潜油电泵井效率计算与分析

潜油电泵在油田开发的各种机械采油设备中占有相当大的比例,但是在选井、选泵上依然存在一些问题,经常出现泵工作时偏离高效区、不能在理想工况点下运行的情况,导致整套机组的系统效率低、能耗大。以潜油电泵井系统效率计算和测试试验为基础,分析了影响机组系统效率的各种因素,分析表明系统效率高低取决于潜油电泵设备各部件损耗和运行参数的设置,以及管理水平和油井状况;提出了通过提升潜油电泵产品结构性能、优化油井和参数设计、加强日常管理等措施来提高潜油电泵井的系统效率,进而达到节能降耗的目的。     

采油作业计算机远程监控系统

采油作业远程监控系统需要通过自动化、信息化等手段,实现井口数据采集、传输、显示流程清晰化及标准化,电泵井井口数据的远程监测与数据共享。加强电泵井安全生产的管理,可降低电泵井的巡井和维护成本,缓解在现场生产管理中点多井散、战线长、电潜泵躺井率高等一系列的突出矛盾,保障现场生产管理的实时性和安全性。现场RTU采集油井各项数据和井口功图数据并打包上发到中心,中心监控管理软件对油井现场进行远程监控,发现油井故障或其他状况会立即解决。油田开发将进入智能化、自动化、可视化、实时化的闭环新阶段,在数字油田建设中,计算机远程监控技术将发挥出越来越重要的作用。     

基于物联网的抽油机井系统效率实时计算技术研究

开发了基于物联网技术的,依据抽油机井的电机、功图、井口压力、动液面等参数实时计算系统效率及能耗指标的计算模型,包括电机损耗模型、井筒多相流计算模型、举升指标计算模型等,形成的计算软件在油田进行了实际应用。该计算模型明确了抽油机井的实时系统损耗构成,可为油田的节能降耗提供实时数据分析。     

海上油田毛细管测压电泵井产量在线计量方法与应用

针对海上油井地理位置分散、单井测试成本高等问题,为了及时掌握油井产量变化趋势、提高海上油井生产管理水平、实现海上油田智能化生产管理,开展了海上油田毛细管测压电泵井产量在线计量方法研究。从井下电泵输入功率与井下电机输出功率相等这一能量守恒原理出发,同时考虑电机参数变化的影响,结合井筒多相流计算方法与实测流量校正方法,建立了毛细管测压电泵井产量在线计算数学模型,并研究了其求解方法。现场应用表明,结合定期的实测流量校正,本方法的计算结果与实测结果吻合较好,最大相对误差小于5%。本文所建立的方法能实现电泵井产量在线计量、实时反映油井生产趋势。采用该技术能显著降低海上油田生产成本,对于提高海上电泵井生产管理水平具有重要意义。     

油井生产自动化监控系统

油井监控系统通常由各种传感器、控制阀、截止阀、RTU （远程监控系统的终端设备）和MTU （监控设备数据采集系统）等终端设备以及相应的系统软件组成。为了加快实现油田企业综合自动化的进程,要求对油田的自喷井、气举井和油电泵等单元进行监控并完成数据的采集。油井RTU对通讯系统和油田SCADA系统传输来的数据进行处理,传输的实时数据由油井的MTU进行计算,再把所得数据根据需要进行综合处理、存储和报表打印等。MTU可以针对油田的实际生产情况进一步系统优化油井自动化监控系统,从而发送适合的指令调节油嘴的开度并提高油田产量。油井的工作环境一般都处于高浓度盐、碱的液体中,因此要选择具有耐高温、防腐和防尘的油井监测装置。     

