抽油机井合理生产压差的计算

运用多相管流的原理计算出已投产井的井底流压，拟合出采液指数，结合区块的油藏资料，预测区块IPR曲线，并根据油藏配产，确定该区块的合理生产压差，从而解决了新区产能建设中因缺乏井底流压等试井资料而无法计算合理生产压差的问题。     

油井合理井底流压综合判定方法

合理井底流压是充分发挥油井产能、提高油田开发效益的保证,但现在缺乏一种合理的综合性判定方法。在分析生产气油比、产层出砂、应力敏感和层间干扰等4个因素对合理井底流压影响规律的基础上,根据模糊变换原理建立了油井合理井底流压综合判定数学模型。利用该数学模型,可定量计算考虑不同因素、不同因素权值影响下的合理井底流压。实例计算表明,所建立的油井合理井底流压综合判定数学模型具有较高的计算精度,可为油井设计合理流压、配产提供理论指导;利用实例的数据分析了合理井底流压对渗透率变异系数、生产气油比、泊松比等参数的敏感性,结果表明:渗透率变异系数越大,为维持储层的渗流能力,需要保持越高的井底流压;生产气油比越高,为确保抽油泵泵效,需要保持越高的井底流压;对于泊松比较大的疏松砂岩储层,为防止地层出砂,需要保持较高的井底流压。      

川东北地区河坝异常高压气藏产能评价探讨

在气井产能分析中,井底流压是十分重要的参数。川东北地区河坝飞仙关气藏属于异常高压气藏,无法将压力计下到井底,只能根据井口测试压力和产量来计算井底压力。目前计算井底流压的方法较多,但因计算模型及计算参数选择的影响,导致气井产能差异很大,给产能评价及合理产量确定带来极大难度。通过对克拉2异常高压气井井底流压及天然气无阻流量计算方法分析,井筒压力-温度模型法计算井底流压、压力平方法计算气井产能适合河坝异常高压气井。为此,选择井筒压力-温度模型法和压力平方法计算了河坝H井的产能,并与其它方法进行了对比分析,为河坝区块飞仙关异常高压气藏气井产能评价及合理产量确定提供了依据。     

利用生产动态资料确定气井产能方程新方法

利用生产动态资料确定气井产能方程主要包括2个方面内容：一是利用气井井口油压及相关参数,确定对应的井底流压;二是在井底流压确定的基础之上,确定储层的地层压力及气井产能方程。根据垂直管流中流体的质量守恒与动量守恒原理确定井底流压;而依据不关井试井理论确定地层压力。利用气井实际的生产动态资料,在井底流压与地层压力确定的基础之上,即可确定气井的产能方程。通过实例分析,验证了该方法的可行性及可靠性。     

试采井流入动态曲线分析及合理流压的确定

根据现场试验的试采井资料,绘制油井流入动态曲线,分析研究其变化规律,并给出确定试采井合理流压的方法。分析得知,试采井合理井底流压不应低于流入动态曲线第一个拐点对应的压力。     

低渗透油田合理注采井距的确定--以纯41块沙4段低渗透油田为例

以纯41块沙4段低渗透油田为例，从低渗透油田渗流机理出发，分析了造成低渗透油田开发效果差的主要原因。在计算注水井最大井底流压、油井最小井底流压、油水井之间可建立的最大注采压差的基础上，结合室内试验确定的最小启动压力梯度公式计算油田技术极限注采井距，并结合经济合理井距计算结果，确定了油田合理注采井距，并提出了下二步调整方案，实施后取得了显著的效果。该方法为低渗透油田合理井距的确定、提高低渗透油田的开发效果提供了理论依据。     

气举井生产宏观控制图的研制

以无因次井底流压为纵坐标．无因次注入气泼比为横坐标研制宏观控制图。用实际注入气液比和经济极限注入气液比优化设计得出的优化注入气液比、正常生产井底流压和允许的最小井底流压等参数，将控制图分为卸载不到位区、资料核实区、合理生产区、超气量区、临禁区等5个区。根据油井的结构参数和生产数据，确定具体油井的生产动态在控制图中所处的位置，对处于不同区域的油井提出了相应的处理方法和建议。     

确定煤层气井合理生产压差的新思路

生产压差是煤层气井能够正常排采的关键,影响煤层的渗透率,进而影响了产气量。目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得出的生产压差数据误差在4%以内,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。     

基于流压的泵挂深度优化设计

生产压差取决于地层压力和井底流压,地层压力在注水补充地层能量的基础上可视为基本保持不变,所以确定合理的流压是确定合理的生产压差的关键.并根据油藏配产,确定该区块的合理生产压差,从而优选出合理的泵挂.从而达到提高泵效,增加原油采收率的目的.本文通过对黑79区块大量数据的处理绘制出曲线,确定合理流压的范围,取一点进行泵挂的优化设计.     

