產液
- 無桿泵井產液量虛擬計量方法對比研究
桿泵井屬性數據與產液量的關聯性，根據隨機森林特征選擇方法進行數據降維確定主控參數，定量研究無桿泵井生產數據變化規律與產液量之間的關系，選用XGBoost 模型建立了一種廣泛應用時序數據學習和預測的無桿泵井產液量預測模型，并結合現場實際生產數據與IPR 曲線擬合法、電參分析法進行對比分析，優選大數據產液量計算方法，更深層次挖潛動態數據之間的變化規律，可實時預測無桿泵井產液量并超前預警，使無桿泵井的計量方式轉向虛擬計量，填補了無桿泵井在線有效計量方法的技術空白
石油化工應用 2023年9期2023-11-05
- 魯棒優化配氣理論研究
氣液比存在擾動,產液量變化較大,同時,由于道路阻塞及停電等原因大幅降低了存儲能力及產液處理能力,為防止擾動造成產液量超過單日上限,并在此基礎上盡可能提升單日產量,需要合理的優化配氣策略。由于油田現場供氣量有限,同時受壓縮機功率、井身結構及經濟效益等限制,無法使每一口井都獲得最大產液量對應的注氣量進行生產,因此需要通過優化配氣理論對注入天然氣進行合理分配以提高氣舉井組總產液量。針對該問題,大量學者對優化配氣理論進行了深入研究,Mayhill[1]分析了連續氣
計算機仿真 2023年7期2023-09-04
- 海上疏松砂巖儲層壓裂解堵裂縫規模優化設計方法
害突出體現在油井產液量大幅下降（可由高于200 m3／d降到低于 100 m3／d）和油壓降低（生產壓差增大容易出砂），直接造成經濟效益的損失，同時，生產壓差增大，增大了大量出砂對泵的損害風險，相應地提高了檢泵成本［2-7］。疏松砂巖壓裂解堵機理主要體現在裂縫增大了與污染油層的接觸面積，提高了產液量，徑向滲流轉變為單向滲流，降低了生產壓差，同時裂縫中的充填砂橋堵降低了出砂風險。因此，疏松砂巖的壓裂解堵不僅僅發揮提液功效，也起到了防砂的作用［8-10］。疏松
西安石油大學學報（自然科學版） 2022年6期2022-12-05
- 考慮多因素的多層合采產液量劈分模式研究
分方法主要有：①產液剖面系數法[9-11]；②地層系數（Kh）靜態劈分方法[12-13]或流動系數Kh/μ劈分方法[14-16]（K為層段有效滲透率，h為層段有效厚度，μ為層段流體的黏度）；③有效厚度法[17]；④滲流阻力系數法[18]等。其中產液剖面系數法往往由于動態測試資料不全，使得劈分精度低、可信度差[19-20]。Kh值法對于儲層非均質性較強、生產井段長、射孔層數多的薄互層砂巖油藏來說，其適用性較差[21-22]。有效厚度法沒有考慮油藏的壓差，物質
油氣藏評價與開發 2022年6期2022-12-01
- 疏松砂巖油井合理產液量算法研究及在河南油田的應用
)簡單地套用油井產液量與采液指數、生產壓差關系確定油井生產制度,會導致油井產狀不合理[1]。在供液充足、井底流動壓力高于飽和壓力的條件下，油水井環空液面深度下降越大，產液量越高[2]。在高含水、高飽和氣油井中，當井底流壓低于飽和壓力以后，試井IPR(流入動態)曲線向壓力軸偏轉，表現為曲線型[3]，出現最大產液量值[4]。計算最大產液量值需要考慮滲透性、流體性質、流動壓力等因素[5]，現場應用難度大。放大生產必然引起環空液面下降,井底負壓升高,巖石骨架易破裂
石油地質與工程 2022年5期2022-10-17
- 智能固體示蹤劑在海上水平井產液剖面測試中的應用
提高了水平井分段產液平衡控制能力［1-3］，為海上油田穩油控水提供了新方法。水平井AICD完井的控水效果要根據水平井各段產液貢獻變化來分析和評價［4］，因此如何監測水平井產液剖面是AICD完井的關鍵。目前監測水平井生產動態常用方法是生產測井工具(PLT)［5］，但海上平臺開發的復雜性、惡劣的環境以及昂貴的設備費用導致其應用范圍較窄，并且在測試過程中需要降低水平井生產速度，無法達到與正常生產相匹配，又導致測試結果不準確，因此無法在整個海上油田水平井進行推廣使
石油鉆采工藝 2022年2期2022-09-21
- 海上底水油藏水平井產液剖面分布規律研究1
整等因素的影響，產液剖面分布不均，易出現過早見水的現象[5]。系統分析產液剖面分布規律及其影響因素，有利于延緩邊底水的突進，提高水平井的開發效果，且可為水平井的調剖堵水提供依據[6]。因此，有必要利用已有的有限資料如鉆井及測井資料，快速地對水平井產液剖面進行預測研究，找出水平井的出水部位。針對水平井產液剖面及出水規律，國內外學者分別通過理論分析和數值模擬等方法開展了研究，探究地質油藏、水平井完井、生產制度等因素對水平井出水的影響。如Chaperon[7]研
廣東石油化工學院學報 2022年3期2022-07-06
- 抽油機井能耗定額的制定與應用
