用不稳定试井确定气井产能方法的评价与研究

油气井的产能在油气田的开发中具有重要的地位和作用,它是油气田开发方案设计、油气井合理配产的重要依据。目前确定油、气井产能的主要方法是稳定试井方法,即回压试井、等时试井、修正的等时试井和一点法试 井。这些方法的不足点是测试时间长,而用不稳定试井确定气井产能,则极大地提高了确定气井产能的工作效率和经济效益。因此,研究用不稳定试井资料确定气井产能的方法具有重要的实际意义。文中讨论了用不稳定试井确定气井产能的三种方法的理论依据和实际意义、计算精度与应用条件、优点与不足,不同方法间的内在联系、共同点与区别点。在此基础上提出了用不稳定试井资料确定气井产能的新方法,即用压力恢复曲线法与 压降曲线法相结合确定气井产能的新方法。算例表明了该法的可行性和精度的可靠性。     

对低渗气藏渗流机理实验研究的新认识

低渗致密气藏储量大但开发困难，注重开发过程中的机理研究则有利于合理地制定技术政策。为此，重点讨论了低渗气藏的机理问题：①启动压力是否存在，如何测试？其对开发的影响如何；②应力敏感是否存在，应当如何测试才更有代表性；③低渗致密气藏束缚水饱和度较高，而原始含水饱和度低，但在开发中仍会产出地层水的原因是什么；④凝析水析出会不会对地层造成污染；⑤低渗致密气藏衰竭过程中凝析油污染情况如何？所探讨的问题对我国低渗致密气藏的开发有着指导意义。     

跨音速气水分离喷管的结构设计与流动特性

对目前的喷管设计进行完善,利用收敛-扩张喷管将气流速度增大并突破音速,实现跨音速流动。克服了常规节流装置只能局限于临界流的状态,使下游压力和温度的降低不再受临界流的限制。天然气在跨音速流动条件下,温度的降低足以将其中的饱和水凝结析出,实现下游的气水分离;压力的降低可以防止水合物的形成,并实现低压输送,有利于气井安全生产。在研究天然气流动特性时,考虑了实际气体效应,按变比热比分析天然气在喷管中的流动,与理想气流速度计算结果相差22.3%,使流动更接近实际。     

丛式井组自动选井计量装置

长庆油田现有单井计量技术的缺点是测量的参数过少,只能测量油井的液量,而不能测量含水率及气体产量.为解决油井计量中存在的问题,提出一种新型的丛式井自动选井计量装置.该装置可自动选井,连续在线计量油、气产量及含水率,解决了油田单井多相流自动化计量的难题.     

抽油机管式泵工艺在H井的应用效果分析

减载器的使用,给管式泵在深并抽油的应用创造了有利条件。H井正是在应用了减载器的前提下,采用抽油机管式泵对高台子某层进行抽油试采。通过分析管式泵的工作原理,结合录取的生产资料,简要分析了抽油过程中管式泵泵效的变化及原因,为管式泵在深井的应用提出了相应的意见和建议。     

苏里格气田完善压裂助排措施试验效果分析

苏里格气田储层物性差、非均质性强、能量不足,大规模压裂排液效果较差,必须优化液氮伴注工艺、研制高效起泡剂,匹配液氮用量与施工规模.从苏里格气田排液现状、措施原理论证、操作方法、实施效果等方面入手,对2001～2003年苏里格排液效果进行了综合评价分析.     

天然气跨音速气水分离过程中收敛-扩张喷管回压段流动分析

借助收敛-扩张喷管,使天然气流仅通过流道面积的变化即可实现跨音速流动.再绕旋流段内放置的三角翼产生旋流,达到气水分离的目的.整个实现过程中,回压段关系到整个装置压力损失的大小.今利用Fluent 6.1软件对整个流动空间进行模拟计算,再取出回压段进行分析,得到了回压段的压力、流速等参数的变化规律和流场细节.计算结果表明...     

注水井改为注气井的套管柱安全性研究

结合某油田的H1 2 - 1高压注气井开展了套管柱强度校核方面的研究 ,提出了一套适合于高压注气井套管受力分析和强度安全性校核的步骤和方法。在套管柱强度校核中 ,套管的受力分析应当结合实钻井眼轨迹和实际注气工况 ,充分考虑轴向力、外挤和内压力对套管API强度的影响 ,进行三轴应力强度校核 ,同时应该考虑封隔器的安装与否以及安装高度和注气条件下气体所产生的压力 ,以此来计算套管柱所承受的内压力。提出的套管柱设计方法得到了现场验证     

采用两种实验方法进行气藏岩芯应力敏感研究

目前实验室测定岩芯应力敏感性通常采用变外压恒内压方式测试,该测试方法与气田实际开发过程中上覆岩层压力不变,流体压力变小的实际情况不符合,提出了变内压恒外压测试方法,采用苏里格低渗岩芯在地层温度条件下进行变内压恒外压测试和变外压恒内压测试.研究表明:变内压恒外压测试比变外压恒内压测试应力敏感性更弱,随多次应力敏感次数增加,应力敏感性变弱,甚至趋于一个极限.为气井动态分析提供了实验依据,对研究低渗气藏相对高、中、低渗岩芯在多次升降压过程中的应力敏感特征有重要意义.     

特低渗油藏开发可行性动态评价

以鄂尔多斯盆地的特低渗BM油藏为例,在预测出油井不同时间的采液指数和含水率的基础上,分析油田在10年内的生产动态;在现有的经济技术条件下,对油田开发的经济性进行评价。结果认为采用压裂投产,初期产量可以达到17．14m^3／d,随着开采时间延长,产液含水率不断上升,产油量持续下降,到第10年含水达到80％,单井产油量下降到2．42m^3／d。通过经济评价可知,BM油田开发的内部收益率为69．37％．在经济上是可行的。