基于流压的泵挂深度优化设计

生产压差取决于地层压力和井底流压,地层压力在注水补充地层能量的基础上可视为基本保持不变,所以确定合理的流压是确定合理的生产压差的关键.并根据油藏配产,确定该区块的合理生产压差,从而优选出合理的泵挂.从而达到提高泵效,增加原油采收率的目的.本文通过对黑79区块大量数据的处理绘制出曲线,确定合理流压的范围,取一点进行泵挂的优化设计.     

确定煤层气井合理生产压差的新思路

生产压差是煤层气井能够正常排采的关键,影响煤层的渗透率,进而影响了产气量。目前绝大多数的井底流压计算模型和方法都只适用于常规的油气井,在煤层气井应用上存在局限性。为此,在分析煤层气井生产压差影响因素的基础上,提出了确定煤层气井合理生产压差的两种方法--产能方程法和修正公式法,分别根据煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式确定煤层气井的生产压差,并在柳林地区FL-EP3井进行了实例分析。结果表明,修正公式法用来确定煤层气合理生产压差效果较好,与实际生产数据相比,使用确定的简化和修正后的煤层气藏井底流压计算公式所得出的生产压差数据误差在4%以内,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。     

深层电泵采油井井底流压计算新方法

深层电泵采油井井底流压对于电泵工况诊断至关重要,也是油藏动态分析必不可少的资料。由于井下监测工艺复杂、费用高等原因,井底流压实测数据少;而动液面资料录取简单、经济,故现场常釆用动液面资料作为约束条件来计算电泵井的井底流压。但根据动液面资料按照静液梯度法计算井底流压,未考虑环空液柱中存在气体的客观实际,误差较大。深层电泵采油井井底流压计算新方法综合考虑了多因素的影响,以电泵入口为节点,将计算管段分为两段,按照流体流动的方向计算井底流压。与现场监测数据对比发现,井底流压的平均绝对误差为0. 51 MPa,较静液梯度法的平均绝对误差2. 83 MPa更为精确。新方法满足工程精度要求,能够在现场应用。     

基于改进的回压试井方法评价低渗气藏气井产能

针对低渗气藏压力稳定时间过长的问题,结合等时试井的思路,对传统的回压试井流程进行改进,以准确评价气井产能。首先采用3~4个递增的工作制度以相同时间连续开井而不要求井底流压达到稳定,再采用一个合理的工作制度延长测试并要求井底流压及产量均达到稳定,最后关井使压力恢复至地层压力。对于改进的回压试井,如果直接套用等时试井的产能计算方法,会过大地估计生产压差而造成计算的产能偏小,因而采用流程转换-流压校正技术,将测试流程转换为等时试井,并运用压力叠加原理推导出井底流压校正方程,以解决该方法的产能计算问题。实例表明,改进的回压试井方法不仅大幅缩短了测试时间、避免了频繁开关井,而且能够保证产能的准确计算。     

川东北地区河坝异常高压气藏产能评价探讨

在气井产能分析中,井底流压是十分重要的参数。川东北地区河坝飞仙关气藏属于异常高压气藏,无法将压力计下到井底,只能根据井口测试压力和产量来计算井底压力。目前计算井底流压的方法较多,但因计算模型及计算参数选择的影响,导致气井产能差异很大,给产能评价及合理产量确定带来极大难度。通过对克拉2异常高压气井井底流压及天然气无阻流量计算方法分析,井筒压力-温度模型法计算井底流压、压力平方法计算气井产能适合河坝异常高压气井。为此,选择井筒压力-温度模型法和压力平方法计算了河坝H井的产能,并与其它方法进行了对比分析,为河坝区块飞仙关异常高压气藏气井产能评价及合理产量确定提供了依据。     

油井出砂临界井底流压计算模型及应用

出砂已经成为影响油井产能和损害生产设备的严重问题。在油田开发阶段，必须认真设计与出砂有关的一些生产参数。利用弹性和弹塑性理论建立了防止油井出砂的临界井底流压计算模型，在此基础上利用盘2－207井的岩性、物性和力学等参数进行了计算，得出该井避免出砂的安全生产压差，所得结果与油井生产实际相符合。     

低渗透油田合理注采井距的确定--以纯41块沙4段低渗透油田为例

以纯41块沙4段低渗透油田为例，从低渗透油田渗流机理出发，分析了造成低渗透油田开发效果差的主要原因。在计算注水井最大井底流压、油井最小井底流压、油水井之间可建立的最大注采压差的基础上，结合室内试验确定的最小启动压力梯度公式计算油田技术极限注采井距，并结合经济合理井距计算结果，确定了油田合理注采井距，并提出了下二步调整方案，实施后取得了显著的效果。该方法为低渗透油田合理井距的确定、提高低渗透油田的开发效果提供了理论依据。     

利用相渗曲线预测油井流入动态的新方法

近年来，越来越多试井资料证实，注水保持压力开发的油田，当井底流压低于饱和压力后，流入动态曲线向压力轴偏转并出现最大产量点。经研究，提出了一种利用相渗曲线预测油井气液两相流入动态的新方法，考虑了低渗透油藏启动压力梯度和油井井底出现气、液两相流动的影响，从理论上解释了上述实际问题，可用来确定油井最低允许流动压力和启动生产压差，预测不同含水、不同流动压力下采油井的产量。     

高饱和、高油气比油藏合理生产压差确定方法研究

高饱和油藏允许井底流压低于饱和压力,但降到什么程度是一个复杂的问题,必须寻找一种适应的流入动态方程确定流压下限。应用描述了具有最大产量点的流入动态方程,可以确定高饱和油藏最低允许流压;同时考虑到兼有高油气比特征,从地层供液和泵的排液两方面,确定合理生产压差。     