k W；Q為油井產液量，t/d；Hd為油井動液面深度，m。影響噸液百米耗電的參數有產量、液面、有功功率[2]。對于一口注采條件不變的抽油機井，產量變化動液面也會對應發生變化，所以產量、液面對抽油機井的噸液百米耗電影響較大。為了研究噸液百米耗電在不同液面、產液條件下的變化規律，將10型機總計9 193口井的能耗測試數據分0~300 m、300~600 m、600~900 m三個液面區間，繪制不同產量對應的噸液百米耗電曲線。從0~300 m的曲線可以看出，隨著
石油石化節能 2022年4期2022-05-09
- 游梁式抽油機產液模型構建與應用方法研究
油井可供給的最大產液量，開采成本是否小于最低收益。因此開采周期內油井的產液量與開采能耗之間的關系，成為油井效益評估的關鍵環節。針對上述問題，相關文獻論述較多。在抽油機機械結構和電動系統建模及其改進方面，文獻[6]在曲柄運動數學模型的基礎上，建立了描述抽油桿縱向運動過程的數值模擬模型?？紤]游梁式泵送系統的連續性條件，在上述模型的基礎上建立了游梁式泵送系統的綜合數值仿真模型，提出了一種基于數值積分的綜合仿真算法[6-8]。李春明等人為了完整而系統地研究游梁式抽
石油工業技術監督 2022年2期2022-03-02
- 渤海J油田高含水后期壓裂井選井選層研究及應用
用改進后的無因次產液指數評價油井產液能力，分析聚驅后油井合理產液變化規律，對比單井無因次產液指數下降幅度，進而選擇亟需治理的油井；再充分應用精細地質研究成果和數值模擬技術，評價各小層儲層改造、挖潛潛力，同時特別加強高含水后期驅替倍數量化表征和評價；最后建立適合油田壓裂措施的合理選井、選層量化依據，有效指導了油田高含水后期挖潛，提高了壓裂措施成功率，獲得了良好的經濟效益。1 壓裂井選井、選層研究1.1 單井產液變化特征大量的聚合物驅替礦場試驗表明，在注聚開發
油氣藏評價與開發 2021年5期2021-10-14
- P油田油井產液規律影響因素分析
中高含水期，油井產液規律與常規油田開發不同，60%以上的油井表現出投產后產液隨著生產時間而下降，約30%的油井表現出投產后產液量持續穩定，不足10%的油井隨著含水上升產液量增加，造成油田增產措施長期以側鉆為主，油井平均側鉆1.1井次，個別油井已側鉆5～7次，對油田高含水期提液增產措施有很大影響［1-4］。本文以油田8區的歷史生產和現狀生產的29口油井為例，通過對不同完井方式油井產液規律對比、不同含水階段油井產液規律對比、酸化措施前后油井產液規律對比、出砂前
復雜油氣藏 2021年2期2021-09-21
- 底水稠油油藏水平井含水規律預測方法
油油藏水平井分段產液物理模型，利用Green函數、Newman乘積方法和疊加原理推導底水油藏水平井非均勻產液的壓力響應解析解，采用Stehfest數值反演算法得到考慮井筒儲集效應和表皮效應的底水油藏水平井分段產液試井井底壓力解，分析不同生產段長度、生產段數目、生產段位置分布、流量分布等參數對試井曲線的影響，形成相關解釋圖版。與常規試井模型不同的是，新模型在解釋出常規參數(滲透率、井儲、表皮)的基礎上，可進一步診斷各水平段(跟部、中部、趾部)產液長度、產液位
科學技術與工程 2021年20期2021-08-11
- 基于大數據分析的海上多層油田精細開發實踐
——以渤海L 油田為例
題包括：部分油井產液受限、平面產液結構不均衡，壓力保持狀況差、層間壓力差異大，局部井網不完善、水驅動用不均衡等[2-3]。隨著老區注水開發工作加重和綜合調整新平臺快速上產，亟需利用已有數據分析油田開發狀況，研究油田開發規律，以指導油井解堵、分層調配、完善井網等精細開發工作。但由于開發時間長、油水井數多、層間干擾大，油田開發規律復雜，傳統數據分析手段已難以滿足實際工作需求。大數據技術具有數據處理量大、處理速度快和方法靈活多樣等特點，目前在油田開發中已經廣泛應
石油地質與工程 2021年2期2021-04-30
- 靖邊畔溝長6油層采油制度效益研究
生產井47口，日產液84.5m3、日產油9.5m3，綜合含水率86.9%；注水井5口，日配注量為66m3，日注水量66.63m3。2 間歇采油井工作制度的確定通過上罐對每口井進行產液測量，同時加大頻率含水化驗，及時掌握產液情況，進一步摸清單井上液規律，按照“逐步放長停井時間、現場檢測生產數據”的辦法，對47口油井逐步摸排，反復測算，最終確定41口油井采油制度，其中有5口井短周期間歇采油，采油制度為抽12h停12h，36口為長周期間歇采油。3 間抽前后產量對
化工設計通訊 2021年2期2021-03-15
- 產液剖面測井技術的研究意義與應用價值
000)0 引言產液剖面測井技術在石油開發和開采過程中能夠有效地提高石油開采的工作效率，降低開采過程中造成的石油資源的浪費問題。產液剖面測井技術往往會涉及到各類物理化學相關的因素影響，所以技術在使用過程中，必須要提高對于產液剖面測井技術的了解程度，才能夠有效地應用產液剖面測井技術，促進石油開采的穩定性和可靠性，也能夠極大地提高石油開采的經濟效益。1 產液剖面測井技術介紹產液剖面測井技術主要是對油田井下產液相關參數進行測量和調查，進而得出油田井下各個分層內的
