井口压力

摘要： 原始煤储层压力是煤层气储量和产能评价中一个非常重要的参数,对煤层气开采具有指导作用,准确计算原始煤储层压力具有重大意义。因此,基于渗流力学理论压力势叠加原理,建立了压裂过程中和压裂后关井过程中压力势模型,并分忽略与考虑煤储层压裂过程中和压裂后裂缝网络渗透率变化两种情况,提出了利用水力压裂煤层气井关井阶段井口压力降落数据反演原始煤储层压力的方法,并进行了实例应用。从实例井拟合结果可以看出,忽略与考虑煤储层裂缝网络渗透率变化的原始地层压力方法线性关系都很明显,说明建立的方法有效。从解释精度的角度来看,考虑煤储层压裂后裂缝网络渗透率变化的方法参与拟合的数据点更多,且压裂过程和压裂后煤储层裂缝网络渗透率变化是不争的事实,解释结果更加可靠。如果忽略压后关井期间煤层裂缝网络渗透率的变化过程,评价的裂缝网络稳定的渗透率及原始煤储层压力会偏高。该方法在确定原始煤储层压力的同时,还可以确定煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率并评价裂缝网络渗透率变化趋势,为煤层气藏类型划分、煤层气储量计算、压裂效果评价和排采制度优化设计提供依据。

摘要： 呼探1井是准噶尔盆地南缘中段首口获得天然气勘探重大发现的超深层异常高压气井,该井在试采时井口压力出现大幅波动,无法有效确定储集层参数及开展合理产能评价。因此,基于颗粒架桥堵塞原理,利用气藏动态分析法,表征了裂缝中颗粒循环堵塞—解堵变化趋势;同时,建立呼探1井双重介质渗流机理模型,开展压力波动特征分析及成因机理研究。研究表明,裂缝中颗粒循环堵塞—解堵是造成压力大幅波动的主要原因,一方面,随着裂缝中颗粒不断运移解堵,压力波动幅度逐渐减小,表皮系数逐渐减小,采气能力趋于稳定;另一方面,在裂缝循环堵塞—解堵的过程中,裂缝开度越大,压力波动幅度越大,同一裂缝开度下,近端裂缝堵塞—解堵,导致压力波动幅度较大,远端则相反。不仅为准噶尔盆地南缘中段储集层特征研究、井位部署、产能评价提供依据,而且为超深层异常高压气井压力分析提供借鉴。

摘要： 为了掌握地下储气库注气过程中的压力动态变化情况,解决持续注气导致的地层参数难以确定的问题,依据现场静、动态资料,基于一种改进粒子群优化算法,综合储层压力、井底压力和井口压力的计算方法,建立了一种地下储气库注气过程一体化压力及地层参数计算方法。首先,利用计算储层压力、井底压力和井口压力的方法计算出井口压力;然后,应用改进粒子群优化算法,不断调整、优化压力和地层参数,使计算的井口压力与实测井口压力达到最优拟合,进而得到储层压力、井底压力,以及储层平均渗透率、探测半径等地层参数。利用该方法计算了呼图壁储气库3口注采井的井口压力和储层的平均渗透率,3口注采井计算井口压力与实测井口压力的决定系数分别为0.9889,0.9893和0.9784,计算出的储层渗透率与试井解释的渗透率基本一致,说明该计算方法的计算结果可靠。研究结果表明,利用地下储气库注气过程一体化压力及地层参数计算方法,可以了解地下储气库注气过程中的压力变化情况,有助于指导地下储气库的安全运行。

摘要： 正注反挤是实现低压易漏失井固井全井封固的主要技术,在鄂尔多斯盆地的杭锦旗地区具有广泛应用.但由于正注反挤的固井设计和过程控制缺乏理论依据,造成反挤固井质量不稳定,影响正注与反挤有效衔接及井筒完整性.为此,建立环空模型和顶替模型,采用数值模拟方法开展反挤顶替机理研究,探讨偏心度、流体性能等对顶替效率影响规律,明确关键影响因素;借鉴水驱油指进机理,基于施工井统计分析,明确反挤井口压力变化规律,为反挤施工过程控制提供依据.基于反挤顶替机理和井口压力变化规律分析,通过优化固井设计、水泥浆体系、井眼准备和过程控制措施,形成了适用于杭锦旗地区的正注反挤固井技术,实现了规范化设计和精细化控制.正注反挤技术在杭锦旗地区累计应用145口井,优质率提高38.2％、优良率提高45％,全井封固率由15.2％提高至62.5％,对国内外同类型固井施工具有参考意义.

