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。     

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。      

利用实测液面计算有杆泵抽油井井底压力

胜利油田滨南采油指挥部借鉴国内外分析方法。结合本油田特点,提出了一套利用动液面、静液面计算井底流压和静压的数学模型,计算的根据是:井底压力=经修正的气柱段压力+经修正的油柱段压力+经修正的混合液柱压力。在计算井底流压中,气柱段压强Pg=(Pc+Pu)/Cg;油柱段压强Po=0.1γoH2;混合液柱段压强Po+w=0.1γeH3;井底流压Pwf=Pg+Po+Po+w井底静压和井底流压计算雷同。1985年2月~1986年7月,在平方王、尚店两油田的23口定点测压井上进行了实测和计算对比,其静压平均绝对误差为0.85工程大气压。平均相对误差为0.75%,最大绝对误差为2.1工程大气压,最大相对误差为1.96%。用此法计算井底压力,一年就可节约作业费用58.8万元,缩短无效关井时间可增加产值约42.7万元。     

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。     

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。     

煤层气井井底流压计算方法

煤层气井的井底流压对于煤层气井的排采方案设计与管理具有重要的意义。借鉴常规气井井底流压的计算方法,结合煤层气井的排采方式和生产特点,采用不同的方法组合计算了煤层气井的井底流压,编制了煤层气井井底流压计算软件,并将计算结果与现场实测结果进行对比。利用现场煤层气排采数据分析了煤层气排采不同阶段井底流压与煤层气产量的关系。结果表明:对于纯气段压力的计算,平均温度 -平均偏差系数法的计算值比 Cullender-Smith法高;对于气液混合段压力的计算,Podio修正“ S”曲线法计算出的结果比陈家琅 -岳湘安法和 Hasan-Kabir解析方法略高;在煤层供气充足的条件下,井底流压与产气量呈负相关关系,产气量随井底流压的降低而增加;在煤层气井排采的不同阶段,井底流压随产气量呈现不同的变化规律。     

控压钻井自动节流控制系统的研制与应用

控压钻井(以下简称MPD)技术是一种用于精确控制整个井筒环空压力剖面的钻井程序。控压钻井的实现是依靠环空水力学模型根据环控井底压力计算井口目标套压,通过控制节流阀的开度的方式来达到控制井底压力的目的。本文从压力控制模型的推导,控制系统的设计,软件开发及硬件配套等方面阐述了实现控压钻井自动节流控制的方法。     

酸性气体在钻井液两相流动中的溶解度特性

考虑CO2/碳氢气体在油基钻井液中的相变、溶解度等因素,根据质量及动量守恒方程建立了控压钻井中CO2/碳氢气体在两相流动中的溶解度方程,利用CO2/碳氢气体状态方程及差分的方法对其求解。结果表明:当温度及井底溢流量一定时,随套压增大、油基比增大,CO2/碳氢气体在油/水基钻井液中的溶解度均逐渐增大,碳氢气体增大趋势较明显;CO2气体在水基钻井液中的溶解度曲线呈倒S型,到达一定环空深度后,CO2气体在油基钻井液中的溶解度与井深呈线性关系;碳氢气体与油基钻井液物理性质相近度较大,致使碳氢气体在钻井液中的溶解能力增加,从而溶解度增加;由于井口段气体体积急剧膨胀,大量气体析出,使得井口段环空压力剧减,因此溶解度的变化较明显。结论认为,在控压钻井的多相流计算中,应充分考虑酸性气体在钻井液中的溶解度影响。这样做不仅可提高多相流计算精度,而且还可为井底压力控制提供一定的指导。     

零液量气井积液诊断及理论液气比计算

针对零液量气井油套压差大可能产生积液这一生产问题,以套压从环空按单相静止气柱计算的井底静压为基准,将油压从油管按单相流动气柱计算的井底流压与之比较,提出了零液量气井井筒积液的压降诊断方法.并对积液气井采用适于凝析气井的Gray模型预测井筒压降,拟合井底静压得到了理论液气比.经四川某气田开采末期实施增压开采气井证实:该方...     

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。     

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...     

浅谈高气油比机采井正常生产时的合理套压

高52长X区块是长庆油田2007年投入开发的高气油比油田,该区地饱压差小,生产流压均低于饱和压力,油井正常生产时受气体影响较大,通常根据现场经验控制套压在1~5 MPa。生产数据表明,套压过高或过低均影响油井的产液情况。以不同套压下测试的生产数据为基础,通过多元线性回归,确定了高52高气油比机采井正常生产时的合理套压,为油井的生产管理提供了必要的理论依据。     

油井油套环空产气规律

油井机采优化设计时，气油比是一个重要参数。目前对气油比的计算仅以计量间里测量出来经泵生产的一部分气量为依据，而忽略了放套管气生产井的套管气产量，这给计算结果带来了较大的误差。针对放套管气生产油井，现场测试了多口油井的套管气量，比较了考虑套管气与忽略套管气对气油比计算结果的差异，证明忽略套管气产量会给气油比计算结果带来较大偏差。在管鞋处压力小于泡点压力时，套管气产量与套管与油管截面积之比及套管沉没压力值存在比例关系。建议在油井机采优化设计中，可采用计算或实测回归等方法估算出套管气量，并加入到气油比计算中。     