高饱和、高油气比油藏合理生产压差确定方法研究

高饱和油藏允许井底流压低于饱和压力,但降到什么程度是一个复杂的问题,必须寻找一种适应的流入动态方程确定流压下限。应用描述了具有最大产量点的流入动态方程,可以确定高饱和油藏最低允许流压;同时考虑到兼有高油气比特征,从地层供液和泵的排液两方面,确定合理生产压差。     

利用回压试井资料确定气井生产期间井底流动压力的方法

介绍了一种气井生产期间不进行井下测压即可确定井底流动压力和地层压力的新方法。通过对大量的气井回压试井测试资料的统计分析发现,每口气井一旦确定了生产管柱,井口压力即与井底流动压力存在某种特定的关系。通过这种关系,建立每口井生产期间井底流动压力与垂直管压力损失之间的函数关系,即可根据井口压力实时获取井底流动压力,并根据产能公式计算地层压力。该方法无需测压即可确定井底流压和地层压力,操作非常简单,无需额外的测压成本并可随时掌握井底流动压力,及时提供给气藏管理部门确保气藏合理开发,以获取最大的经济效益。     

扎尔则油田F4底层油藏最大产液能力研究

利用相渗资料和实测流压资料研究了扎尔则油田无因次采油、采液指数,确定了油井产能变化规律;并利用无因次采液指数和无因次产量与流压关系求取了扎尔则油田生产井在井底流压低于饱和压力时的无因次IPR曲线,描述了其变化规律;确定了扎尔则油田合理的井底流压是5.5～6.5 MPa,平均6 MPa,油井平均最大产液能力是253 m3/d,为油田开发后期油井提液生产提供了理论依据。     

低渗砂岩气藏开发中的压敏效应问题

利用弹性力学、渗流力学理论建立了毛细管受压模型,推导出了渗透率与有效压力之间的本构关系式。通过室内模拟实验,证明该关系式与实验结果非常吻合;同时结合气井的生产参数,利用推导出的考虑压敏效应的低渗砂岩气藏的产能公式,预测了降压生产时气井产气量的变化情况。从考虑压敏效应的流入动态曲线可以看出：当有效压力较低时,流入动态曲线的形态与常规流入动态曲线的形态接近,随着有效压力的增大,曲线逐渐地表现出一个明显的拐点,井底流压以此拐点为临界点,当井底流压大于此临界点值时,流量随着井底流压的降低而增大;但当井底流压小于此临界点值时,流量不在随着井底流压的降低而增大,甚至出现急剧的下降现象。由此可见,压敏效应对气井开发效果有一定程度的影响,拐点的井底流压即是合理开采气藏的临界井底流压。因此,在实际生产中,应找出临界井底流压,建立合理的生产制度,避免因压力下降过快而造成储层伤害。     

纯化油田中高含水期开发技术界限

针对纯化油田地质及开发特征，评价了该油田目前的开发效果，利用统计分析和油藏工程方法，确定了纯化油田中，高含水期开发的技术界限，包括合理井网密度，合理注采比，合理井底流压，合理采油速度，合理注水速度，合理注水压力，平均单井日产油量及经济极限含水率等开发指标。     

华庆油田超低渗透储层井合理流压的确定

超低渗油层存在启动压力梯度,所以必须降低井底流压以抵消由于启动压力梯度而产生的附加流动阻力。当井底流压高于饱和压力时,体积系数对产能没有影响;当井底流压低于饱和压力时,体积系数越大,相同流压下的油井产能越大。考虑了压敏效应和脱气的影响,引入应力敏感系数及原油两相体积系数来修正流入动态方程,并在流入动态方程和开发实践经验的基础上绘制了IPR曲线,从而得出华庆油田超低渗油藏目前合理井底流压应为9.3 MPa以上。统计结果表明:白153区106口正常生产油井合理流压保持在9.35 MPa以上时,大部分油井产液量能稳定在6 m2/d以上,产油量稳定在2 t/d以上。     

