3期2016-07-05
- 低渗低产油田合理流压及泵挂深度研究与试验
低渗低产油田合理流压及泵挂深度研究与试验庞心强（大庆油田有限责任公司第八采油厂）低渗透油藏具有较强的应力敏感性和较大的启动压力梯度，在开发过程中，因供排关系不平衡导致井底流压过低，造成渗透率伤害且很难恢复，影响单井产能发挥。为解决低流压问题，采取了优化冲程、冲速、泵径等措施，但流压仍然偏低。通过对低产低渗油田的机采井在投产初期和投产稳定后的合理流压进行研究，同时从优化泵挂深度出发，对新井、老井实施泵挂深度优化调整试验，解决流压控制难、单井能耗高的问题。试验
石油石化节能 2016年12期2016-06-28
- 改善注聚油层动用程度的合理压力系统
拟技术研究了调整流压后产液量、压力、含水率等多项开发指标的变化规律，对比开发效果表明，聚合物驱保持6 MPa(较高)-2 MPa(较低)-6 MPa(较高)流压时，注聚1.0 PV后含水率降低1.46%，聚驱采出程度提高约2.43%，各层开发动用程度最好。聚合物驱； 不同阶段； 流压； 开发效果； 动用程度聚合物驱在大庆油田已取得显著的成效，常采用优选注聚参数等方法来改善开发效果[1-2]，而有关油井合理工作工况的研究却很少。研究表明油井工作工况对聚合物驱
石油化工高等学校学报 2015年6期2015-11-24
- G9区长4+5油藏稳产技术研究
4+5油藏的合理流压、采液速度、合理注采比进行了研究，为该区下一步制定精细注采调整对策提供了理论依据。本次的研究成果对同类长4+5油藏稳产方案提供了一定的参考价值。注采调整；流压；采液速度；注采比姬塬油田G9区三叠系长4+5油藏位于鄂尔多斯盆地西倾单斜背景上的正向鼻隆侧翼，为浅水台地型三角洲相沉积的特低渗岩性油气藏，平均油层厚度7.8 m，孔隙度11.9%、渗透率0.82 mD。目前该区已进入中含水期，含水上升速度快、开发技术不合理等问题突出，严重影响了该
石油化工应用 2015年7期2015-10-27
- 多层合采油藏衰竭开采过程层间干扰现象分析
个过程中各层井底流压相同。根据如下推导，可得到地层压力以及各层产量随时间变化规律。即为衰竭开采多层合采过程中井底流压与时间的关系。将上式带入（11）式可得：通过上式可以得到各层不同时刻的产量。3 衰竭开采层间干扰影响因素分析3.1渗透率级差设置在一个三层油藏的模型，层间不连通，地层中心有一口油井，以定产量的方式合采。参考S油田某区块地层及流体参数，设置模型中地层参数（见表1），油井以定产量方式生产。表1 模型基础参数3.1.1渗透率级差为5当三层渗透率分别
石油化工应用 2015年6期2015-10-27
- 疏松砂岩储层临界生产压差确定方法
确定油井合理井底流压，严格执行油井生产制度是确保油井正常生产，实现油田高效开发的关键。针对岩石力学参数获取难度大的问题，利用测井资料结合经验公式，获得渤海湾某油田储层力学参数，根据剪切破坏机理计算临界出砂井底流压。1 疏松砂岩合理生产压差的数学模型岩石在外荷载作用下，首先产生变形，随着荷载的不断增加，变形也不断增加，当荷载达到或超过某一限度时，将导致岩石发生某种形式的破坏。当油气储层岩石在地应力及流体流动力的作用下产生剪切破坏或拉伸破坏时就会造成出砂［1］
重庆科技学院学报（自然科学版） 2014年5期2014-12-28
- 油井合理井底流压的确定
量并不是随着井底流压的降低而不断增大的［1］。当井底流压降低到一定程度时，油井的产液量不增反降，因此存在一个产液量最大的最佳井底流压值。油井流入动态曲线出现向压力轴偏转的原因是井底流压降低到原油饱和压力以下后，井筒附近原油大量脱气，液相相对渗透率降低，最终造成油井产液量不增反降。本文通过分析气、液相的相对流动能力，采用无因次化处理的方法，确定油井的合理井底流动压力，并进一步寻找合理井底流压随含水率的变化规律。1 油井流入动态模型的建立考虑原油脱气和油井产水
重庆科技学院学报（自然科学版） 2014年5期2014-09-21
- 苏里格气田井底流压简易计算方法及应用
0）0 引言井底流压是评价气井产能及生产压差的一项重要技术参数。苏里格气田由于在生产油管中下入井下节流器，使生产过程中不能通过下入仪器准确测取井底流动压力。因此，为确定这类气井在生产过程中井底流压的变化，有必要探索一种简单易行的井底流压计算方法，计算苏里格气田气井的井底流压，以满足单井产能评价及生产动态分析的需要，为气田地质研究及生产管理提供基础数据。1 概况1.1 气田地质苏里格气田上古生界气藏是典型的“低压、低渗、低丰度”岩性气藏，有效砂体为普遍低渗透
天然气技术与经济 2014年2期2014-09-12
- 低渗透油田机采系统效率影响因素及提高措施研究