化工管理 2021年1期2021-01-10
- 射頻鎖相陣列式油井三相計量裝置現場試驗
中，油井含水率、產液量是油田最基本的生產參數，需要精準計量。油井的產量計量對于分析油田生產運行動態、制定科學的油田開發及調整方案、檢驗各種油田開發技術措施的效果、實現油田生產經營管理績效的量化考核，使油田企業實現效益經營的目的都具有重要意義[1]。目前，油井計量裝置向著小型化[2]、精確化[3-5]、自動化[6-7]、智能化[8]、連續化[9]發展。大慶老區油田大部分采用計量分離器計量產液量，在井口取樣化驗含水率。為保證數據的及時性、準確性，每天都需要按照
油氣田地面工程 2020年12期2020-12-15
- 有桿抽油井實際產液量模型的研究
。一般在計算原有產液量時都是根據懸點的示功圖來做參考，示功圖一般是用測試儀器測試一個沖程期間懸點處的位移數據和載荷數據。一般理論產液量計算時，都是用示功圖對油井進行初步診斷，來判斷油井的工作情況。如果精確診斷油井的產油量和工作情況就需要泵功圖，泵功圖就是系統中泵中柱塞處的示功圖，把它稱作泵功圖。在現實操作過程中，很難直接在柱塞處測得示功圖，因為泵一般都是在地下進行安裝。所以，一般通過建立一個轉化模型，通過測試懸點處的示功圖，轉化有桿抽油系統桿件的任意處，得
天津化工 2020年5期2020-10-15
- 窄條帶狀稠油油藏均衡驅替產液量調整方法
礦場實踐經驗進行產液量調節，該類方法往往缺少定量的、理論上的論證；另一類是定量的方法，主要是基于數值模擬及油藏工程方法對注采井距、注采壓差、產液量進行優化調整[8-20]，該類方法主要應用于新油藏方案設計中，對高含水期油藏現有井網下的注采調整難以起到指導作用。針對上述問題，以平面均衡驅替為目標，建立了基于注采連通值均衡化的產液量調整方法。針對窄河道油藏平面水驅不均衡井組，應用該方法指導了生產井進行產液量調節，使注入水實現了均衡驅替，改善了井組的開發效果。1
特種油氣藏 2020年2期2020-06-08
- 聚合物/降黏劑復合驅產液能力動態預測方法
物/降黏劑復合驅產液能力表征1.1 產液能力評價指標對于聚合物/降黏劑復合驅區塊，其生產井產液能力的變化主要是與注入化學劑前的產液能力進行對比。因此，采用無因次產液指數作為聚合物/降黏劑復合驅產液能力的評價指標，其表達式為：1.2 無因次產液指數曲線變化規律注入的化學劑由注入井運移至生產井需要一定的時間，因此在注入化學劑初期產液指數仍然遵循水驅時的規律，呈繼續上升趨勢。但當所注入的高黏度聚合物和降黏劑達到一定量時，生產井的產液能力開始下降，在后續水驅階段，
油氣地質與采收率 2020年3期2020-05-12
- 油井采油實時監測及計量
到理想值，影響了產液量。30%以上的供液不足油井在50%～80%的運行時間內處于空抽狀態，浪費了能源，增加了設備磨耗。我國很多油田單井產液量低，日產液低于2 m3油井占總井數34%[2]，低產油井普遍存在供采不平衡[3-6]，更需要實時監測采油狀況，實現油井有多少油就抽多少油。井下地質情況是不斷變化的，產液量也是在不斷變化的，產生間抽也是不可避免的，大部分油田為保證原油產量，對低產油井的開采還是采用連續生產的方式[7]。隨著油田開發進入中后期，地層能量逐漸
石油工業技術監督 2020年1期2020-03-31
- 強天然水驅油藏開發后期產液結構自動優化技術
進行求解，并編制產液結構自動優化軟件。將模型應用于強天然水驅油藏開發后期的產液結構優化調整中，以評估模型的實際應用效果。1 產液結構優化模型1.1 數學模型的建立隨著油田綜合含水的不斷上升，生產成本逐漸升高，經濟效益日益降低，需要及時開展生產優化調整，即在最低的生產成本下得到最大的原油產量，實現油田控水穩油目標[7-9]。產液結構優化控制方法是通過優化油田單井產液量來實現開發效益最大化，一般采用凈現值（NPV）來評估油田開發的經濟效益。凈現值法的優點是考慮
石油勘探與開發 2019年4期2019-09-06
- 油井產出剖面測井方法優選
六年產出剖面解釋產液量在34.2～76.3 m3/d之間，含水率在71.1%～88.2%之間，主產液層位是該井3號層位G116-G120。2)B2-6井是北二西水驅的一口采油井，共有19個射孔層，射孔層段為872.2～980.2 m，射開厚度為20.8 m，有效厚度為9.6 m。開采層位是S1、S2和S3層組，按照地質設計劃分為7個合層段解釋。采油井B2-6井兩年產出剖面解釋產液量在17.6～58.4 m3/d之間，含水率在90.1%～95.3%之間，主產
石油管材與儀器 2019年4期2019-08-24
- 考慮電泵散熱影響的海上油井井筒溫度場預測
