高温高压气井测试合理工作制度设计理论与方法

分析传统的高温高压气井测试工作制度设计理论的不足 ,对高温高压气井测试期间地层、井筒与地面参数特征进行研究 ;分析高温高压气井测试期间井口油压与井底生产压差的关系 ,认为根据合理生产压差设计测试工作制度 ,既可以有效求取地层参数 ,又可以防止生产压差过大而使地层变形、破坏或出砂。研究成果为高温高压气井测试工作制度设计提供理论与方法     

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在凝析气井的试油试采工作中,需要对即将测试的高温高压井的井口压力进行预测;从而根据井的基本情况设计生产压差,制定试油工作制度,并根据试油情况调整生产压差,以保证试油工作的顺利进行;同时及时分析气井动态,获取准确的气层信息。分析了现有高温、高压凝析气井试油工作中所存在的问题,提出了利用系统分析对凝析气井试油时各部分的压力进行预测的方法。在分析凝析气井试油系统特点的基础上,建立了考虑相态影响的流入、流出模型,介绍了温度计算模型和两相垂管流计算。针对试油测试管柱流道的复杂特点,提出了地面测试和理论计算相结合的方法     

低渗稠油油藏地层测试工作制度优化研究

低渗稠油储层在地层测试过程中,开井期间流体在井筒流动困难,关井期间压力恢复缓慢,达不到径向流,因此,不能准确的获取储层的产能和地层参数,给测试解释带来困难.从开关井制度、生产压差和开井排液深度方面进行了优化研究,提出了适合低渗稠油储层合理的地层测试方案的确定方法.以塔河油田稠油储层为例,进行了开关井时间、生产压差和排液深度的合理计算,对类似油藏下步测试工作具有理论指导作用.     

裸眼测试井壁失稳概率及参数敏感性分析

为保证南海高温高压区块裸眼测试期间的井壁稳定性，基于裸眼层段高温和渗流特点，结合温度应力理论和多孔渗流效应，建立了裸眼井壁渗流-温度耦合应力模型。对比分析Mohr-Coulomb准则、Drucker-Prager准则、Hoek-Brown经验准则和能量破坏准则下的井壁失稳临界测试压差，并利用蒙特卡罗模拟，用正态分布和三角分布模拟岩石力学参数计算井壁失稳概率，采用Sobol方法对临界测试压差参数进行全局敏感性分析。研究结果表明，Drucker-Prager准则更适合作为裸眼测试井壁失稳临界测试压差计算准则，小于临界测试压差3～5 MPa时已经存在井壁失稳的可能，最大水平主应力对临界测试压差起到决定性作用。裸眼测试过程中，临界测试压差与实际测试压差的差值应保持在5 MPa以上，对于最大水平主应力变化较大的地层减小测试压差，以防止发生井壁失稳。     

实验模拟指示曲线法确定气井合理生产压差

通过对气井的二项式方程以及采气指示曲线的分析可知:为充分利用地层能量,采气指示曲线上翘点所对应的气井流压即为气井的合理流压,该点所对应气井的生产压差即为气井的合理生产压差,在此理论基础上,采用实验模拟研究的方法,根据油气藏实验模拟相似定律,充分模拟地层条件下井筒壁附近储集层采气指示曲线,确定合理流动压差,进一步转化为气井的合理生产压差。通过对长庆油田8口井的实验研究,得出该地区一类储集层气井的合理生产压差应该控制在2.5MPa以内,二类储集层气井的合理生产压差应该控制在3.5MPa以内,三类储集层气井的合理生产压差应控制在4.5MPa以内。     

利用IPR流入曲线确定气井合理工作制度的探讨

为确定气井合理工作制度,通常采用产量与生产压差关系指示曲线方法。在多个连续工作制度求产后,还需要一个放大的油嘴工作制度求产,测出气井产量与压差关系指示曲线上的拐点。这样,无形中损失了大量的天然气。通过对IPR流入曲线的分析,同样可以确定气井合理的工作制度,不需要最后放大油嘴的工作制度求产试气,可节省大量天然气资源。     

上古气井增压生产后泡沫排水采气工作制度优化

随着压缩机的投用,部分上古产水气井产水量增大、油套压差下降,但生产一段时间后仍然表现出压力波动大、日产气量不稳的生产状况.基于以上情况以A井、B井、C井为例,主要从气井生产状况、产水规律、地层水性质、油套差压变化等方面进行分析.确定三口井增压生产下泡沫排水采气工艺的最优化参数,进而得出同类增压气井的泡排研究方法及泡排制度.     