摘要： 气藏数值模拟过程中由于井筒压力损失描述不精确,经常发生预测井口压力失真,目标配产无法实现以及牺牲采收率等问题.为解决此技术难题,本文利用理论分析方法分析了天然气田开发过程中存在的井口压力控制与油田采收率的相互制约关系,研究了井筒压力损失计算的影响参数及其敏感程度.

摘要： 随着水平段长度的不断增加,水平段分段压裂的段数不断增加,同时因为地层和套管变形,使得长水平段钻磨桥塞难度与风险大幅提升,部分井段甚至难以钻磨.基于此,针对某井4支未钻桥塞,采用工程理论计算和数值计算相结合的方法,计算井底压力、未钻桥塞段压力、已钻桥塞水平段压力和垂直段压力.工程计算结果与数值计算结果吻合度较高,应用工程算法和数值计算方法求得井底压力为15.039M Pa.该计算为现场作业提供的理论依据,具有一定的指导意义.

摘要： 水井压降试井就是测取注水井停注后井底压力变化,对压力进行试井解释,求取地层压力(P),渗透率(K),表皮系数(s)等参数,是指导油田开发的重要方法.本文就井口压力折算地层压力、简化压降测试,以及对不同位置测压方法进行了详细的研究分析,从原理及工艺等多角度论证了注水井井口压降试井的可行性,通过井口压降资料与井底压降资料对比,得到较为可靠的测压资料.

摘要： 储气库工作气量设计是多因素综合优化的结果,工作气量的大小与研究区内井的数量、最低外输压力、井径大小等条件相关,最终影响储气库建设成本.如何从多因素角度优化工作气量大小,达到储气库设计各参数全局最优化具有重要意义.以海上H岩性气藏为例,通过地层-井筒-井口多节点分析方法,考虑冲蚀气量与最小携液气量限制,优化单井不同地层压力下最大合理产能,根据注采物质平衡原理,建立储气库库存量注采动态预测模型;最后采用注采周期内平均产量法模拟不同井数下采气末期外输最低井口压力,建立不同井径下工作气量-井数-外输最低井口压力图板,结合图板与海上储气库井数限制要求,优化H气藏改建储气库工作气量.结果表明,H储气库采用7 in(177.8 m m)管柱,当区块注采井井数为10口,运行下限压力为23 M Pa时,工作气量为26.1×108 m3,工作气比例为34.7％,区块采气量2179.1×104 m3/d,单井采气量217.9×104 m3/d,采气末期井口压力约15.3 M Pa,满足外输压力与井口数量的控制要求.该技术能够实现井径、井数、工作气量、最低外输井口压力等参数全面优化.

摘要： 川渝地区页岩气水平井井口压力高达40 MPa,全角变化率超过8°/30m.针对电缆分簇射孔与桥塞联作工具串无法正常入井及在全角变化率最大处遏阻、遇卡,导致工具串起爆可靠性差,通过工具串在井口处的受力分析,推导出工具串顺利入井的最小质量;利用全角变化率最大处工具串与井筒的几何关系模型,计算出容许工具串通过的最大长度.随着井口压力增加,入井工具串最小质量增加;随着全角变化率的增大,容许通过的工具串最大长度相应减小.川渝地区长宁H**井通过合理配置工具串质量,优化工具串长度成功施工,验证了此方法的合理性,避免了工具串无法入井及遏阻、遇卡问题,保证了施工质量.同时积累了宝贵的施工经验,为后续的川渝页岩气水平井电缆分簇射孔与桥塞联作技术推广应用奠定了基础.