2]。此外，油井產液從井底流到井口的過程中，要經歷地層段、海水段和空氣段[3～7]，目前在計算過程中大多只考慮了地層段散熱對井筒溫度場的影響，導致預測誤差較大。為此，筆者基于海上油田實際的油井井身結構，并考慮了電機散熱對流體溫度的影響，建立了適合海上油田的井筒溫度場預測模型，并以實際井為例進行了分析。1 井筒溫度場預測模型建立1.1 井筒總導熱系數確定圖1 海上油井井筒熱阻構成井筒向周圍環境傳熱時，由內向外需要依次克服油管壁、環空、套管壁和水泥環等介質產生
長江大學學報(自科版) 2019年3期2019-04-22
- 渤海J油田化學驅無因次產液指數的變化規律
00028)地層產液能力的變化在油田開發研究中占有重要地位，它是開發效果評價、開發方案設計與調整的重要依據。目前，以聚合物驅、聚表二元復合驅為代表的化學驅技術已經在渤海油田進行了礦場試驗及應用，并取得了明顯的增油降水效果。海上油田化學驅具有多層合注合采、滲透率級差大、原油黏度大、聚合物驅實施時機早的特點[1]。聚合物溶液屬于高黏度非牛頓流體，且驅替前緣易形成富(稠)油帶，使地層流體滲流阻力明顯提高[2,3]，導致部分井產液能力較水驅階段有明顯的下降[4,5
重慶科技學院學報（自然科學版） 2019年1期2019-03-04
- 考慮產液量變化的水驅油藏產量遞減規律研究
，強化注采、提高產液量已成為比較有效的增產措施，因此研究產液量變化情況下產油量與含水率的變化規律顯得尤為重要[1-3]。Arps遞減方法與水驅曲線法是預測已開發水驅油田開發指標及計算可采儲量的有效方法。采用Arps遞減方法預測產量時只關注產油量的變化規律而不會關注產液量與含水率的變化，而采用水驅曲線法預測油藏開發指標時大多假設定產液量生產[4-5]。前人研究成果表明，水驅曲線法與Arps遞減方法之間存在著一定的聯系，且乙型和丙型水驅曲線在定產液量條件下，產
石油鉆探技術 2019年1期2019-02-20
- 抽油機井能耗定額的合理制定
kW；Q——油井產液量，t/d；Hd——油井動液面深度，m。2 2016—2018年能耗指標分析統計某廠2016—2018年10型抽油機井的噸液百米耗電量及相應測試數據，3年的噸液百米耗電量無明顯的變化趨勢，所以取3年的平均值作為能耗定額指標（圖1）。3 不同動液面區間、不同產液量對應的定額趨勢分析圖1 2016—2018年10型抽油機井能耗趨勢線表1 水驅、聚驅、三元復合驅噸液百米耗電量影響噸液百米耗電量的參數有產液量、動液面、有功功率[4]。對于1口注
石油石化節能 2019年12期2019-02-06
- 渤海稠油油田聚合物驅階段注采特征研究
驅替過程中壓力、產液量、產油量的變化，并計算得到含水率、產液指數的變化規律以及驅油效率.1.3 實驗結果與分析1.3.1 不同注聚時機下，含水率的變化特征從圖1的含水率變化曲線可以看出，飽和油后直接注聚時，注入聚合物0.28 PV后油井才開始見水，而在含水42%、58%、75%時轉注聚合物方案下，油井在注水0.08 PV左右時就見水，采用直接注聚方式，油井見水時間得到很大推遲，這也保證了直接注聚采收率更高,其原因是，直接注聚時，聚合物體系直接進入高滲透率層
陜西科技大學學報 2018年6期2018-12-07
- 低液量水平井存儲式產液剖面測井技術與應用
間的延續，水平井產液剖面技術在實現油藏動態監測，為油藏合理開采及措施提供依據方面的作用也越來越重要，受到地質、開發部門普遍重視［2］。但目前對低液量水平井產液剖面測試研究成果相對較少［3－4］，可供參考借鑒的技術也十分有限。對于這種低液量水平井，測試時一方面要考慮產液剖面測試儀的流量測量下限問題，另一方面要考慮如何解決含水率測量分辨率問題，以及如何實現經濟有效測試工藝方法。針對這一問題，提出了分段壓裂水平井產液剖面測試技術，定性定量分析解釋水平井段產液狀況
鉆采工藝 2018年6期2018-12-06
- 海上多層稠油聚合物驅產液指數變化主控因素
阻力，導致部分井產液能力較水驅階段明顯下降[2-3]；同時海上油田注聚合物時機較早，聚合物驅過程中含水率較水驅階段下降幅度較小或上升速度趨緩[4-5]，這與高含水期注聚合物有顯著區別[6-7]。因此，聚合物驅階段產液能力變化對海上稠油油田高產穩產具有更為重要的意義。產液指數或無因次產液指數是衡量產液能力的重要指標，目前產液指數的研究方法主要包括礦場動態資料分析[8-11]、滲流力學理論計算[12-14]以及數值模擬[15-17]，但是均存在一定局限性。礦場
新疆石油地質 2018年5期2018-10-11
- 曹妃甸X油田伴生氣氣舉工藝設計
著新調整井投產，產液量和產氣量逐漸增加；但進入2016年10月以來受電量限制，開始關停含水率高的老井，日總產液量下降了約5 000m3/d，油田總含水率下降，日產油量基本不變。圖1 曹妃甸X油田綜合開采曲線曹妃甸X油田日產氣約25×104m3/d，井口回壓1.9MPa，由天然氣壓縮機增壓外輸，其出口壓力為8MPa，滿足氣舉壓力和部分氣舉井注氣量要求。2 氣舉選井將電泵目前的生產狀況與氣舉采油的適應性[7-10]相結合，制訂出轉氣舉井的初步選井原則：1)產液