确定气井废弃地层压力的新方法

通常人们采用气井某一时刻的稳定产能方程结合废弃井底流压来计算废弃地层压力。事实上,随着地层压力的下降,与产能方程系数密切相关的气层渗透率等物性参数尽管变化很小,可认为是常数,而天然气偏差系数和粘度的变化不容忽视。气田开发初、中期与后期相比,稳定产能方程差异较大,原方法所计算的气井废弃地层压力误差较大。该文考虑气井开采过程中与产能方程系数密切相关的参数变化,推导出计算气井任意时刻的二项式系数计算公式,由此可得到气井废弃时的稳定二项式方程。以经济评价结合地面工程论证,确定气井废弃产量和废弃井口流压,进而根据垂直管流法计算气井废弃井底流压,最终求得较可靠的废弃地层压力。     

凝析气藏生产过程中气油比异常原因分析

在凝析气藏的衰竭式开发过程中,当井底压力高于露点压力时,生产气油比应恒定不变,当井底压力降低至露点压力后,地层中流体发生反凝析现象,生产气油比会增大。但是,在日本的Yufutsu凝析油气田、中国的雅克拉和大涝坝凝析气藏的开发中,当井底压力下降至露点压力以下时,部分气井的生产气油比并没有增大,反而出现了大幅度下降的现象。针对这一异常现象,分析了可能造成此异常现象的因素（水侵、组分梯度、组分异常、储层物性、毛细管数效应以及界面张力）,通过数值模拟,对凝析气藏的气油比进行了预测。认为在凝析气藏的开发中,气油比的下降只是暂时的,随着压力的继续降低,地层中反凝析污染加重,凝析气井的生产气油比会迅速增大。     

煤层气井排采液面-套压协同管控——以沁水盆地樊庄区块为例

以樊庄区块煤层气开发直井排采管控为研究实例,以排采工程数据为主要依据,探讨各排采控制阶段流体流动形态与煤储层伤害机制,揭示排采液面-套压协同控制过程,并基于煤层气井排采曲线分析和高产气井排采参数统计,获得排采液面-套压协同控制指标。研究结果表明,樊庄区块煤层气井需经历"以液为主-气、液混合-以气为主"的排采控制过程以及排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段、稳产阶段和产气量衰减阶段5个排采控制阶段,其中,排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段是流体流动形态转变和储层伤害的易发阶段,也是排采管控的关键阶段。排水降液面阶段以日产水量为控制参数,以井底流压为评判指标,采取缓慢、长期的排采原则;憋压阶段以日产水量和套压为控制参数,以憋压、稳定动液面的方式实施管控;产气量上升阶段采取适当憋压、提升动液面的控制原则,保持套压高于0.2 MPa,控制日产水量缓慢降至0.2~0.5 m³,使动液面深度回升至煤层中部以上10~50 m;稳产阶段需适当憋压,稳定动液面在煤层以上,并维持排采作业稳定;产气量衰减阶段尽量避免较大幅度的排采制度调整,使产气量、产水量平稳下降。     

考虑介质变形的低渗透气藏数值模拟研究

在室内实验得到的孔隙度变化率和渗透率变化率随有效压力变化规律的基础上，建立了考虑介质变形的低渗透气藏数值模拟模型，并采用IMPES方法进行了求解。研究结果表明，无论是否考虑介质变形，随着稳产期产能的增加，稳产期缩短，稳产期采出程度降低；但考虑介质变形与否对模拟结果有较大影响，当考虑介质变形时，井底流压下降较快，稳产期相对更短，稳产结束时的采出程度也更低。因此，对于变形介质气藏，气井的配产不能太大，否则将严重影响稳产期采出程度。     

华庆油田控制套压技术试验与探讨

针对华庆油田气油比较大,产量较低,套管压力难以准确控制的现象,分析了套压反复升降法增产的理论依据,确定了生产压差与产量的对应关系,并通过理论与现场实践的结合,找出套压控制影响因素,达到油井增产的目的。     

欠平衡钻井井底压力自动控制技术

在建立井底压力模型的基础上,研制开发了欠平衡钻井井底压力自动控制系统,其井底或井口压力计算模块根据数据采集模块提供的实时数据结合其它井身结构、钻具组合、钻井液性能等静态数据把计算结果传给电控节流阀控制模块,由其调节电控节流阀的开度,从而达到调节井口压力、特别是井底压力的目的.该系统有两种模式:井底压力的自动控制和井口压力的自动控制,分别可以满足欠平衡钻井施工和压井施工的要求.该系统由上位机和下位机组成,上位机负责采集、计算与控制,下位机负责显示、数据录入及数据管理.