一种新型井下三级高效气液分离器分离特性实验

为解决高气液比油井井下气液高效分离的技术难题,开发设计了一种适用于多流型流体的井下三级高效气液分离器,建立了一套用于多流型的气液两相实验评价系统,实验中分离器入口液相流量为5~300 m3/d,入口含气率为5.0%~94.1%。实验研究结果表明,内筒体和外筒体之间的液位高度是保证分离器高效分离的关键指标。液位高度控制在合理临界液位下可实现在宽流程、高含气率、多流型,特别是振荡流型下气液混合物的高效分离,同时验证了该分离器具有较强的自适应能力,入口含气率在26.7%~94.1%范围内变化可实现高效的气液分离效率。该技术实现了井下小尺寸空间、高含气率、宽流程及多流型工况环境下气液高效分离,为海上油气田高含气井况电泵排液/举升的平稳运行提供有效解决方案。     

煤层气井产出液煤粉含量监测

针对目前煤层气井排采过程中出煤粉状况严重且无法实现连续煤粉含量计量的问题,通过开展流体温度、流量对煤粉含量的补偿室内评价实验,并基于质量守恒原理建立了煤层气井产出液煤粉含量的计算方法。同时开发出一套适用于煤层气井产出液煤粉含量的实时监测装置,该装置通过压差式密度传感器监测产出液密度值,并实时传输至数据终端,通过数据转换得到实时产出液煤粉含量值。现场应用表明,煤粉含量监测装置可实现实时远程数据监测,且监测精度满足现场技术需求, 为现场防煤粉控制、排采工作制度的制定提供依据。     

各向异性油藏蛇曲井模型及产能敏感性分析

为了研究各向异性油藏中蛇曲井近井地带的渗流规律,建立了蛇曲井半解析产能预测模型,在考虑蛇曲井井型特点的基础上预测了任意井段的流入剖面和近井地带的压力分布,并针对地层不同垂向—水平渗透率、蛇曲井起伏度大小和起伏周期等产能影响因素进行了分析。结果表明:与水平井相比,蛇曲井增加了与油藏的有效接触面积;随着垂向渗透率的降低,蛇曲井可以充分弥补水平井的劣势;在一定范围内增加蛇曲井的起伏高度可使产能得到提高;蛇曲井起伏周期越多,控制面积越大,产能越高,但在综合工艺复杂性及经济成本方面存在最优起伏周期。     

超高含水期/阶段概念在剩余油挖潜中的应用——以下二门油田核桃园组三段Ⅳ油组4小层为例

目前普遍把98%定义为油田经济极限含水,但随油价持续走高及开采成本下降,油田含水超过98%时仍具有挖潜空间。文中提出超高含水Ⅰ、Ⅱ期/阶段的概念。运用盈亏平衡原理,计算不同油价、不同产液量下经济极限含水率和经济极限产油量。以下二门油田核桃园组三段Ⅳ油组4小层为研究对象,运用净现值法结合不同措施挖潜调整方案,计算出超高含水Ⅰ、Ⅱ阶段不同开发方案采出程度的提高值和净收益值。计算结果表明,超高含水Ⅰ阶段用时3.9a,采出程度可提高3.1%,净收益为0.24×108元,超高含水Ⅱ阶段用时5.2a,采出程度可提高3.7%,净收益为0.29×108元。表明依据油田产能水平及油价走势,适当提高经济极限含水,油田仍具有挖潜空间。超高含水期/阶段概念的提出,对高含水、高采出程度的老油田在超高含水阶段剩余油挖潜提供新的研究思路。     

海上气井固体泡排采气工艺溶解特性分析

针对气井产水积液问题,海上气田采用固体泡排采气工艺技术。该工艺技术在固体泡排剂单次加注用量,加注后焖井时间等工艺参数选取上仍以经验为主。为此引入基于Fick’s第二定律和Nernst-Brunner的药物释放模型,建立固体泡排溶解特性释放模型。该模型可用于计算固体泡排剂在井筒中浓度释放速度。对影响固体泡排剂浓度释放速度因素敏感性分析。研究表明,浓度释放速度与泡排剂用量、扩散系数及井筒积液高度有关。在实际固体泡排采气过程中,可以通过上述影响因素分析对单次加注用量,加注时间间隔预测。     