機械設計與制造工程 2018年4期2018-05-04
- 海上油田平臺擴容潛力優化模型的建立及應用
開發過程中，油藏產液能力是動態變化的，進入中高含水期后，許多油田產液能力較之前有大幅提升，但受限于生產設施的液處理能力，油藏產能難以充分釋放，嚴重制約了油田開發中后期的潛力挖掘［1-5］。海上油田生產設施復雜，平臺擴容改造成本高昂，不宜進行多次調整，最好通過一次擴容即滿足油田后續液處理需求。平臺合理擴容量的確定需將油藏產液能力變化趨勢、平臺剩余有效期等因素統籌結合，而目前研究僅從油藏產液能力方面考慮［6-7］，未將平臺有效期等設施因素統籌結合，因而具有一定
斷塊油氣田 2018年2期2018-04-07
- 青海油田水平井產液剖面測井資料的分析及應用
大的變化。水平井產液剖面測井工藝及資料解釋都相對復雜。隨著水平井數量的增多，青海油田急需水平井產液剖面資料，根據產液剖面測井資料制定相應的措施。在2014年之前沒有測試隊伍在青海油田完成水平井產液剖面測試任務，大慶油田測試技術服務分公司針對國內油田實際情況自主研制了水平井中低產液注產剖面生產測井組合儀，經過多年的現場實踐積累豐富的現場施工經驗，形成了一套成熟的水平井測井工藝，包括水平井注入、產出、工程及地層參數測井。同時在水平井模擬試驗室進行了水平井產液剖
石油管材與儀器 2018年1期2018-03-26
- 致密含水氣藏產液評價模型及應用
-11]，因此，產液評價是含水氣藏開發動態評價的重要組成部分。在以往的研究和現場實踐中，普遍將氣井分為高產液、中產液、低產液等幾種類型，該分類評價方法簡單易用，可以基本表示氣井的產液狀態[12-15]，卻無法給氣田開發帶來更多的指導意義：一方面，產液并不是孤立的環節，單純評價產液量并不能準確描述液相產出對氣井生產的影響程度；另一方面，當前的產液評價都是基于評價時氣井的產液狀態進行的，而實際上氣井的產液是一個動態變化的過程，現有評價結果只能代表評價期內的產液
特種油氣藏 2018年1期2018-03-19
- 利用注采平衡法確定水驅油藏合理地層壓力
合實際油田對最大產液量需求確定合理地層壓力區間；按照0.85PR＜P＜PR、PR＜P＜1.15PR、P＜0.85PR、P＜1.15PR四種情況，系統描述了注采平衡法確定合理地層壓力的基本原理。實例應用表明該方法簡單可靠，確定的地層壓力可同時滿足水驅油藏油井提高產液量的需求和與注水井增大注水量的需求目前該方法已在渤海油田全面推廣應用，成功指導了合理地層壓力的確定，為油田下一步調整挖潛提供依據。注采平衡法；合理地層壓力；最大注入壓力；幽靜最小井底流壓對于水驅油
石油地質與工程 2017年6期2017-12-17
- 機采井調參控流壓方法研究
的實施易造成油井產液量及液面發生變化，改善機采井原有正常的運行狀態，需要及時調整抽汲參數，使機采井恢復至合理生產運行狀態。本文通過分析機采井流壓與泵效、流壓和系統效率的關系，確定了合理流壓的范圍，并給出了通過合理流壓預測產液量的公式，對公式進行了驗證對比，以預測產液量為基礎，結合機采井泵效、泵徑等參數，確定機采井合理的抽汲參數。調參；合理流壓；泵效；系統效率；產液量；沖程；沖次調整抽汲參數是機采井日常管理工作的重點，主要是平衡注采井之間的供采關系，使機采井
化工管理 2017年33期2017-12-02
- 油氣集輸伴熱管路的熱力計算與分析
向與集油管內油氣產液的流動方向相同稱為順流伴熱，反之稱為逆流伴熱。在生產中，熱水管線將熱量傳給產液的同時，也將一部分熱量損失到周圍環境中。產液吸收的熱量一部分用于升溫，一部分也散失到周圍環境。在兩種伴熱工藝中，熱水與產液流動方向的不同將導致管內介質溫度變化規律的不同。下面對兩種工藝分別給出流體溫度變化的數學模型。1.1 順流伴熱管路順流伴熱管路熱力計算的理物模型如圖2所示。以產液入口為坐標起點，在距入口x處取長為dx的微元管段實施能量守恒[4]，即圖1 管
石油石化節能 2017年6期2017-07-03
- 廣適水驅曲線在海相油田產液結構調整中的應用
——以南海A油田為例
驅曲線在海相油田產液結構調整中的應用 ——以南海A油田為例張 偉1,2，許家峰1,2，焦 婷1,2，耿站立1,2(1.海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100028；2. 中海石油研究總院)廣適水驅特征曲線適用范圍廣，預測精度高，但在應用過程中需要確定q值，將廣適水驅特征曲線和產液結構調整方法應用于海相砂巖油田，提出了根據累產水和含水率擬合曲線、參考其他水驅曲線計算結果和根據技術采收率計算結果確定q值的3種方法。將理論計算方案用于確定海上高含水油田合理
