节点分析技术在温米油田的应用

油田进入中高含水期后，提高油井产量的手段不仅仅停留在储层改造方面，还应充分挖掘井筒潜力，尽可能维持合理井底流压值进行开采。合理井底流压的确定采用节点分析技术，并以此为基础，建立一套科学的井底流压计算模型，确定单井合理井底流压，优化生产系统。     

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。      

“三低”油田油井合理流压对机采能耗的影响

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”油田开发经济效益.     

抽油井试井技术在冀东油田的应用

为了给油藏综合治理和制定单井措施提供重要依据,冀东油田不断改进抽油井试井工艺,完善解释方法.目前主要通过起泵测压、环空测压、液面监测和随泵测压等方法进行抽油井试井.起泵测压主要用于测静压;环空测压受井深、井斜的影响不能大面积推广;液面监测简便易行,但折算井底压力的精度受到泡沫段和油、液界面位移的影响;随泵测压可准确地反映井底压力的波动变化,能够指导抽油井措施的实施.对井底压力的折算方法进行了探讨,提出要分别确立适合各区块的液面折算井底压力的经验公式和计算方法,同时用环空实测压力与液面恢复方法进行对比验证其准确性.现场实践证明,准确的试井资料在油藏动态分析和油井措施制定中发挥了重要作用.     

低渗高气油比油井合理套压研究

对于低渗透高气油比油井,由于其产液量低,泵抽过程中常常由于脱气等因素使得泵效较低,合理控制低渗高气油比油井的套压是保持该类油井高效生产的关键.根据低渗油藏油气水三相流动的流入动态与井筒多相流流动情况,分析不同条件下套压对动液面及产量的关系.结合油井具体动、静态参数,给出了低渗高气油比油井合理套压确定的过程.现场实例表明...     

确定油井单井储量的新方法

提出了一种确定未饱和油藏油井单井控制储量的新方法,该方法从拟稳态渗流方程出发,通过推导可以很方便地确定油井单井控制储量。使用该方法不需要进行关井测压,只需要阶段日产油和累积产油量以及原始油藏压力和井底流压等动态数据,通过线性回归,并进行外推即可得到单井控制储量。实例表明,由该法得到的单井储量与静态单井储量非常接近,是一种简单、实用、准确、可靠的确定油井单井储量的新方法。     

抽油井间接测压方法

本文根据抽油井生产时油套环形空间流体分布规律,给出了抽油井井底流压和关井后井底静压的计算公式。在PVT矿场资料基础上,着重解决了抽油井井筒内含气油比重和油水混合液比重的计算方法,並对压力计算公式中各参数的确定方法逐一加以讨论,从而给出了抽油井不起泵通过井口测动液面或恢复液面计算流动压力和静压的方法。通过5个区11个层块的35口抽油井试验,不仅获得了满意的液面法压力恢复曲线,而且计算的流动压力和地层压力与压力计实测结果基本相符。     

掺稀抽油机井工况分析技术研究与应用

针对油稠的特点,塔河油田采用了掺稀降黏工艺,导致了油井工况管理难度的增加．无法及时掌握油井的真实工作状况。通过研究分析,推导出根据井口掺稀参数折算井底流压的计算模型,借助宏观控制图实现了掺稀抽油机井的工况分析。并通过研制工况分析软件为塔河油田掺稀抽油机井的管理提供了统一的评价标准,丰富了掺稀抽油机井的管理手段。     

深层低渗透油藏开发技术对策研究—以鸭儿峡油田白垩系油藏为例

鸭儿峡油田白垩系油藏产量递减快,基于对研究区地质概况分析,结合油藏生产实际,提出适用于研究区的开发技术对策。鸭儿峡白垩系油藏可采用两套开发层系,一套井网进行开发,井底流压介于7.91 MPa~10.1 MPa;平均单井日注量为45 m3~75 m3。目前平均单井理论最大日产液量为11.6 m3,平均单井理论最大日产油量为5.25 m3。建议原有油水井继续生产,Y554、Y542低产井转注,加密一口水井和油井,注采比为1:1。     

新22区提高油井单井产能可行性方法研究

新22区长9油藏属于高水饱、高渗透率油藏,注水调整难以抑制油井含水上升,需通过精细治理提高油井单井产能,通过分析认为,结合新22区长9油藏开发形势及生产现状,细分注水单元,针对性控制采液强度、提高井底流压,选取高渗透射孔层位进行封堵、合理调整油井生产制度以及为井筒结蜡、结垢制定针对性治理措施,是提高新22区油井单井产能的可行性方法。     

用单流阀回收套管气探讨

将单流阀连接于出油管线和套管环形空间出口之间,以便回收套管气。用该方法后,井口平均套压会发生变化。文中分析了套压变化对泵效的影响。最后给出了实例,其中通过电算分析了五个沉没度、三个生产气油比下井口套压对泵效的影响(分析泵效时,只考虑了气体、冲程损失及漏失的影响),从而得出了可用单流阀回收套管气,且可获得可观数量的天然气以及可确定最大泵效下沉没度及下泵深度的结论。     

