存储式电子压力计在水平井压裂中的应用

为了提高低渗油田水平井压裂效果,采用双封单卡分段压裂工艺。在压裂施工前,选用压力计托筒装配2台存储式电子压力计,随压裂管柱下入到目的层,分别与上、下封隔器相连接。可完整记录压裂施工全过程的井底温度、压力变化情况。通过对水平井压裂时及压后返排液的井底压力进行监测,判断封隔器是否坐封,待压目的层是否窜层,以及准确计算压裂液在管柱中的真实摩阻,为压后效果评价、认识与评价地层应力及压裂液性能的稳定性提供依据,同时为优化压裂工艺起到一定的作用。     

存储式电子压力计的研制

随着油田开发进入中后期，对测试资料准确度的要求越来越高，目前使用的钟机式储压力计由于存在精度低、滞差大、走时短等缺点，已不能满足油田开发的需要。存储式电子压力计以其精度高、性能可靠受到使用者的关注，有广阔的应用市场。     

SJ-CY存储式电子压力计

介绍了SJ—CY存储式电子压力计的技术指标及仪器的主要特点，阐述了井下仪器的方案设计、井下仪器驱动程序设计、地面回放软件设计、给出了结论及建议。该仪器适用于油、水井生产测井及试井。     

高温大容量井下存储式电子压力计的设计

存储式压力计下井后工作方式不能改变,压裂作业常常与作业计划不一致,如果井下测试仪器存储容量不足,容易使希望记录和保存的压裂施工时间段的井下压力、温度等数据不完整,为此设计了高温大容量井下存储式电子压力计。该压力计由上位计算机、井下测试仪2个相对独立的部分组成,上位计算机完成井下测试仪标定、初始参数设置等,井下测试仪以单片机为核心,由信号采集/放大电路、存储器阵列及"供电/通信"复用接口等组成,对压裂过程中的井下温度、压力等参数进行检测、存储。实验室条件下耐高温测试表明,该仪器最高耐温达到120℃。长庆油田庄161-47井的压裂测试记录表明该电子压力计井下工作正常。     

井下存储式电子压力计数据丢失原因分析及处理方案设计

对井下存储式电子压力计在使用过程中存在的问题进行分析,提出应用外部看门狗电路、数据冗余技术相结合的设计方案,用以解决井下存储式压力计数据存储不全问题,为其它测控系统,在选择热启动及数据恢复的方案中提供参考作用。     

电子压力计存储试井工艺常见问题及解决方法

电子压力计存储试井常见的问题主要表现在工艺和资料处理两个方面。工艺方面的问题通常包括流道堵塞、托筒变形、挂件旋转、探头震坏、位置装错、电池脱落、电池爆炸、“O”圈失封、仪器落井、酸液腐蚀、高温损坏、探头防护网螺丝掉落、电池筒不能互换、电池筒粘扣或带压、高粘度原油充填托筒使电子压力计不易取出等;资料处理方面的问题通常包括仪器通讯异常、信息丢失、系数不对、数据不全、飞点严重、曲线失真、选点困难、压力走台阶等等。简要介绍了这些问题的解决方法。     

井下存储式电子压力计的设计

介绍一种油田井下使用的存储式电子压力计的总体设计。该压力计分为井下仪器部分和地面处理软件部分。井下仪器主要采用双单片机实现低功耗设计,可长时间采集井下压力、温度数据,为电池供电仪器的长时间工作提供了一种可行方法;地面部分采用微机对井下仪器进行参数设置,数据回放及处理,并将结果以图形方式显示输出。     

存储式电子压力计应用的几点经验

存储式电子压力计在下井过程中常遇到一些问题，如；震动大、电池没电、密封件老化、数据紊乱等。本文就这些问题分别提出了解决方法：下井过程中给压力计加减震托简；减慢采样速率可以延长电池使用寿命；而在干气井中下放速度控制在20m／min时，采集的数据才能正常，数据波动很小。     

存储式电子压力计在过环空产出剖面测井中的应用与认识

目前油田普遍采用不同测试队伍分别进行过环空流压和产出剖面测井,不仅浪费人力和物力,而且过环空流压测试成功率远低于产出剖面测井成功率。为此,对二者进行一体化测试研究。通过现场测试表明,一体化测试方法简单易行,取得了良好应用效果;同时,针对过环空产出剖面测井密度仪存在测井安全风险的问题,利用高精度存储式压力计进行了连续压力测试实验,尝试替代放射性密度测井。经实验表明,该方法能够满足青海油田过环空产出剖面测井的需要,测井投入相对较少,风险相对较低。     

电子压力计温漂校正算法分析

电子压力计已在油田广泛使用，但测量精度有时还得不到保证，尤其在井温比较高的情况下达不到应有的精度，其主要原因是温漂和对温漂的校正不尽如人意。文章分析了通过软件进行温漂校正的三种算法：一元三点横纵插值法、横向最小二乘纵向插值法、最小二乘横纵拟合法。将这三种算法应用在不同型号电子压力计中，收到了良好效果。     

非均质气藏考虑压力计位置的产能方程校正方法研究

为了消除压力计位置对非均质气藏产能的影响,提出了压力计下入的位置或者压力的校正位置应该是地层系数为总地层系数的一半时的井底深度鼠处而不是储层中部,并且将压力计位置的井底压力校正到井底深度风处的压力,发现校正后的压降由重力压降和摩阻压降组成,并在此基础上推导了对压力校正到‰处的产能方程。从校正的产能方程发现,重力压降的影响并入到了井底流压中,而油气在井筒中的流动摩阻压降系数的影响并入到系数曰上。与压力计处于储层中部时产能方程相比,推导产能方程系数4没变,但是系数B由地层中的非达西系数和井筒中的摩阻压降系数组成。如果没有考虑方程的校正,当压力计处于储层上部时,生产压差偏小,摩阻压降增大,会使得系数口减小甚至可能出现负斜率,最终会高估了气井的产能;当压力计处于储层下部时,生产压差偏大,摩阻压降减小,使得系数B增大,最终会低估了气井的产能,这与该文的模拟结果是一致的。提出了考虑压力计位置影响的试井资料处理方法,该方法能够很好的评价气井的产能。     

