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。     

多相流井筒压力分布规律探讨

井底负压值控制是欠平衡钻井技术的基础,而井底负压值的大小与环空多相流的有关压力计算有关.根据多相流诸多变量参数都是井深函数的特点,提出了微分井眼空间,然后在这微分段内假设计算参数不变进行井底压力计算,建立了相应的数学计算模型,并用数学的方法对计算模型的正确性进行了验证.根据该模型编制的计算机软件的现场应用表明,该方法具有很强的适用性.     

斜井流压计算方法

提供了一种计算斜井流压和井筒中压力分布的方法,该方法首先把斜井修正成直井,然后应用三段法,依据环空及井筒的流体特性多数和井柱及地层参数计算出井筒压力分布和流压,模型求解采用迭代法。通过11口井的实际应用,所得结果合理可靠,可以用来指导动态分析和共合理工作制度的选取。     

气水两相煤层气井井底流压预测方法

基于井筒流体稳定流动能量方程,建立了煤层气柱段压差和两相液柱压差的数学模型,给出了气水两相煤层气井底流压的预测方法,并分析了各排采参数间的相互关系及其对产能的影响。研究结果表明,该算法较为准确地预测了煤层气井进入稳定排采后的井底流压;井底流压是井口套压、气柱和液柱压力综合作用的结果,能充分反映产气量的渗流压力特征;该模型充分考虑了井筒中压力增量随井深增量的变化关系,在两相液柱段每等份长度不超过25 m时,井底流压预测结果的相对误差可控制在5%以内;调整井底压力,可有效增大生产压差,控制排液量,利于煤层气体的解吸,从而提高产气量;产水量较大,动液面较高时,宜加大排液量,降低井底压力,而动液面较低时,宜放开套压。     

气井油管流压梯度计算方法的改进

从２０世纪40年代气井平均温度和平均偏差系数计算井底压力的文章发表以来，又有不少新算法相继问世，Cullender & Smith^［1］和Aziz^［2］发表的计算方法可谓是诸法中的姣姣者。在如何算准气井复杂井流油管流压梯度方面，沿循Cullender & Smith的思路，但做了三方面改进：一是对原来积分中的被积函数进行了置换；二是没有将油管全长等分为二进行计算，300 m一个步长，从井口依次算到管鞋；三是将被积函数中的温度变量直接植入大庆地区气井的实测资料，以提高计算精度。比较改进前后的计算结果，并用实测资料验证，表明使用该方法计算的井底压力值更准确。     

排水采气井井底压力测试计算方法研究与应用——油套环空计算井底压力的方法及现场应用(之三)

借鉴目前国内外多种计算抽油井井底压力的方法来获取排水采气工艺井井底流压。由于能够应用自己研制的仪器较准确地获得拟液面深度 ,那么油套环空中拟气柱所产生的压力和混气液柱所产生压力可以得到 ,若加上直接从井口读取的套压 ,就能得到井底流压。这里主要讨论各种方法计算拟气柱所产生的压力和混气液柱所产生压力的精度 ,并对测试计算结果与实测结果进行比较     

深层电泵采油井井底流压计算新方法

深层电泵采油井井底流压对于电泵工况诊断至关重要,也是油藏动态分析必不可少的资料。由于井下监测工艺复杂、费用高等原因,井底流压实测数据少;而动液面资料录取简单、经济,故现场常釆用动液面资料作为约束条件来计算电泵井的井底流压。但根据动液面资料按照静液梯度法计算井底流压,未考虑环空液柱中存在气体的客观实际,误差较大。深层电泵采油井井底流压计算新方法综合考虑了多因素的影响,以电泵入口为节点,将计算管段分为两段,按照流体流动的方向计算井底流压。与现场监测数据对比发现,井底流压的平均绝对误差为0. 51 MPa,较静液梯度法的平均绝对误差2. 83 MPa更为精确。新方法满足工程精度要求,能够在现场应用。     

钻井中节流阀动作引发的气液两相压力响应时间研究

考虑角频率、气侵量及相间阻力等因素,基于双流体模型,建立了钻井中节流阀动作引发的压力响应时间模型,通过小扰动理论及龙格库塔方法编程对其求解。结果表明,随气侵量减小/套压增大,减小了气液压缩性,使环空中各点的压力波速增大,从而环空各点压力响应时间减小;气体沿环空从井底向井口运移中,空隙率持续增大,压力响应时间呈逐渐增大趋势;在井口环空段,由于空隙率急剧增大,使压力响应时间急剧增大;在控压钻井多相流计算及自适应节流阀控制中,考虑节流阀动作产生的压力响应时间,可使控制精度大幅提高。     

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。     

深层气井井底流压折算方法及其应用

针对大庆油田深层气井试井压力计记录的压力存在深度误差这一问题，采用积分叠代方法进行了井底流压折算。为验证理论计算结果的准确性，利用深层气井试井过程中记录的井口油压数据，折算出压力计深度处的压力，与压力计实测流压进行对比分析，确定了该方法的适用范围，并对理论计算和实测压力对比符合较好的深层气井进行了气层中部流压折算，符合较好，为深层气井储层评价和勘探开发提供了依据。     