基于电参数的潜油电泵井动液面计算模型

针对目前潜油电泵井动液面实时监测困难,影响生产效率与效益的问题,基于潜油电泵井生产系统的构成和机采设备的工作原理,考虑油套环空中液面以上气体的热辐射、液面以下液体的热传导作用和电机、电缆发热等影响,建立了"四段法"潜油电泵井井筒流体温度计算模型;研究分析了实时监测的地面电参数与潜油电泵输入功率、泵有效举升高度、泵吸入口压力的内在关系以及潜油电泵的工作特性,推导了基于地面实测电参数的潜油电泵井动液面计算模型。现场17口油井资料计算分析结果表明:模型准确度较高,井筒流体温度的平均相对误差为8.75%,动液面的平均相对误差为6.98%。该方法能够实时准确地计算潜油电泵井动液面,为潜油电泵井智能化管理和实时优化调整提供理论和技术支持。     

螺杆泵采油井智能远程监控系统开发与应用

河南油田目前在用螺杆泵采油井共34口,主要分布在王集油田南三块。近年来随着含水上升及出砂严重,封隔器释封、砂卡泵次数逐年增多,现场管理难度越来越大。针对上述问题,开发了螺杆泵采油井智能远程监控系统,通过在井场安装压力、电参数、产液量实时监控装置,实时采集油井工作的各项参数,同时开发了智能化监控软件,实现了油井工况的智能化监控。对王集油田12井次螺杆泵井进行诊断分析,计算得到的工况诊断结果与实际结果相符的有12井次,诊断符合率为100%。结果表明螺杆泵井实时诊断模型正确可靠,能够提高油井生产分析的及时性,为数字化和信息化油田建设提供技术支持。     

潜油电泵井能耗预测方法

在总结原油粘度影响因素的基础上,根据现场油品试验得出温度、含水率和粘度关系公式,利用总结出的粘温关系式,计算了潜油电泵井系统的能耗,编制了电泵耗能程序,对影响潜油电泵系统和耗能的参数进行了校正。经过与油田现场的实测耗电量对比,认为该套计算方法可为潜油电泵耗能计算提供重要的依据,同时也为电泵系统能耗需考虑的因素和计算流程提供一定的参考。     

海上电泵井含水在线计算方法与应用

为了及时掌握油井含水变化趋势、提高海上油井生产管理水平、实现海上油田智能化生产管理,开展了海上电泵井含水在线计算方法研究。基于井筒流体流动压降梯度与井筒流体混合物密度之间的关系,利用泵出口压力和井口油压,建立了电泵井含水在线计算模型,并研究了其求解方法。现场应用表明,结合定期的实测含水校正,本方法的计算结果与实测结果吻合较好,最大相对误差小于12%。本文所建立的方法能实现电泵井含水在线计算、实时反映油井含水变化趋势。采用该技术对提高海上电泵井生产管理水平具有重要意义。     

耐高温潜油电泵关键技术在渤海油田的应用

渤海油田绝大部分油井采用电泵采油,其中有部分油井为高温井,以前使用120℃以下的常规潜油电泵机组,平均检泵周期不到200 d。针对渤海部分油井井温高、环境恶劣的特点,通过系统的对潜油电泵进行技术分析,对潜油电泵的绝缘系统、润滑系统、轴承系统、密封系统及胶囊等橡胶材料进行重新设计和选材研究,设计开发了180℃耐高温潜油电泵,系统解决潜油电泵的耐高温问题。通过在渤海高温油田成功应用,检泵周期达350 d以上,有效提高了高温电泵井的寿命。     

肇州油田水平井水平段压降计算及测试

水平井水平段的流动为变径入流量的变质量流动,根据动量守恒方程建立了水平段流动的压力梯度基本方程;通过不同位置的采液指数变化,表征水平井筒中的流动与油藏渗流的耦合,考虑孔眼入流情况下的管壁摩阻系数,建立了一套系统的水平井水平段压降计算模型及方法。水平段压力损失由摩阻压力损失、加速压力损失、混合压力损失以及势能压力损失等四部分组成。对肇州油田州62-平61井水平段压降进行了计算,并在相同生产条件下进行了测试,计算值与实测值误差6％。计算表明,肇州油田9口水平井的水平段总压降大约在0．048～0．26MPa。     