低压储罐飞罐原因及对策

对一低压储罐飞罐原因进行了分析,介绍了因设计未考虑提升力而导致的破坏事故,并对低压储罐的设计提出了改进措施,对现行标准提出了疑议。     

空气锤钻头保径技术探析

介绍了空气锤钻头结构特点和空气锤保径技术研究现状,把空气锤钻头磨损分成了钻头齿断齿、钻头齿掉齿、钻头齿偏磨、钻头齿齿高磨损、钻头刚体磨损及钻头刚体划伤6种形式,并从材料选择、结构设计和空气锤钻井工艺3方面对磨损进行了分析。从材料选择和结构改进2个方面对现有空气锤进行了改进,提出了"三翼面"保径空气锤钻头。新型空气锤保径钻头在龙岗39井空气锤钻井应用中取得了钻进1 899.35 m只磨损2.5 mm的好成绩。     

有限导流压裂定向井不稳定压力分析模型

定向井压裂形成的人工裂缝通常与垂向存在夹角,即形成了倾斜缝。基于不稳定渗流理论,将有限导流倾斜缝的渗流过程分为油藏到裂缝流动和裂缝内部流动。采用Green函数和Newman乘积法表征了油藏到裂缝的流动过程,裂缝内部稳定流动则采用平板渗流理论描述。裂缝离散为若干微元,将油藏到裂缝流动和裂缝内部流动进行耦合,建立了一种新的压裂倾斜缝和油藏耦合的压力半解析模型。分析结果表明:裂缝无因次导流能力较低时,倾斜角对拟表皮影响较大;随无因次导流能力增大,各倾斜角的拟表皮差距趋于一致;而随着储层各向异性的增强,倾斜角的影响会减弱。有限导流倾斜缝也存在双线性流动,但流动结束时间比垂直缝早;由于倾斜角的影响,用垂直缝双线性流动模型来解释倾斜缝的压力动态会得到比实际偏大的裂缝导流能力。现场应用实例进一步证明了模型的正确性与实用性。     

裂缝强制闭合条件下的压降分析新模型

以物质平衡原理和相关分析模型为基础,对PKN和KGD两种裂缝模型建立了裂缝强制闭合条件下的压力降落解释模型.与以往模型相比,该模型既能考虑压裂后立即放喷对裂缝参数解释的影响,又能考虑停泵后裂缝继续延伸的情况,尚可考虑停泵后新延伸裂缝的滤失量及初滤失量.该模型也同样适用裂缝自然闭合的情况.模拟结果表明,当进行裂缝强制闭合时,以往模型解释的滤失系数比实际值偏大,而该模型可获得真实的滤失系数及其他油藏参数和裂缝参数.经矿场实例验证,本模型的计算结果稳定可靠,可用于实际分析.     

压裂井试油压差优化的实验与有限元模型

通过实验研究了压裂裂缝导流能力的闭合压力敏感性,将实验结果用于渗流场有限元模型的理论计算,建立了压裂井试油压差优化的单裂缝有限元模型和考虑天然裂缝的有限元模型,并用其模拟一定压差控制下水力裂缝周围的应力场和排液速度,根据地层和支撑剂强度校核以及试油产量一试油压差曲线得到优化的试油压差.以塔中油田压裂井A井试油压差优化为例,根据地层和支撑剂强度校核得到试油压差的一个临界值为9.0 MPa;利用单裂缝、平行天然裂缝和垂直天然裂缝模型得到试油压差的另一个临界值分别为8.8 MPa、8.2 MPa和6.6 MPa,两个临界值的较小者即为合理压差值.各模型产量计算结果与实际试油产量对比发现,天然裂缝与水力裂缝的相对位置对产量预测影响很大.图10表1参16     

Estimation of the CO2-oil minimum miscibility pressure for enhanced oil recovery

The authors' aim was to present new models based on artificial neural network (ANN) and two optimization algorithms including cuckoo optimization algorithm (COA) and teaching learning based optimization (TLBO) to predict the pure and impure CO₂ MMP. Thirty-four and 11 training and testing data sets were used to develop these models with following inputs: reservoir temperature, the mole percent of volatile oil components (C₁ and N₂), mole percent of intermediate oil components (C₂-C₄, CO₂, and H₂S), molecular weight of C₅₊ fraction in oil phase (MW_C5+) and mole percentage of CO₂, N₂, C₁, C₄, and H₂S in the injected gas. Statistical comparisons show that although two models yield acceptable results, the ANN-TLBO model has better performance with the lower mean absolute percentage error (2.6%) and standard deviation (3.37%) and the higher coefficient of determination (0.993). Moreover, among the available correlations, the Cronquist's (1978 Cronquist, C. (1978). Carbon dioxide dynamic miscibility with light reservoir oils. Fourth Annual U.S. DOE Symposium, Tulsa, Oklahoma. [Google Scholar]; corrected by Sebastian et al., 1985 Sebastian, H. M., Wenger, R. S., and Renner, T. A. (1985). Correlation of minimum miscibility pressure for impure CO2 streams. J. Pet. Technol. 37:2076–2082.[Crossref] , [Google Scholar]) correlations have better performance. Finally, the sensitivity analysis on the ANN-TLBO showed that MW_C5+ and reservoir temperature are the most influential parameters in determining the CO₂ MMP, respectively.