致密气藏不对称裂缝偏心直井半解析模型及其渗流特征

针对致密气藏不对称裂缝偏心直井渗流问题,根据质量守恒方程建立了不对称裂缝偏心直井数学模型。采用拉普拉斯变换和数值离散方法,得到拉普拉斯空间偏心直井的井底拟压力;利用Stehfest数值反演方法,获得压力和产量分布,并讨论了裂缝角度、裂缝无因次导流能力和偏心距对井底拟压力和产量的影响。借助Saphir试井分析软件,建立了气井的数值模型并进行数值离散计算,将计算结果与半解析解进行对比,验证了数学模型的正确性。同时,根据无因次井底拟压力变化特征,将偏心直井流体流动划分为储集层与裂缝双线性流阶段、储集层线性流阶段、裂缝椭圆流阶段、平面径向流阶段、距离裂缝较近边界控制流阶段和圆形封闭边界控制流阶段。     

固相流动对垂直气井井筒压降影响的数值模拟(英文)

为了准确估算垂直气井井底压力,更精确地预测单井产量,在总结前人有关垂直井筒单相管流井筒压降计算方法的基础上,建立了固相流动对垂直气井井筒压降影响的数值模型。该模型考虑了直井中气相湍流、固相颗粒流动及Moody摩擦系数对井筒压降的影响,扩展了Adekomaya等(2011年)及Sukkar&Cornell提出的单相垂直管流井筒压降计算方法。模型计算结果表明,固相流动对井筒压降影响显著,而前人提出的计算模型未能考虑其影响;相同条件下,当有固相颗粒伴随流体产出时,井筒压降高于无固相颗粒产出时的井筒压降;固相含量越高、固相相对密度越大,井筒压降越大,压力随深度的增加降低越快。     

不停抽压力计算模型及应用探讨

达西定律表明，油井地层压力与井筒产液量和井底流压具有相关性。因此，从矿场生产实际出发，建立了油井生产压差与井筒产液量之间的数学模型，通过历史拟合方法，求出了地层压力与井筒产液量和井底流压之间的定量关系式。该方法可在不停抽情况下，根据油井地面生产资料随时定量分析地层压力，在油田矿场动态调配方面具有一定的参考价值。对某油田B单元8口井共49个测压点应用不停抽压力计算方法，计算结果相关性较好，平均相对误差仅1．67％。此方法可以作为重点变化单元动态分析定点测压的补充手段。     

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。      

北阿油田自喷井停喷时间预测方法研究

为了准确预测北阿油田自喷井停喷时间,选择合适的时机转人工举升上产,满足油田日产指标是油田目前面临的主要问题.常规停喷预测方法主要考虑单一变量的影响,预测结果与实际偏差较大.本文提出了一套基于流入流出的多相管流和节点分析技术,同时考虑井口油压、含水率、采液指数和地层压力变化对自喷井停喷时间的影响,利用油藏工程方法和回归拟...     

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。     

安哥拉B1506区块深海油气田水下多相泵设计因素考量

为提升安哥拉B1506区块边际油藏开发潜力,解决边际油田长距离管道输送带来的流动保障等问题,水下多相增压泵的选择和应用成为最合理的选择。此文通过对安哥拉B1506区块油藏条件和流体性质的分析,以油藏模型(Eclipse)为约束,结合系统网络模型(Gap)的研究结果,为满足油藏采收率和最大含气量的要求,分析确定了多相泵吸入压力:并通过模拟开发生命期内管线温度,确定了管线的设计最大温降,并制定了保温措施以避免管道内产生析蜡、水合物堵塞等流动问题;同时,通过分析确定多相泵与已建气举模块的逻辑关系,达到与已建FPSO系统匹配的目的,以实现油田减产、关停等情况下的系统的平稳运行。通过对1506区块多相泵选用的相关因素分析,确定了深水多相泵设计的参数和工艺流程,为国内深水边际油气田的开发提供技术储备。     

大庆油田油井堵水效果预测方法

本文提出了油井堵水效果预测的计算公式,利用公式的计算结果,可以帮助选择日产油量增加,日产水量下降的堵水油井和堵水层位。公式是根据油井堵水封堵高含水层后,含水率下降,井底流动压力降低,生产压差增大,会提高其他层产油能力的原理推导出来的。计算公式是半经验半理论的,适用于大庆油田。其他油田结合自己的具体特点,将公式的系数进行适当修正即具有一定的使用价值。要使自喷井堵水后增产,堵层含水率必须较多地高于未堵层含水率,但抽油井堵水,只要堵层含水率略高于未堵层含水率,就会收到油井增产的效果。所以,在含水率等同条件情况下,抽油井的堵水效果会比自喷井好。