石油地質與工程 2017年3期2017-06-19
- 分體式柱塞工藝在大牛地氣田D1-74井的應用
m3，進計量平均產液0.71 m3，平均油壓7.35 MPa，平均套壓8.63 MPa，生產制度為3 mm氣嘴控制流量。與安裝柱塞前相比，D1-74井安裝分體式柱塞后前幾種制度生產比較平穩，產液量增多，油套壓增大，分體式柱塞取得了一定的成效。2 D1-74井分體式柱塞安裝后生產情況D1-74井于2012年12月9日安裝柱塞作業完畢，最初生產制度為每天兩開兩關4 h，截止2013年7月14日已經進行至全天24 h生產。所有制度配產維持不變即7 000 m3/
當代化工 2017年3期2017-04-06
- 蘇里格低滲儲層含水氣井產水量計算方法研究
且不能確定單井的產液量，對氣井管理造成較大困難。為進一步提高氣井綜合開發水平，現通過氣液兩相計量結果，結合試氣資料，推導出符合蘇里格西區氣井產水量的計算公式，并確定其符合系數，最后對該公式進行效果評價。蘇里格西區；氣液兩相計量；產水公式；符合系數蘇里格氣田主力產氣層為下二疊統山西組山1段至中二疊統下石盒子組8段，儲層主要為河流相砂巖儲層，平均孔隙度約為9%，平均滲透率約為0.9 mD，屬于典型的低孔、低滲氣藏儲層，儲層非均質性強，砂體連通性差。氣井生產中后
石油化工應用 2016年9期2016-10-18
- 溢氣型低產液低含水產出剖面測井儀實驗對比與分析
方案設計溢氣型低產液低含水產出剖面測井儀的結構如圖1所示。低產液低含水井的產液量低，對原有的集流器進行改進，提高傘筋傘布與井壁的吻合程度，優化傘布的結構，從而提高集流效果。通過對集流器驅動部分機械結構的優化，提高集流器的現場應用可靠性。圖1 溢氣型低產液低含水產出剖面測井儀的結構1.2 采用的新技術采用傘式集流器應用于低流量測試，基本克服老式傘式集流器漏失量大，在低流量產液剖面測井存在的問題［1］;優化渦輪的結構，在螺旋角方面，對多角度進行試驗。在渦輪穩流
石油管材與儀器 2015年4期2015-12-24
- 油井產液量影響因素分析
論分析油井的實際產液量，也稱地面實際產液量，是井口所產原油經過脫氣處理后的產量，記作 Q,其算法為其中：Qth為油井的理論產液量，m3/d；ηp為排量系數，也稱泵效;S為懸點沖 程，m;N為沖次，min-1；D為泵徑，m。油井的產液量變化很大一部分取決于泵效的影響，在實際的生產中，可以根據采集到的地面功圖分析對應油井的泵況信息，最終歸結為影響泵效的因素：沖程損失、充滿程度、漏失程度?？傻玫奖眯У谋磉_式ηp=ηsηcηl。 其中 ηs是柱塞沖程系數，是柱塞沖
科技視界 2015年8期2015-11-11
- 海上稠油油田層間干擾變化研究
特征就是高滲層的產液量和吸水量越來越多，低滲層的產液量和吸水量卻越來越少，導致高滲層大量產水，而低滲層的原油無法有效采出。如何預測層間干擾增大到一定程度時的層系細分時機，是X油田面臨的重要問題。文中推導了預測高滲層與低滲層產液干擾的公式，從機理上說明開采過程中層間干擾變大的原因是高滲層的含水飽和度上升速度大于低滲層。在此基礎上，定義了米產液指數比和米產液指數倍增比，定量描述層間干擾程度的變化情況，得到了預測分層開采時機的圖版，并與實際產液測試結果進行了對比
斷塊油氣田 2015年5期2015-10-27
- 伏龍泉氣田動態分析及措施挖潛研究
降，產氣量下降，產液量上升，水氣比上升。開發中存在的問題具體表現為：1、采氣速度過大導致穩產期短，部分單井一投產產量便開始下降，沒有穩產期；2、低壓氣井及低產出液氣井不能連續生產；3、平面及縱向儲量動用差異較大。針對上述問題，通過加強儲層認識，應用圖版和交匯曲線法,有效識別儲層，精細管理，結合單井試氣作業、生產情況，通過動態靜態分析相結合評價技術，確定措施挖潛方向，提高單井產能。1 氣田動態分析1.1 伏龍泉氣藏開發現狀一般氣田生產，按其開發全過程中產量隨
化工管理 2015年11期2015-08-15
- 渤海聚驅油田聚合物堵塞對產液影響分析及改善措施研究
油田聚合物堵塞對產液影響分析及改善措施研究李 芳，魏 俊，王曉超(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 天津300452)聚合物驅油技術作為稠油油田開發穩產或增產的重要手段之一，在國內外陸上油田已取得了廣泛應用。為了探索聚合物驅油技術在海上稠油油田應用的可行性，渤海油田在 3個油田實施聚合物驅開發模式，歷經 12年，共有44口注聚井，179口受益井，取得了明顯的聚合物驅增油降水效果。但是，在聚合物驅開發過程中，部分受益井產液量下降，大大影響了聚驅油田的
天津科技 2015年10期2015-06-27
- 復雜斷塊油藏典型井組注采調整方法研究