渤中29-4 油田自产气气举-电潜泵组合举升工艺增产方法研究

针对渤中29-4油田存在的油气层分采开采周期长、采收率低,且海上平台电力负荷达到上限,无法满足多井同时生产的问题,提出气举-电潜泵组合举升工艺,利用生产井自产气气举实现单井油气同采。以油层、井筒、电潜泵子系统和气举子系统组成的生产系统为对象,采用节点分析与双系统耦合设计的方法,以气举和电潜泵系统高效协调生产为目标,以电潜泵功率为依据,明确不同生产条件下各子系统工作参数的设计方法与步骤,最终确定合理的、最优化的工艺参数设计方案。通过某井计算结果表明,在产液量不变的情况下,与单电潜泵举升系统相比,组合举升工艺中电潜泵所需级数和功率有效降低,分别降为原来的40.2%和40.6%,解决了单一举升工艺系统负荷过大的问题,从而保证多井同时生产,提高平台产量。     

低渗透油藏通用非达西渗流模型及压力曲线特征

研究表明低渗透油藏渗流规律不符合达西定律.根据学者在低渗透非达西多相渗流的数值模拟分析中提出的渗流速度和压力梯度关系,进一步提出了变渗透率效应概念,建立了低渗透油藏通用非达西渗流试井模型,采用追赶法对变渗透率效应差分方程组迭代求解.对渗透率取几何平均数,解决了迭代求解过程中解的振荡不收敛问题.计算结果表明:变渗透率效应持续时间越短,压力曲线及压力导数曲线上翘越大.基于变渗透率效应建立的通用非达西渗流试井模型及其求解的方法比目前动边界计算方法稳定性更好,比较符合实际情况.达西渗流试井模型只是低渗透油藏通用非达西渗流试井模型的特例.     

考虑滑脱效应的低渗透气藏产能公式分析

研究低渗透气藏中岩石的气体渗透性不能忽略滑脱效应的影响,通过对滑脱效应、二项武渗流效应以及地层损害因素的综合分析,从渗流力学的基本原理出发,建立稳定渗流条件下考虑气体滑脱效应的气体单相及气水两相流井的产能公式。应用该模型．对不同程度滑脱效应影响下的各流入动态曲线进行对比分析。从而揭示相同井底流压下,随着滑脱系数的增大,气井的产量越大。在低流压阶段,考虑滑脱效应产能比不考虑滑脱效应的产能高,滑脱效应在其开发后期会有利于气井生产。     

中心管采油技术在水平井开发底水油藏中的应用

渤海油田因FPSO处理液量能力受限,高液量生产井(尤其是水平井)会因生产需求被迫关停,同时水平井在开发中后期,底水锥近严重导致开发效果变差。为改善开发效果,渤海QHD32-6油田首次利用了中心管采油技术,实现了水平井选择性堵水,将长期限液停产井成功复产。A25h井实际应用中心管采油技术后,日产液量下降351 m³ ／d,含水下降5．9％ ,增油24 m ³／d,该技术为渤海油田水平井增油控水工作提供了技术方向。     

基于实时监测数据的注水井在线预报警指数模型研究及应用

针对现有的注水井生产监控系统中重复报警、误报漏报率高、重点警情不突出等问题,提出了利用模糊综合评判法定量确定注水井风险严重程度,以提高注水井预报警准确率。基于实时监测数据建立注水压力、注水量、水质三类主控因素的预报警指标体系,利用层次分析法确定出各因素的相对权重,构建确定各项指标的隶属函数集,建立注水井在线预报警指数模型,编制注水井在线预报警软件。通过现场注水井应用验证表明:在线预报警指数模型在渤海油田具有良好的适应性,解决了注水井安全运行的预报警问题,提高了注水井实时工况监测的智能化水平。