摘要： 涪陵页岩气田目前采用无阻流量经验法、采气指示曲线法和不稳定产量分析法进行合理配产研究。但随着开发生产,气井的合理产量与产能表现出动态的变化特征,由于生产任务加重,气井动态监测工作无法有效开展,影响当前合理产量确定。针对此情况,在计算单井控制储量的流动物质平衡法的基础上,对不同累产区间条件下的气井,提出一种快速估算单井合理产量的井口压降速度方法。通过推导气井井口压降速度与产量间的函数关系式,以大部分稳定生产井的数据为基础,利用统计出的不同累产区间下合理井口压降速度来反算气井的合理产量。该方法计算简便、准确性较高,可作为本气田气井动态合理配产的依据。

摘要： 高含硫气井关井后常呈现关井后井口压力上升和井口压力下降两种截然不同变化趋势。为了深入揭示高含硫气井关井后井口压力异常变化的本质，通过建立开关井过程中气液两相非稳态变化模型，计算求解生产压差、水击压力、温度效应、重组分沉降和续流效应对气井关井后井口压力变化规律的影响。通过研究，揭示了高含硫气井关井后井口压力变化是受到多个因素的综合影响。关井后井口压力异常常常在小压差大产量气井发生，且井口压力异常在不同关井时期受到的影响因素略有不同。在关井初期，井口压力受到水击压力和重组分沉降的综合影响；在关井中期，主要是重组分沉降影响；在关井后期，则主要受到温度的影响。研究结论对于认识和指导高含硫气井实现井口测压代替井底测压开展动态监测工作可行性提供了重要依据。

摘要： 压后返排的目的是返排出地层中的压裂液，同时防止支撑剂发生回流。为科学合理地进行分层压后返排作业，根据物质平衡原理，在考虑压裂液二维滤失、岩石力学和流体力学的基础上，针对压裂层段存在非均质性的特点。建立了分层压后分压合排和分压分排井口压力预测模型，计算得到井口压力随排液时间的变化关系，该曲线可用于判断裂缝闭合及转换油嘴的时间。同时结果还表明：对于物性差异较小的层位，可采用分压合排返排模式；对于物性差异较大的层位，应尽量采用分压分排的返排模式。该结论与现场实际操作相符合，弥补和完善了分层压裂返排理论。

摘要： 针对鄂尔多斯盆地长7段致密油水平井准自然能量开发最终采收率较低的问题,提出注水吞吐作为提高致密油采收率的方法.理论分析、数值模拟、室内动静态核磁共振渗吸实验表明,注水吞吐采油的机理包括注水补充地层能量、毛细管力作用下的自发渗吸排油、注水过程中的驱替作用3个方面.矿场实践表明3种类型的见效井组注水过程中井口压力表现为不同的动态,在注水过程中应根据注水井井口压力的变化实时调整日注水量,从而实现注入水在地层中均匀推进扩大注水扩散面积、提高吞吐效果的目的.

摘要： 随着涪陵页岩气田大规模商业化开发,与之相配套的完井技术仍未成熟.为了最大限度发挥页岩气井开发潜力,保护和维持地层的原始产能,避免产层污染,引进高压带压作业设备,优化配套装备及研制关键工具、研究带压作业工艺技术、开发模拟软件和仿真培训系统,满足井口压力35MPa以下气井带压作业完井技术的要求;建立带压作业安全评价方法,形成了技术规范.涪陵工区现场应用31井次,施工成功率100％,效果明显,在其他工区可以推广应用.

摘要： 针对钻井过程中井喷关井之后气体在井筒中带压上升造成的井口压力上升问题，研究井筒内不同气体分布下的带压上升规律，并对不同分布下井口压力变化规律进行研究。结果表明：气侵发生后井口压力由于带压上升而不断升高；单气泡与井筒内各深度都存在气体时，井口压力上升规律不同；由于气体的可压缩性，关井后初期井口压力上升缓慢，最终达到较高的峰值。

摘要： 异常高压气藏开发中安全采输气工艺技术研究直接关系到该类气藏能否成功开发。川东北地区河坝区块的河坝1井是目前国内地层压力和井口压力最高气井，这给现场采气带来前所未有挑战。文章介绍了河坝1井在阀门密封技术、直接开井技术、安全紧急截断系统、地面工艺流程、节流降压、水合物防止、管道冲蚀、井控及安全采气技术等方面取得的一系列成功经验，实践表明完全能满足河坝1井的工作要求，可为类似异常高压气井开采提供借鉴。

摘要： 酸性气井井筒流动为-复杂的气-液或者气-固甚至气-液-固流动。目前经典的井筒稳态多相流理论和模型不能准确描述酸性气井井筒复杂的流动过程,亦不能完全解释关井后井口压力下降的反常现象。本文建立了酸性气井开关井过程瞬态模型,以四川盆地酸性气井L6井为例,开展了酸性气井开关井过程瞬态数值模拟,分析了井口压力影响因素分析。研究认为:储层物性从根本上决定了关井后井筒“续流效应”和井筒气体不稳定流动的强弱,从而决定了关井后井口压力的变化趋势。随产气量、生产水气比、地层传热系数的升高,井口压力均会降低。