量分析。通过合理流压、供排协调与提高系统效率关系研究以及提高系统效率与延长油井免修期关系研究,并利用系统试井结果,确定了新立油田分区块、不同含水井合理流压范围,划定了参数调整界限,指导生产参数优化,在提高机采系统效率、节能降耗的同时,油井不减产或增产,免修期得到了延长。通过采取各项提高机采系统效率措施,机采系统效率由2007年的19.9%提高到2011年的23.4%,油井免修期延长50d;年平均节电398×104k W·h、增油552t。系统效率;敏感性因
长江大学学报(自科版) 2014年26期2014-06-27
- 南梁西区M井组长4+5合理流压探讨
产管理中，采油井流压一般达1-5MPa不等，个别高流压井可达5.5MPa。生产实践表明：油井流压过高或过低，对油层出液状况影响较大。在一定范围内，流压较低，生产压差较大，有利于提高单井产能；当流压降低于饱和压力后，井底附近出现气液两相流，形成气化液体渗流，使油相渗透率急剧下降；同时还会使得原油中溶解气的稀释效应降低，原油粘度增加。此外，压力降低后，储层岩石发生弹—塑形变形，也会导致渗透率下降，有必要对该区M井组合理的流压进行确定。1 开发概况南梁西区长4+
科技视界 2014年25期2014-04-27
- 基于改进的回压试井方法评价低渗气藏气井产能
个制度下的产量和流压达到稳定需要相当长的开井时间[1-5]，且放空气量较多，为节约成本、保护环境，本文对传统的回压试井测试方法进行了改进。然而，这种改进的测试方法所取得的资料不满足回压试井的稳定要求，不能直接用于产能分析。本文基于理论推导，将利用改进的测试方法测得的井底流压校正为类似于等时试井的井底流压，以解决产能计算问题。1 改进的回压试井测试方法典型的回压试井测试流程见图1a：连续以3～4个递增的工作制度开井生产，测得每个工作制度下的稳定产量及其对应的
石油勘探与开发 2014年4期2014-01-15
- P246区合理流压研究与实施效果评价
之一，就是采油井流压的过低，导致井底脱气，单井产量持续下降，流压过高，又不发挥油藏潜力，不能满足实际生产需要。如何确定采油井的合理井底流压是最大程度发挥油藏潜力、提高单井产量的重要问题。1 合理流压的确定[1-4]当流压大于饱和压力时，随着流压的降低，产量增加，当流压小于饱和压力时，一方面降低流压可以增加产量，另一方面随着流压的降低，气油比增加，产量出现下降，如何平衡流压与产量、气油比之间的关系，最大程度地提高单井产量，是油田开发需要解决的重要问题。本次研
科技视界 2014年32期2014-01-07
- 喇嘛甸油田特高含水期水驱压力系统调整研究
产液量一定，随着流压的上升，要求的地层压力不断提高，因此，地层压力受流压和注水压力因素控制，笔者选取近年来最高的年均流压4.94MPa与产液量的交点对应压力值做为合理地层压力的最低值，选取近年来最高注水压力12.66MPa线与4.94MPa流压线交点对应的地层压力值做为合理地层压力的最高值。确定了2012年地层压力的合理范围为10.82～11.41MPa，即总压差在－0.48～＋0.11MPa。由于水驱各套层系射开层位不同，合理的地层压力不在同一范围，但是
长江大学学报(自科版) 2013年20期2013-12-03
- 异常高压、特高产气井井底流压计算方法研究
、特高产气井井底流压计算方法研究罗志锋1王怒涛1黄炳光1尚 立2（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川成都 610500；2.川庆钻探公司钻采工程技术研究院，四川广汉 618300）异常高压、特高产气井井底流压对气井动态分析及管理至关重要。以高压高产气井井口压力动态为基础，基于质量守恒、动量守恒、能量守恒原理，综合考虑生产过程传热与井筒流动特征，建立了非稳态传热温度、压力耦合模型，编制了异常高压、特高产气井井底流压计算软件。将计算结果
石油钻采工艺 2013年3期2013-09-07
- 红河油田37 井区IPR 曲线研究及合理生产参数确定
数，而水平井合理流压是合理生产参数确定的基础。本文通过对现有的水平井合理流压公式研究，发现该公式计算结果与实际结果不符，进而从研究IPR 曲线特点为出发点，通过拟合对比，找到红河37 井区长8 层油井稳定生产的井底合理流压分布范围，为下一步水平井制定合理生产参数提供重要的指导作用。1 水平井现有最小合理流压公式应用与分析合理流压是生产参数设计的依据，目前水平井合理流压计算应用比较多的是靳博文[1]在外围低渗透油田水平井合理流压研究中提出的最低允许流压公式。
石油化工应用 2013年1期2013-05-30
- 一种可预防出砂的有杆泵优化设计方法
f，Ppf；井底流压，孔眼内压力；μL：流体粘度；Q：当量产量；Kdp：孔眼周围的渗透率；rw、r、rp：井眼半径，射孔深度，射孔孔道半径；Φ：岩石的孔隙度；θ，Ψ：相位角，孔 眼在井眼轴向圆中所占角度；E：岩石的杨氏弹性模量；v：岩石的泊松比；np，hp：油层射孔密度，油层射开厚度；Lp1：水泥环外射孔孔眼长度。需要指出的是，对于不同的生产方式，当量产量Q的取值不同，对于气举、电泵等可以连续生产的生产方式而言，当量产量Q即为实际生产产量，即Q=Qth，而