基于随钻测井资料的地层孔隙压力监测方法及应用

为了在钻井过程中实时准确地监测地层孔隙压力,保障钻井安全,研究了一种基于随钻测井资料的地层孔隙压力监测方法。以WITS数据格式和TCP传输方式为基础,研发了实时数据采集与处理程序,实现了随钻测井数据的采集与远程传输;根据随钻测井数据的传输特性,建立了一种基于单点算法的地层孔隙压力监测模型。该模型将随钻测井数据离散化,可以实时计算各数据点对应的地层孔隙压力,同时兼顾了压力监测的准确性与实时性。南海莺琼盆地数口井的应用表明,孔隙压力监测精度较高,与实测压力相比,误差均在10%以内。研究结果表明,该方法能够提供准确的孔隙压力实时监测数据,可以为钻井工程设计与施工提供指导。      

高温高压气井、凝析气井井筒及近井地带的压力变化规律

高温高压气井的井筒温度与压力的分布是气藏开发方案制定和调整的重要数据。为此,在井筒摩阻室内模拟实验及高温井筒温度室内模拟实验的基础上,优选了高温高压天然气PVT物性参数计算方法,开展了高温高压气井、凝析气井井筒及近井带温度、压力分布规律的理论研究,解决了该类气井的动态监测难题;建立了考虑井流物组成、流体相态、含水量、井身结构、动能损耗、重烃含量、环境温度等多种因素影响的井筒压力温度耦合计算模型;编制了高温高压气井、凝析气井井筒动力学软件,可实时获取气井压力、产能变化规律及储层动态参数信息。现场应用结果表明,这为实时了解气田及单井的生产动态、及时进行平面产气结构优化、制定合理开发技术对策提供了技术手段。     

地层压力随钻预测技术在高温高压井的应用

莺- 琼盆地高温高压井压力台阶多、压力体系复杂,仅靠钻前地震资料预测难以满足现场作业要求。地层压力随钻预测技术是利用综合录井的压力随钻监测结果,实时修正钻前地层压力预测模型和结果,从而提高地层压力预测精度。本文结合高温高压Y1 井的实例,应用国际先进的EquiPoise 系统进行现场地层压力随钻监测,根据地层压力监测的实际结果来修正地层压力预测模型,进而对下部未钻地层的地层压力进行再预测。钻后实测压力验证表明,该方法的地层孔隙压力预测精度达到94%,说明利用地层压力随钻监测结果实时修正地层压力预测模型,可以实现提高地层压力预测精度目的,为高温高压井钻井参数设计、钻井方案调整和安全控制提供技术保证。     

靖边气田喷射器和压缩机组合增压新工艺

中国石油长庆油田公司靖边气田目前采用的压缩机增压工艺存在着高压气井能量利用率低、压缩机长期处于低载荷运行等突出问题。为此,在对靖边气田现有压缩机站运行现状及喷射器应用实践进行分析的基础上,提出了利用喷射器和压缩机进行组合来增压的新模式。喷射增压可以充分利用高压气源的能量,实现低压气井增压,再与压缩机组合应用,可以明显提高增压站的能量利用效率。采用数值仿真技术对喷射器和压缩机组合应用模式进行了模拟计算,结果表明,该组合应用模式可以实现3个方面的应用效果：①对高压气井节流浪费的部分能量进行利用,可提升能量利用效率;②进一步降低被引射的低压井井口压力,可提高低压气井的最终采收率;③可减少压缩机低载荷运行时间,延长压缩机使用寿命,降低压缩机维护成本。结论认为,该工艺在气田增压稳产的中后期具有良好的经济效益和广阔应用前景。     