摘要： 速度管柱排液采气技术具有不压井作业的特点,适应性强,施工速度快安全性高,是一种有效的排液采气技术.然而目前工艺设计中存在常用临界流量和井筒压力计算的模型单一且有一定误差的问题.本文通过调研常用临界流量模型,推导了符合目标区块的临界流量计算模型,并通过考虑多因素的可行性分析优选连续油管管径,建立了一套速度管柱排液采气工艺的设计方法.该方法在新疆气田盆5区块应用,预测准确度达100％,对于其他气田速度管柱排液采气工艺设计具有指导意义.

摘要： 速度管柱排液采气技术具有不压井作业的特点,适应性强,施工速度快安全性高,是一种有效的排液采气技术.然而目前工艺设计中存在常用临界流量和井筒压力计算的模型单一且有一定误差的问题.本文通过调研常用临界流量模型,推导了符合目标区块的临界流量计算模型,并通过考虑多因素的可行性分析优选连续油管管径,建立了一套速度管柱排液采气工艺的设计方法.该方法在新疆气田盆5区块应用,预测准确度达100％,对于其他气田速度管柱排液采气工艺设计具有指导意义.

摘要： 速度管柱排液采气技术具有不压井作业的特点,适应性强,施工速度快安全性高,是一种有效的排液采气技术.然而目前工艺设计中存在常用临界流量和井筒压力计算的模型单一且有一定误差的问题.本文通过调研常用临界流量模型,推导了符合目标区块的临界流量计算模型,并通过考虑多因素的可行性分析优选连续油管管径,建立了一套速度管柱排液采气工艺的设计方法.该方法在新疆气田盆5区块应用,预测准确度达100％,对于其他气田速度管柱排液采气工艺设计具有指导意义.

摘要： 本发明提供了一种井口温度压力未知一炉一注注汽管网井口蒸汽干度计算法，该方法包括以下步骤：以实际注汽管网中的管道连接处为作为节点对注汽管网进行分段；获取锅炉出口参数和各段注汽管线的基础参数；以锅炉出口处为起点，采用迭代计算法逐段计算各段注汽管线出口处的温度、压力、蒸汽干度以及热损失，直到最后一根管段，最终获得出一炉一注注汽管网井口的蒸汽干度。该方法能够综合保温层导热系数的差别、垂直管段的影响、表面外表面温度的差异、局部环境温度的差异、局部风速的差异，因此获得的井口蒸汽干度数据与实际情况更接近，对获得较准确的井下的蒸汽干度分布数据具有重要意义。

摘要： 本发明提供了一种井口温度压力未知一炉一注注汽管网井口蒸汽干度计算法，该方法包括以下步骤：以实际注汽管网中的管道连接处为作为节点对注汽管网进行分段；获取锅炉出口参数和各段注汽管线的基础参数；以锅炉出口处为起点，采用迭代计算法逐段计算各段注汽管线出口处的温度、压力、蒸汽干度以及热损失，直到最后一根管段，最终获得出一炉一注注汽管网井口的蒸汽干度。该方法能够综合保温层导热系数的差别、垂直管段的影响、表面外表面温度的差异、局部环境温度的差异、局部风速的差异，因此获得的井口蒸汽干度数据与实际情况更接近，对获得较准确的井下的蒸汽干度分布数据具有重要意义。

摘要： 本发明公开了一种隔水管井口密封及环空压力监测工具，包括环形钢板、密封填充物、锁紧板、排水管和压力表；本发明通过压力表进行实时监测，通过密封组件和旁通管控制水泥的循环路径，实现水泥返排的回收，有效防止水泥泄露造成海水污染。

摘要： 本发明公开了一种井筒压力平衡固井的井口压力控制系统及方法，涉及油气田钻井工艺技术领域。本申请的井筒压力控制系统包括包括旋转控制头、节流管汇、井队循环罐和井口压力控制装置；所述井口压力控制装置包括压力控制装置入口、压力控制装置前端部分、压力控制装置中端部分和压力控制装置后端部分；本申请是在井口压力控制装置的后端部分与入口建立一内循环，在整个固井作业中，井口一直处于密闭循环状态，尤其是反复开停泵时，通过调节节流阀控制井口套压，不会造成井筒压力的波动。