聚合物采出液对机采井的影响

针对聚合物驱油过程中机采井生产状况进行了深入的分析和研究，总结出了机采井在聚合物驱油过程中，随着采出液聚合物浓度的增加，导致油层压力升高，井底流压降低的现象，并使采出井流压与产液关系发生变化，IPR曲线发生变化，产液指数下降，抽油机电流变大，扭矩利用率变大，悬点最大载荷变大等规律。针对上述影响规律，在今后聚合物驱油工业推广中，在合理预产，合理放大生产压差，合理优选机采井生产参数，降低采液指数等方面具有重要意义。     

考虑脱气的异常高压油藏产能模型研究

在前人研究的基础上，从异常高压变形介质油藏的基本渗流规律出发，考虑了井底附近地层压力下降后渗透率下降对渗流的影响，同时考虑启动压力梯度对油藏渗流的影响，也考虑了井底流压低于原油饱和压力时脱气对产能的影响，从而提出了一种考虑脱气的异常高压油藏产能新模型，可为对合理开发异常高压变形油藏的提供理论上的依据。利用该模型对储层不同压降水平下的产能进行考察，曲线呈现出明显的拐点，因此可确定不同平均地层压力下优化的最大生产压差。     

一种计算油井静压的新方法及其应用

油井静压与油层中深、动液面、流体密度、含水、采液指数等因素有关，运用混液密度与含水、原油密度关系式，流压与混液密度、油层中深、动液面关系式计算出流压。再运用采液指数与含水关系式，生产压差与日产液、采液指数关系式计算出生产压差。最后运用静压与流压、生产压差关系式计算出油井静压。把计算出的油井静压与实际测得的油井静压进行分析对比确定出该方法的可信度。用该方法进行油藏压力评价，比传统方法更精确。     

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。      

临兴先导试验区致密气井非稳态模拟生产分析研究

临兴先导试验区致密气井受井下封隔器限制,油套压差无法判断井筒是否积液,且井底流压等关键参数难以获取,导致现场排液措施滞后,气井积液井数占比超过70%,严重影响气井正常生产及经济效益。常规的稳态生产分析忽略了井筒内瞬态流动影响,无法实时判断致密气井是否出现携液问题。针对上述问题,采用瞬态流动分析方法进行致密气井筒非稳态模拟,并修正油藏参数水气比(WGR)等基础数据,获得致密气井实时生产数据下井底流压等关键参数,与现场气井实测流压、流温数据进行对比,并验证适用性;以此为基础,预测井口气液两相流流态,判断致密气井筒能否正常携液。分析研究结果表明,该方法计算结果可靠,具有很强的实用性,对现场生产排液措施时机选择具有指导作用,可为临兴致密气田生产分析提供借鉴。     

油田自喷井的井底流压计算方法

本文探讨了油田自喷井垂直油管的井底流压计算方法；并且编制了TI—59型电子计算器的计算程序，便于油田生产工作者使用，可以快速地计算出自喷井的井底流压。     

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。     

高凝油藏注CO2吞吐影响因素数值模拟

为深入了解CO2吞吐过程中各种注采工艺参数对高凝油藏开发效果的影响,针对某高凝油藏的地质及油藏特征,在PVT实验和相态拟合数据的基础上,建立了数值模拟模型.在此基础上进行了数值模拟计算,分析了5个敏感因素对开发效果的影响.研究结果表明,对于高凝油藏,CO2吞吐的注入速度、注入时间、焖井时间、井底流压等参数都存在最佳范围,最佳注气速度为60 000 m3/d,最佳注入时间为40 d,最佳焖井时间为16d,生产时合理的井底流压为600 psi,计算比较了5个吞吐轮次的吞吐生产效果,从换油率指标来看前3个吞吐轮次的效果最好.     

超深断溶体油藏油井见水特征及生产制度优化——以塔里木盆地顺北油田Z井为例

为优化超深断溶体油藏油井见水后的生产制度,以塔里木盆地顺北油田Z井为例,利用油藏工程与数值模拟方法,结合动态和静态资料,分析油藏地质特征和油井见水特征,对比见水前后油井产能差异,计算水侵速度和动用储量,并利用数值模拟方法研究水窜特征,优化见水后油井的生产制度。结果表明,Z井流入动态曲线之所以呈上翘型,是因为降低井底流压或增大井底生产压差后流体存在高速流动,且超深断溶体油藏中有新的缝洞体开启,增加了新的流动通道,导致油井采油能力大幅度增加;油井一旦见水,日产油量急剧下降,油井产能损失大;Z井动用储量约为338×10⁴ t,底水侵入时间为2020年1月,水侵速度约为0.61×10⁴ m³/月,到2020年11月3日,Z井水锥位置距离初始油水界面约395 m,距离井底约131 m;推荐Z井合理生产制度为7 mm油嘴。矿场应用后日产油量由96 t增加至170 t,含水率控制在2.00%以内,达到较好效果。     

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。     

对试凑法求取气井动态储量的改进

气藏开发早期，计算气井动态储量和求产能方程是油藏工程的重要工作之一。由于开发早期气井的单井累计产量还很低，或没有出现明显的递减特征，一般无法采用物质平衡法或递减法进行单井动态储量计算；另一方面，如果缺乏产能试井资料，就不能计算产能方程，预测单井动态。为此，提出了基于最优化算法的改进方法：将气藏物质平衡方程与二项式产能方程相结合，联立求解气井井底流压，并与实际生产过程中记录的流压曲线相比较，进行误差分析，求取气井的产能方程系数和单井动态储量。该方法只需要常规的生产动态数据便可进行计算分析，经在洛带气田的实际应用，并与实际井底流压以及传统试凑法计算结果相比较，最后表明该方法取得的结果较为可靠，与产能试井的结论具有可比性。