复杂断块油田油井流入动态曲线预测方法

复杂断块油田油水关系复杂,随着开发的不断深入,油井产量受含水率、井底流压影响较大,为了保持稳产,需对开发方案进行阶段性调整。油井流入动态曲线既是分析油井动态的基础,又是确定油井合理工作方式的依据,因此,准确预测油井流入动态对油井的方案设计和调整至关重要。综合考虑含水率、井底流压对油井产能的影响,利用相渗曲线和新型IPR...     

用神经网络建立自喷井井底流压预测模型

了解油井生产时的井底流压大小是现场生产测试和分析中的一项重要工作。自喷井的井底流压值与产油量，含水，气油比，流体性质等参数呈复杂的非线性关系。神经网络具有表达任意非线性映射的能力，可以将其应用于建立自喷井井底流压预测模型。用一定数量的实测井底流压及相应的有关参数、根据ＢＰ神经网络实习算法对网络进行训练。     

涪陵页岩气田定产生产分段压裂水平井井底流压预测方法

定产生产页岩气分段压裂水平井的井底流压预测是制约页岩气井稳产期预测的关键难题。为此以页岩气分段压裂水平井不稳定线性渗流理论为基础,提出了产量—时间叠加函数(Q_g·t~(0.5))_(sup)概念,建立了拟压力差[m(p_i-m(p_(wf))]与产量—时间叠加函数(Q_g·t~(0.5))_(sup)特征曲线识别图版,确定了反映页岩气气藏物性和压裂改造效果的综合参数团m,构建了页岩气分段压裂水平井定产阶段的井底流压解析解预测方程。涪陵页岩气田定产生产、变配产生产2类页岩气井应用情况表明:采用新建立的井底流压预测解析解方程预测单井井底流压和实测井底流压吻合度达到95%以上,单井稳产期预测精度达到90%以上。该方法对现场定产生产、变配产条件下的页岩气分段压裂水平井稳产期预测、合理配产具有重要指导意义。     

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

目前已有的煤层气井排采控制技术未考虑煤层供水量变化的影响,抽油机冲次调节有效性差,调节频繁且容易造成流压波动,使储层受到伤害。为此,针对沁水盆地樊庄—郑庄区块下二叠统山西组3号煤层,基于煤层产水规律的井底流压控制方法理论推导,通过研究煤层气井处于单相流段时煤层的产水规律,以及煤层气井抽油机系统的排水规律,确定了井底流压的精细控制方法,并进行了现场试验。结果表明:(1)煤层气井在单相流段,随着井底流压的降低,日产水量呈线性增加,其斜率由于储层物性存在差异而有所不同;(2)研究区新投产井抽油机系统理论排水量与实际排水量呈线性关系,排量系数为0.888,单相流段煤层气井日产水量与抽油机冲次呈正比;(3)通过现场试验确定合理的日降压幅度下抽油机冲次与累积生产时间趋势线的斜率和截距,在气井排采时只要确保抽油机冲次随着累积生产时间的增加严格按该斜率线性增加,就可以保证实际日降压幅度等于合理的日降压幅度。结论认为,该方法实现了煤层气井处于单相流段时对井底流压的精细控制,对于煤层气井实现高产具有指导作用。     

煤层气井井底流压分析及计算

煤层气井井底流压的大小直接决定煤层气产量的大小,为了获得高产,必须清楚认识井底流压并精确计算其数值。根据垂直气液两相环空管流理论,首先描述了煤层气的环空流动特征及井底流压的组成部分;结合现场生产测试资料,采用Hasan-Kabir解析法和陈家琅实验回归两种方法计算了井底流压值,并分析了其与气体流量的关系。结论认为：①油套环空中流体由上而下分为纯气体段、混气液柱段（高含气泡沫段和普通液柱段）,井底流压为套压、纯气柱压力及混气液柱压力三者之和;②两种方法计算的井底流压值大体相同,与实测值误差小,精度高;③井底流压与气体流量呈负相关关系,而且随着井底流压下降,压降漏斗不断扩大,井底流压下降相同的数值能产出更多的煤层气。