化工管理 2013年8期2013-02-18
- “三低”油田油井合理流压对机采能耗的影响
低”油田油井合理流压对机采能耗的影响李春艳（大庆油田有限责任公司第八采油厂）在“三低”油田的实际生产中，井底流压低于饱和压力的情况下出现了降低流压后产量不增加反而降低，油井流压低，泵效低，能耗高。依据油气层渗流理论及在低于饱和压力下油井的流入动态进行理论分析及公式推导，同时通过对所选卫11区块进行试验数据分析，得出“三低”油田油井流压与产量的变化关系，确定了卫11区块油井生产的合理流压，指导了卫11区块油井合理生产参数，进一步降低机采能耗，提高“三低”油田
石油石化节能 2012年11期2012-11-15
- 大庆油田葡46区块葡扶油层开发效果评价
2 油井最低井底流压 一般随着生产压差增大，产量也随之增大，但事实并非如此。当生产井井底流压降到一定值后，随着降低井底流压，生产压差增加的产量补偿不了由于井底流压的下降引起的井底脱气而减少的流量时，再降低流压放大压差，产量不会上升反而会下降，这时的井底流压称之为最小井底流压。任何油井生产，其井底流压不能小于最小井底流压[10]。前苏联在罗马什金、巴夫雷、康杜茨林油田，通过34口油井124次稳定试井资料绘制的流入动态曲线的流入动态曲线（见图1）[11]。图1
石油化工应用 2012年11期2012-11-14
- 抽油机井合理调整参数经济界限的研究
参数井影响产量 流压 技术经济界限中图分类号： TE933 文献标识码：A 文章编号：Abstract: compared the parameters of the measures this year well before and after the production data, and according to the parameters tuning parameters tuning reasons, the category class
城市建设理论研究 2012年4期2012-03-23
- 特低渗透油藏压裂水平井流入动态研究
裂水平井合理井底流压的影响，为特低渗透油藏压裂水平井合理工作制度的确定提供了理论基础。压裂水平井;特低渗透油藏;流入动态;应力敏感性;溶解气;数值模拟引言对于特低渗透油藏油井的流入动态，前人已做了大量的工作［1－10］，研究结果表明，特低渗透油藏油井流入动态存在“拐点”，即随着井底流压的降低，油井产量并非一直增大，而是增大到一定程度后，随着井底流压的进一步降低而减小。本文对特低渗透油藏油井流入动态曲线存在“拐点”原因进行分析，在此基础上运用数值模拟软件，建
特种油气藏 2012年3期2012-01-02
- 确定煤层气井合理生产压差的新思路
前绝大多数的井底流压计算模型和方法都只适用于常规的油气井,在煤层气井应用上存在局限性。为此,在分析煤层气井生产压差影响因素的基础上,提出了确定煤层气井合理生产压差的两种方法——产能方程法和修正公式法,分别根据煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式确定煤层气井的生产压差,并在柳林地区FL-EP3井进行了实例分析。结果表明,修正公式法用来确定煤层气合理生产压差效果较好,与实际生产数据相比,使用确定的简化和修正后的煤层气藏井底流压计算公式所
天然气工业 2011年3期2011-12-14
- 抽油机井合理调整参数经济界限的研究
数井 影响产量 流压 技术经济界限 节能2006年1—12月大庆油田第一采油厂第三油矿的72口井在进行参数调整后，均出现液量、含水、产量波动的情况。为了确定调参与经济效益之间的关系，对这部分井进行了分析。1 调整参数分析井调小参数包括：检换泵后调整参数、供液不足井调小参数和地面设备原因调小参数。检换泵后为了协调供排关系，对7口井进行了参数调整。调整后平均单井日增液15.43 t，日增油0.78 t，供排关系趋于合理，效果较好。对于供液不足的井，为了改善供排
石油石化节能 2011年8期2011-11-16
- 浅谈环状流程改造对机采井的影响
度48.89m，流压1.57 Mpa，显示供液不足。同步资料显示，流压7.40 Mpa，为典型抽油杆断脱，井口蹩泵不起压。对井口工艺闸门进行落实，无倒灌可能；该井2周前进行过高压热洗，排除蜡影响可能性。初步分析为抽油杆断脱。1.1.3 处理????对于怀疑深井泵气锁的井，应该进行高压热洗，将固定、游动凡尔打开，泵内气体排出，泵况将恢复正常。仍以喇49-28处理过程进行说明：考虑到该井沉没度很低，决定进行高压热洗，以验证是否气锁。热洗后，蹩泵正常，日测功图、
中国新技术新产品 2011年16期2011-05-28