油藏降压过程中套管受力与安全排液速率研究

利用蒸汽驱对水驱稠油油藏进行开采是提高油气采收率和保持单井稳产的重要技术措施,能否将油藏压力降低到5 MPa以下是决定蒸汽驱成功实施的关键。鉴于此,建立了油藏压力降低过程中压力分布计算模型,结合胜利油田某水驱稠油区块实际地质力学参数研究了油藏压力变化规律。以获得的油藏压力、井底流压和油藏基岩应力作为边界条件,建立了油藏降压过程中套管受力计算的三维地质力学模型,对降压过程中套管受力进行了分析,研究了排液速率、排液时间和油藏渗透率对套管安全的影响规律。计算结果表明:在油藏压力降低过程中,套管应力不断增加;排液速率越大、地层渗透率越小,井底流压越低,套管应力越大。给出了胜利油田某试验区块排液降压施工参数,成功指导了该区块的排液降压施工。该区块成功将油藏压力从9.7 MPa降低到5.0 MPa,未出现任何套管损坏事故。这表明建立的模型具有较好的计算精度和可靠性,可以为胜利油田水驱稠油油藏转热采时的排液降压提供参考和借鉴。     

套压降低法测泵口压力和井底流压

阐述了套压降低测泵口压力和井底流压的基本原理、测试方法以及相关的资料处理和计算方法。该测压方法不受现场条件的限制,具有显著的经济效益,易于在油田中推广应用。现场实际应用表明方法简单,并克服了油套环空泡沫段的影响,测试精度能满足现场应用要求。     

井底压力波动对稠油产量影响机理实验

国内一些稠油油田生产过程中将抽油泵更换成螺杆泵后产水减少,产油量增加,而该方法在稀油油藏应用,其产量变化不明显。为此,用实验模拟方法研究了井底压力波动对稠油生产的影响。在恒压条件下,将稠油和地层水同时注入饱和油的人造岩心中,模拟近井地带油藏在泵抽吸作用下油水两相流动特征,利用出口端的电磁阀产生和不产生周期性波动来分别模拟抽油泵和螺杆泵的生产过程。由产油、产水情况发现,波动状态下产水量高于不波动情况,而前者产油量小于后者,且随波动周期的增加,产水率增加而产油率减少。即抽油泵生产过程中压力波动增加了水的产出量;而螺杆泵连续地抽吸减少了水的产出量,增加了稠油产量。稠油开发中使用螺杆泵的效果优于抽油泵。     

高气油比井合理套压研究新方法

高气油比抽油机井在生产过程中,套压的大小影响着油井的生产,套压过高或者过低都会对油井产生不利影响,出现产油量偏少或者含水率上升过快,影响油井的最终采收率。由于套压与油气比、含水率等存在线性关系,故可以通过多元线性回归理论建立相关的数学模型,同时根据套压与产油量的关系,而产量的变化主要是由于套压变化导致抽油泵泵效发生变化...     

水平井变密度射孔优化设计模型

针对水平井应用过程中容易出现底水脊进、射孔成本过高、射孔易损害套管等问题,基于射孔完井水平井生产流体流动压降分析,研究了油藏流体渗流模型、射孔孔眼流体流动模型、井筒流体流动压力梯度模型以及流动耦合模型,建立了水平井变密度射孔优化设计模型。研究结果表明,通过优化水平井变密度射孔密度分布,可有效地调节水平井生产流体流入剖面,防止底水脊进;变密度射孔可减少射孔的数量,降低射孔成本及射孔对套管的损害程度;初始孔密、原油黏度以及是否射穿污染带等影响变密度射孔孔密分布;初始孔密较大时,射孔密度的变化较大;原油黏度较大时,射孔密度的变化较小;已射穿污染带时射孔密度的变化大于未射穿污染带时射孔密度的变化。同时,初始孔密和原油黏度对井底流压和孔眼压降也有较大的影响。图5参14     

非API钻具在小井眼水平井中的应用

苏里格小井眼水平井钻井中使用ф88.9 mm钻具出现"两小一高"(排量小、扭矩小、压耗高)的问题,使得螺杆在水平段钻进中动力不足,影响了提速提效。通过API REG 7G计算了钻杆管体的抗扭强度,通过有限元软件分析了接头尺寸与抗扭性能的关系,并根据特殊钻井工艺参数对API钻具接头扣型的要求,提出使用双台肩接头,解决了苏里格水平井钻井中无法在ф177.8 mm技术套管内使用ф101.6 mm钻具的技术难题,实现了钻井过程中的大排量、高螺杆输出扭矩、低循环压耗,满足了苏里格小井眼水平井钻井的需要。     

溶解气驱油藏非完善井流入动态方程

Standing在Vogel方程的基础上建立了溶解气驱油藏非完善井的IPR方程,但这一方程并未得到国内外学者的一致认可。通过分析Standing产能方程,指出Standing定义的流动效率(油井在同一产量下理想井底压差与实际井底压差之比)是建立在油藏单相渗流理论基础之上,并不适用于油气两相渗流。选用相同压降下实际油井产量与理想油井产量之比定义流动效率,建立了新的非完善井产能预测方程,该方程计算结果的正确性得到了油藏数值模拟结果的验证。     

套管气辅助举升工艺动态分析模型

在高气液比井中为了减少气体对泵效的不利影响,同时又能充分利用气体能量,采用套管气辅助举升技术是一个比较经济有效的选择。在井下合适深度下入气举阀,将环空气体返注回油管,利用气举原理可获得更高的系统效率。然而套管气源和压力无法人为控制,注气压力和注气量均随时间变化。为了验证设计参数的合理性,结合采油系统中各段的流动特点和采油设备的工作特性,考虑井下分离器和气举阀造成的套管气体量以及压力的变化,建立了套管气辅助举升过程的动态模型。通过比较有无井下分离器及气举阀时的油井生产参数变化,得到使用套管气辅助举升系统后,油井泵效提高、套压得以控制、上冲程载荷降低等结果,表明套管气可以用来辅助人工举升。研究还通过改变气举阀下入深度、直径以及开启压力,研究各参数对采油过程的影响,为套管气辅助举升工艺的设计提供了依据。