區和高含水期油井產液量的優化方法。計算分析表明，為實現注水開發在平面上的均衡驅替，油井調整產液量時要綜合考慮地層傾角、油層厚度以及目前油井含水率等因素的影響。對于垂直構造線方向的一注兩采井組，地層傾角越大，高部位與低部位油井產液量的分配比例越大；油井含水率差異越大，低含水井與高含水井產液量的分配比例越大；兩側井區厚層相差越大，油井產液量的分配比例越大；儲層滲透率差異對達到均衡驅替所需的油井液量的分配比例影響相對較小。將研究成果應用到營13斷塊油藏的注采調整
特種油氣藏 2015年4期2015-02-17
- 基于產能刻度測井碳酸鹽巖儲層品質評價方法
數通常采用油井日產液量來表征儲層產液能力。鑒于碳酸鹽巖為雙重儲集空間儲層，不同生產制度其產量差別極大，用日產液量指標來表征儲層產液能力不夠準確。在油藏工程中，采油指數即單位生產壓差下的油井日產油量，是表征不同油井生產能力的重要參數[4-6]，引入米產液指數概念，用以表征儲層產液能力，以儲層產液能力作為評價儲層品質的依據。1.1 米產液指數定義定義米產液指數為0.1 MPa生產壓差時單位厚度產層的日產液量，即：(1)式中：Ji為米產液指數，m3/(d·MPa
特種油氣藏 2015年2期2015-02-17
- 喇嘛甸油田油井回壓對產液及能耗的影響分析
甸油田油井回壓對產液及能耗的影響分析丁浩洪 郎衛生 王兵 張乃亮（大慶油田有限責任公司第六采油廠）針對抽油機井回壓過高影響產液和能耗的問題，通過分析回壓與產液、能耗的變化規律，分析總結回壓升高對電能消耗、油井載荷、產液量的影響程度，并結合理論計算，以噸液耗電為評價標準給出合理的回壓控制經濟界限，選取回壓0.6 MPa作為上限點?，F場根據回壓控制經濟界限進行了實施，取得了較好的實施效果。油井回壓 產液 能耗 界限喇嘛甸油田抽油機井平均單井回壓0.51 MPa
石油石化節能 2015年4期2015-02-10
- 電動機變頻調速裝置技術參數的優化
，根據抽油機井的產液量大小和沉沒度的高低優選抽汲參數[1]，有效解決了這一生產難題。1 變頻調速裝置的主要特點變頻調速裝置能夠實現電動機的無級調速，連續改變抽油機沖速，滿足油井各階段生產要求的同時節約了大量的電能；變頻調速裝置具有超強的制動功率，可以為抽油機電動機的再生能量提供安全可靠的制動能力；具有超寬的溫度適用范圍和野外防雨雪、防風砂能力，在野外-30～50 ℃的惡劣環境中能穩定運行；過載能力為額定電流的180%，能適應抽油機井況變化而引起電動機負載的
石油石化節能 2014年9期2014-08-13
- 基于沖速能耗的有桿抽油機產液量最大化智能控制
位等因素的存在，產液量低、效率低、能耗高是有桿抽油系統普遍存在的問題。近年來，變頻調速技術和智能控制技術的運用，給抽油機的增產節能和智能化控制帶來了曙光。1 變頻調速技術變頻調速在抽油機上應用，能方便地調節電動機的轉速，從而調節抽油機井的抽油沖速。變頻調速的使用能將配電功率因數提高到0.9 以上，并實現電動機真正的軟啟動。但由于抽油機倒發電現象的存在，在實際應用中必須加裝回饋制動裝置或能耗制動組件才能保證變頻器正常運行，從而導致裝置成本偏高?；仞佒苿訉е聦?/div>
石油石化節能 2014年9期2014-08-13
- 密井網鉆降規律研究
化特點將油井按照產液、含水劃分出不同類型井，詳細分析變化原因并提出有針對性鉆關恢復調整方法。鉆關恢復后，北二西實現了減少產量影響的目標，保證了含水的穩步回升。鉆關影響 集中鉆井 鉆關恢復北二西區塊1964年投入開發，1994年和2004年開始進行一、二類油層聚合物驅，目前已進入特高含水開采階段，水聚兩驅并存，多套層系井網共同開采。含油面積16.45 km2，地質儲量13 021× 104t。2012年注采系統調整前共有油水井1472口，其中注水井653口，石油石化節能 2014年5期2014-04-05
- 產油趨勢法評價絨囊修井液在海上SZ36-1油田修井效果
C22井修井后，產液量下降，產油量上升，含水率下降。如何評價絨囊修井液儲層傷害效果成為焦點。利用C22井修井前后10個月的產液量、產油量和含水率變化趨勢，發現產油趨勢分析法評價絨囊修井液修井效果比平均產液法更合適。產油趨勢法可以詳細分析修井前后產液量、產油量等參數的變化幅度及變化速率，對產量預測和制定合理的工作制度更有指導意義。用產油趨勢法分析該油田另一口使用絨囊修井的F20井，較好地解釋了修井后的產液、產油等現象，可以評價絨囊修井液對儲層的傷害程度。產油石油鉆采工藝 2014年4期2014-03-10
- 喇嘛甸油田單管集油工藝集輸界限
該研究從含水率、產液量、產液溫度、含聚濃度及集輸距離五個方面分析了單管集油工藝的技術界限參數；通過理論計算、流變性分析與現場試相結合，分別給出了油井在水驅、聚驅低含聚、聚驅中含聚、聚驅高含聚四個階段的單管集油工藝適用條件。單管集油；高壓井治理；集輸界限；生產參數喇南中東一區含油面積6.51 km2，油水井319口，建成產能15.1×104t/a。其中132口油井采用單管通球工藝，于2009年10月投產，至今已運行了3年。因此，針對喇南中東一區采用單管集油工油氣田地面工程 2014年9期2014-03-08