尼日尔三角洲A区块异常高压层钻进对策

尼日尔三角洲异常高压层的存在严重影响钻井作业的安全进行,特殊的地质条件造成的喷漏同层给压井作业带来了极大挑战。探讨了该区异常高压形成的原因和机理,并在总结A区块各种实钻资料的基础上,对该区块地层压力进行了预测。利用所获得的压力预测方程并结合钻进过程中的随钻测井资料,可以实时预测地层压力,以便于及时发现异常高压层。对A区块钻遇异常高压层的实例进行了分析,并提出了安全钻进措施。     

基于油井早期产量递减分析的地层参数反演方法

油井投产初期受生产制度影响导致产量不稳定,常规产量递减分析方法并不适用。针对该问题,采用杜哈美原理将油井变产量压力解转化为定产压力解的形式,通过引入物质平衡时间及规整化产量,得到适用于油井早期变产量生产的数据分析方法,并运用数学模型对处理后的数据进行拟合,从而获得储层参数的反演。以大庆油田P1-2井为例,利用日产油及井底流压生产数据,进行单井生产动态定量分析,绘制了规整化产量-物质平衡时间的双对数曲线图版,定量反演解释地层真实物性参数。结果表明,该方法用于分析变产量生产数据后,曲线表现出常规递减图版不稳定流和边界流明显分段的特征。实例应用表明,该方法平均误差小于10%,准确性较高。该研究可为油井早期产能分析提供理论指导。     

煤层气欠平衡水平井的井眼清洁监测方法

煤层气欠平衡水平井钻井作业时,由于水平井具有水平位移大的特点,极易造成钻井液携岩不畅等问题,易导致井壁不稳定,增加了井壁坍塌及井漏的风险。为此,基于井眼清洁程度与井筒环空循环压力的变化具有相关性这一特点,把PWD测量的井底压力用于井眼清洁程度监测。采用C++语言开发出一套煤层气欠平衡水平钻井井眼清洁监测系统,该系统通过实时采集数据监测井底的环空压力数据,与理论计算的环空压力数据进行对比,寻找井眼清洁程度与环空压力变化规律及组合特征,用专家系统隶属度脉冲曲线判断井眼清洁程度,从而实时诊断井眼清洁度并对井眼不清洁发出预警,实现了对煤层气欠平衡水平井井眼清洁度的实时评价。实际监测应用结果表明,在井下出现煤层垮塌或钻井液性能变化而表现出井眼重度不清洁预警情况下,需要及时改变注气量、钻井液性能等工程措施,进行钻井液循环排除岩屑在环空的滞留,以消除沉砂带来的安全风险。     

罐泵组合在低产井生产中的应用

随着油田开采时间的延长和油井能量逐渐降低,报废井、停产井逐年增多,低产生产区域的油井生产多数采用摆方罐生产（一井一罐,零回压生产）,致使油井产量的限制和生产费用的提高。罐泵组合利用圆罐的储液能力将低产油井来液暂时进行储存,达到降低油井出口压力,实现挖潜增油的目的;利用泵打液能力将圆罐的储液回打至集油干线,达到连续生产的目的。     

������˲ʱIPR����

不稳定IPR曲线是指不同的时间下井底压力与流量的关系曲线。章从气体基本方程入手，采用气体标准压力的概念，得到气体渗流的无量纲方程及其定解条件。对无量纲方程及其定解条件进行Laplace交换得到考虑湍流因子的Laplace空间上的无量纲气井产量表达式，使用Laplace反变换技术得到不同时间下实空间上井底压力与气井产量的数值解。如果不断改变时间就可以得到不同时间气井产量与井底压力的关系曲线。对于定压边界，当时间趋向于无穷大时，气井产量与井底压力关系曲线即是我们常用的IPR曲线(不妨称为常规IPR曲线或稳定IPR曲线)。很明显常规IPR曲线仅是不稳定IPR曲线的一个特例。章最后使用一个具体气井实例分析了IPR曲线的作用，从IPR曲线上也可以得出定井底流压条件下的气体产量变化关系及定产量条件下的气井井底压力变化关系。