南海深水高温高压气井最大环空压力允许值计算方法

深水高温高压气井普遍存在环空带压现象,而深水井通常采用水下井口,使得B、C环空无法进行泄压操作,导致深水高温高压气井在生产过程中存在安全风险。同时,现有的环空带压计算模型并未考虑腐蚀和温度对井下管柱强度的衰减作用,得到的环空带压计算值偏高,无法指导现场生产。因此,针对深水高温高压气井环空带压问题,基于深水环空带压管理推荐做法及深水井特殊情况,综合考虑地层压力衰减、产量调整、高温及腐蚀等因素对管柱强度的影响,分析环空各组件承压等级及管柱强度在深水高温高压气井实际生产过程中随服役年限的变化情况,建立了深水井高温高压气井最大环空压力允许值计算方法,同时基于最大环空压力允许值得到了环空压力管控图版,并开展了实例计算。计算结果表明：深水高温高压条件下,受地层高温影响,在早期生产过程中,最大环空压力允许值主要受生产套管强度影响,到后期生产过程中,由于地层压力衰减,封隔器上下压差增大,最大环空压力允许值主要受封隔器承压等级影响,随服役年限的延长,当环空压力出现异常时,应当通过环空泄压操作保持环空压力在最大环空压力允许值区间内,保证气井安全生产。本文研究成果可为深水高温高压气井环空带压管理方案制定提供...     

应用数值模拟研究间歇井生产制度——以苏里格气田南区上古生界气藏为例

苏里格气田南区上古生界气藏(以下简称苏南上古气藏)为致密砂岩气藏,具有非均质性较强,有效砂体规模小、单井控制范围小、储量动用程度低等特点,大量低产气井采用间歇生产方式,有必要开展合理的间歇生产制度优化研究。针对苏南上古气藏气井的实际生产情况,利用现代产量不稳定分析方法,分类拟合气井生产初期动态数据的典型段,确定气井地层及井筒参数。在此基础上,依据气井的动态分类,统计连续生产和间歇生产下渗透率和地层压力变化规律,确定各类型气井平均参数,建立不同类型间歇生产制度数值模型。通过模拟气井生产初期和3年之后的开关井时间间隔及开关时间比,确定苏南上古气藏间歇井最优的工作制度为:开井生产15~30 d,关井压力恢复需30 d。现场实际应用结果表明,苏南A井间歇生产后气井产量显著提高,油套压差降低,实现了气井的平稳生产,气井产量得到提高,为气井间歇生产的精细管理奠定基础。     

大牛地气田射孔生产中合理生产压差的确定

射孔后造成地层、孔眼、井底之间存在压力降,从非达西公式出发计算了实际生产所需要的合理生产压差为地层压降和射孔压实压降之和。采用合理的生产压差不但能维持气井的产量,而且能增加井的寿命。是射孔优化的重要参数之一。实践证明采用合理的生产压差后井底积液情况明显减少。增加了气井稳定出气的时间。     

Evaluation of the coking resistance of catalysts of steam conversion of hydrocarbons

Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 10, pp. 9–10, October, 1991.     

石油企业知识型员工流失的原因分析与思考

对石油企业知识型员工流失的现状进行了描述,并分析了流失的原因;阐述了稳定知识型员工队伍的基本思路;从提高待遇、增进感情、发展事业、制度创新四个方面提出了相应的对策。对石油企业的人力资源管理理念的创新进行思考。