摘要： 本发明公开了一种井筒压力平衡固井的井口压力控制系统及方法，涉及油气田钻井工艺技术领域。本申请的井筒压力控制系统包括包括旋转控制头、节流管汇、井队循环罐和井口压力控制装置；所述井口压力控制装置包括压力控制装置入口、压力控制装置前端部分、压力控制装置中端部分和压力控制装置后端部分；本申请是在井口压力控制装置的后端部分与入口建立一内循环，在整个固井作业中，井口一直处于密闭循环状态，尤其是反复开停泵时，通过调节节流阀控制井口套压，不会造成井筒压力的波动。

摘要： 本发明公开了一种降低气井井口压力的多相混采增压泵，涉及增压泵领域，本发明的技术方案包括气缸筒、左气油缸连接端盖、左油缸、右气油缸连接端盖、右油缸、左活塞杆、右活塞杆、左油缸活塞和右油缸活塞。从结构设计上解决了气缸活塞的密封圈处于无油润滑的“干磨”状态的问题、气缸的高压气在运行中易窜入油缸内问题、分解支撑约束点来减少偏磨的问题，以及减少固体微粒对设备运行影响。

摘要： 本发明公开一种气动式井口压力脉冲信号发生装置，包括阀块以及安装于阀块的气瓶和电磁气阀，阀块内部设置有芯体腔和活塞腔，芯体腔内安装有阀芯，活塞腔内安装有增压活塞，阀块上设置有连通芯体腔的工作端的高压进口和泄压出口，高压进口连通井口，芯体腔的控制端连通活塞腔的出口端，气瓶通过电磁气阀连接活塞腔的进口端。电磁气阀的响应快，因而产生的压力脉冲信号质量高、稳定性好、可靠性高，同时将控制部分与工作部分分开，装置内的大部分元器件与井内的腐蚀性介质实现了分离，延长了使用寿命，且装置的成本低，减轻了工人劳动强度，适于推广。本发明还公开一种包括上述装置的石油开采设备。

摘要： 本发明公开一种电动式井口压力脉冲信号发生装置，包括阀块以及安装于阀块的电机，阀块内部设置有芯体腔，芯体腔内安装有阀芯，阀块上设置有连通芯体腔的工作端的高压进口和泄压出口，高压进口连通井口，电机通过传动机构连接阀芯，传动机构能够将电机的旋转运动转换为直线运动。电机的响应快，同时机械式的传动机构更加安全可靠，避免出现泄漏风险，因而产生的压力脉冲信号质量高、稳定性好、可靠性高，同时将控制部分与工作部分分开，装置内的大部分元器件与井内的腐蚀性介质实现了分离，延长了使用寿命，且装置的成本低，减轻了工人劳动强度，适于推广。本发明还公开一种包括上述装置的石油开采设备。

摘要： 本发明涉及石油井施工领域，具体涉及一种一体式集成的油气井井口自动压力控制系统，包括旋转控制头、第一电动阀、电动节流阀；所述旋转控制头具有三个端口，其第一端口与井口连通，第二端口与所述第一电动阀的一端通过硬管连通，第三端口与电动节流阀的一端通过硬管连通；所述第一电动阀的另一端与所述电动节流阀的另一端通过三通接头连接。可以通过远程控制将整个井口压力控制系统设置在井口平台上，当需要进行控压时，关闭第一电动阀，开启并调节电动节流阀井液经三通接头，最后流向震动筛和泥浆池，实现了控压功能；在不需要控压的时候，开启第一电动阀，关闭电动节流阀，使井液经三通接头，最后流向震动筛和泥浆池。

摘要： 本实用新型涉及一种测量油井井口压力的装置，尤其是一种解决井口测量井口压力的改进装置。其包括井口大四通(1)、三通(2)、防喷盒(3)、光杆(4)、生产闸门(5)、加温套(6)、生产流程(7)、测压短接(8)、闸门(9)、压力表(10)，采用上述结构以后，能够及时测量井口压力的大小和有无盗油现象，解决了因稠油或砂堵造成地面管线不通，压力升高，导致管线破裂，污染环境，井下油管、泵造成损坏。尤其是重新加工、焊接、安装了小通径的测压短接(8)，使一定时间内盗油现象大量减少，达到了防盗和测量井口压力的目的。