- 抽油井井口憋壓的處理
面管線進行沖洗，產液量由119t/d上升至138t/d，電流由75/50A下降60/55A，電機能耗由39kW下降至27kW。處理生產油井井口憋壓，解決了生產中的安全隱患。組合閥井口設備；抽油泵；工作效率；檢泵周期1 主要研究成果為確保抽油機井系統安全平穩運行，管線結堵措施最小化，先后開展對組合閥井口進行憋壓處理。組合閥井口是目前油田生產井不可缺少的設備，因閥組閥門的間隙小、互通性強、功能多，便于操作和更換。由于自身閥組通徑影響，再加上聚區井內抽出的油雜質油氣田地面工程 2014年10期2014-03-08
- 稠油計量站利用油井產液采暖的設計與應用
油計量站利用油井產液采暖的設計與應用解利軍 楊旭東 劉永學 王曉燕（新疆油田公司新港作業分公司）新疆油田新港作業分公司稠油計量站冬季站區設備、管網及人員采暖均使用減壓后的高溫蒸汽，1座計量站每天用于采暖的蒸汽量約 7t，1個采暖期公司 150座計量站采暖要消耗近10×104t蒸汽量；而公司原油開采方式主要是蒸汽驅和蒸汽吞吐為主的熱力采油，油井產液溫度較高，如何利用油井產液熱能進行站區設備、人員等的采暖，降低非生產用汽量，提高油井的有效注入量意義重大。為此，石油石化節能 2013年2期2013-05-04
- 產液剖面在特高含水生產井中的測井應用
473132）產液剖面在特高含水生產井中的測井應用王金興，唐 洛，曲天虹，王希洲，李玲莉，彭燕明（中國石化河南石油勘探局地球物理測井公司，河南南陽 473132）油田進入特高含水開發期后，地下油水關系復雜，穩產難度大，準確掌握井的生產動態對制訂和實施合理有效的措施極為重要，所以油田開發生產對動態監測的要求越來越高。作為生產動態監測主要方法之一的產液剖面測井，不僅能直接反映目的層的產量和產出流體性質，同時也能準確指示高產水層和潛力層。通過具體實例說明特高含石油地質與工程 2012年2期2012-11-08
- 海上油田合理油水井數比計算新方法
]較多，包括吸水產液指數法、考慮注采比的吸水產液指數法、考慮地層壓力合理油水井數比計算方法等?，F有方法存在的差異主要表現在是否考慮油水密度差異及體積因數，是否考慮注采平衡等因素；但共同點均為通過極值原理，考慮油田產液最大化的計算方法。海上油田開發模式不同于陸上油田，重要的一個因素就是油田產液量受平臺或油輪液處理能量的限制，另外，海上油田采液速度多高于陸上油田，出砂也嚴重制約著油田的開發效果。因此，在有限的液處理條件及合理生產壓差控制條件下的合理油水井數比的石油天然氣學報 2012年11期2012-08-20
- 西江油田群混合產液用破乳劑的研制與應用
）西江油田群混合產液用破乳劑的研制與應用魏 強 胡富強 張 爽 郭海軍（中海油能源發展股份有限公司采油技術服務分公司）針對西江24－3、23－1和30－2油田產液及油田群混合產液的特點，研制出了一種新型破乳劑BH－137?，F場評價試驗表明，與3個油田在用的破乳劑相比，新型破乳劑BH－137具有脫水速率快，終脫水率高的優勢?，F場應用試驗表明，在比現場原用破乳劑用量降低的情況下，新型破乳劑BH－137在西江24－3油田仍能保持與原用破乳劑相當的處理效果，而在西中國海上油氣 2012年6期2012-01-23
- NP1-3人工島氣舉井優化配氣技術
部分井存在注氣與產液不匹配現象，造成油井生產不穩定，影響提液效果。所以必須開展氣舉井優化配氣技術，從而實現氣舉井產量與注氣量的優化。1 優化配氣原理單井連續氣舉注氣、生產過程是把高壓氣體從油套環空注入，經氣舉閥進入油管，并與油層產液混合后噴到地面的流動過程[1]。在其他參數不變的情況下，連續氣舉井注入不同的氣量，油井產油量、產水量和產氣量不同[2]。采用節點系統分析法對連續氣舉整個流動過程中選定的節點求解，可求出注氣量qg下油井產油量、產水量和產氣量[3]油氣田地面工程 2011年11期2011-02-10
- 一種新型預測產液量模型的改進及應用
1）一種新型預測產液量模型的改進及應用陳 歡，劉 敏 馬 東，任向海（湖北省油氣鉆采工程重點實驗室（長江大學）長江大學石油工程學院，湖北 荊州434023）張 坤（中石化西北油田分公司塔河采油三廠，新疆 烏魯木齊830011）針對傳統的產量遞減分析方法大多是一些經驗公式，不具備完善的理論基礎，而數值模擬方法所需時間較長，為了快速地預測油藏區塊的總產液量，在物質平衡和信號處理的理論基礎上，介紹了一種新型預測產液量的模型。新型產液量模型建立在油藏區塊是完全封閉石油天然氣學報 2010年5期2010-11-15
- 密井網鉆降規律研究