井底流压

摘要： 采用“井口—井底—产层”的逆向推演思路,首先基于气液两相流井筒压力梯度方程推导产水气井的井底流压解析模型,进而结合定容气驱产水气藏的物质平衡方程建立产水气井的平均地层压力和单井控制储量计算模型,最后以井口最低外输压力为约束条件建立产水气井的稳产时间预测模型。研究结果表明:模型的稳产时间计算误差受到实际稳产时间的影响,但计算结果满足气藏开发的实际需求。将稳产时间预测模型应用于产水气井的产量优化,优化后的气井不仅可以满足开发方案的设计要求,而且能够获得更高的内部收益率,优化效果显著,表明模型可以用于优化致密气藏产水气井的产量。

摘要： N气田储层发育层多而薄,横向连续性差,加之断层发育,气藏规模较小、储量丰度低,且位于松花江流域,地面条件复杂,属于难采储量。根据N气田的复杂特点,通过研究水平井、斜井等开发的可行性,同时利用数值模拟方法,合理选择气田直井、斜井与水平井的开发方式,最终达到井网与储层利用最优化,为合理、科学、高效地开发N气田提供依据。

摘要： 断溶体油藏由于"竖板"状的特珠形态,需要针对其流动特征,建立具有针对性的流动物质平衡方法。采用图示法分析了断溶体油藏油气流动模式,根据不同的流动特征以及对应的产能方程计算了油藏的渗透率,在此基础上建立了断溶体油藏的流动物质平衡新方法,并通过数值模型,验证了新方法的适用性。结果表明:断溶体油藏直井中的流动模式为线性流,与常规油藏水平井的流动特征相似,而断溶体油藏水平井中的流动模式为径向流,类似于常规油藏直井的流动特征;该方法和物质平衡方法得到的动态储量误差小于5%;新方法对储层渗透率的计算更接近实际井况。该研究对断溶体油藏动态储量核算具有指导意义。

摘要： 苏里格气田大部分气井生产过程中会出现井筒积液现象,需要开展大量的产能测试,指导排水采气措施优化工作。为了降低气井产能测试成本,提高气田开发效益,通过开展井筒积液气井套压变化规律分析,明确了气井积液初期和井筒液面到达节流器时套压变化特征,结合节流器下入深度计算出井筒积液的液柱高度,在此基础上提出了一种利用井口生产数据计算井筒积液气井井底流压和气井产能的快速方法。以苏里格气田井筒积液气井产能预测为例,该方法预测产能与实际产能误差为4.2%~9.6%,每口气井可以节省产能测试费用30余万元。该产能评价方法充分考虑了井筒积液对井底流压计算的影响,测试结果不仅可以满足现场精度要求,而且能有效降低产能测试成本。

摘要： 为了更准确地计算页岩气井井底流压,精确评价气井产能,探寻气井生产规律,掌握气井开发动态,通过分析多种管流压降计算模型,利用涪陵页岩气田气井的各类静、动态资料,明确了不同压降模型应用于涪陵页岩气田气井的适用条件及影响其计算结果的主要因素,并在原有模型基础上建立了一种修正简化模型。研究表明,对于涪陵页岩气田的气井,当其气液比>7000 m^(3)/m^(3),单相流模型可做拟单相流计算,误差<5%;当其气液比<7000 m^(3)/m^(3),且气井瞬时产量大于临界携液流量时,气井可采用两相流Hagendorn&Brown模型计算井底流压,误差<10%,同时针对积液状态气井建立修正简化模型可进一步降低两相流模型计算结果误差。研究为具有相同背景的页岩气井井底流压预测提供了参考。

摘要： 煤层气井随着生产的进行,产气量逐渐增加,产液量不断下降,对于高产煤层气井来说,存在某一阶段可利用气体自身膨胀能,实现环空内携液生产.当气体能量不足时,开启机采设备,实现油管内产水,环套空间产气.这样不仅降低了机械举升排水采气的能耗,同时延长煤层气井的无故障采气周期,是一种经济有效的组合排采方式.为了确定高产煤层气井合理自喷阶段,笔者通过煤层气井生产特征分析,结合井筒温压分布对井筒流动参数影响.以典型的高产煤层气井为研究对象,提出以井底流压、临界携液流量和冲蚀速率比为划分条件方法,研究成果对高产煤层气井排水采气具有一定的指导意义.

摘要： 准确的井底流压是计算地层压力和气井动态分析的基础,获得井底流压主要有下压力计实测法和井口压力计算法.井口压力计算法通常采用干气模型,必然造成井底流压以及地层压力计算的误差.因此,本文首先根据气井出液情况,应用三种计算井底下压力的方法,分别是平均温度偏差系数法、修正的Cullender-Smith法、Hagedom-Brown模型法,提高了井底流压的计算精度.

摘要： 气水同产井逐步增大的气液比将会严重影响气井产能.基于多个井筒压降模型理论,与典型有水气藏实测压力值对比,优选出了适合川西北有水气藏的管流模型.对于川西北地区的气水同产直井,推荐采用修正Hagedown-Brown方法进行井筒压力的计算.通过抽取2013年8月气矿部分井实际测压数据,与推算值对比表明,两者误差较小,大部分井推算值能够代表实际井底流压.并分析发现误差较大的中19井井底可能存在积液,气井随后提高日注气量,日产水量上升,取得了更好的生产效果.实例证实了通过正确的井底流压修正方法计算,可以很好地掌握气井产能状况,与实际测压资料结合,从而为更好地管理气水同产井提供理论依据.

摘要： 气水同产井逐步增大的气液比将会严重影响气井产能.基于多个井筒压降模型理论,与典型有水气藏实测压力值对比,优选出了适合川西北有水气藏的管流模型.对于川西北地区的气水同产直井，推荐采用修正Hagedown-Brown方法进行井筒压力的计算。通过抽取2013年8月气矿部分井测压数据，对比表明，使用修正Hagedown-Brown方法推算的井底流压值与实测十分接近，误差很小。并分析发现误差较大的中19井井底可能存在积液，气井随后提高日注气量，日产水量由60m3上升至65～75m3，取得了更好的生产效果。对中19井井底积液的判断，还是依靠的井筒实测压力值，目前仅仅依靠修正计算方法还不能彻底解决井底存在积液的情况判断，计算方法不能完全取代实测方法。因此，应尽量通过加深测点深度等措施，提高测压资料准确度。

摘要： 为准解计算煤层气井井底流压,调研了目前已有的计算方法,分析比较了国内外近年来发表的井底流压计算模型,如刘新福法、Hasan-Kabir解析法、陈家琅-岳湘安法和Beggs-Brill法.井底流压的计算难点是气液两相段的压差计算,这也是各种计算方法的主要区别之处.结合21组生产测试数据,比较了各类计算方法的计算结果,对比发现Hasan-Kabir解析法和陈家琅-岳湘安法计算的井底流压值大体相同,与实测值较为接近,误差小,但陈家琅-岳湘安法适用范围有限;其余两种方法在不同条件下误差波动较大,不能保证很好的计算精度.因此,在计算井底流压时可优先考虑采用Hasan-Kabir解析法,计算过程简单,且精度比较理想.

摘要： 传统电泵工况宏观控制图主要以排量效率和井底流压的关系考量电泵的工况,但是在计算井底流压与排量效率的关系式中存在诸多不确定参数,导致应用不方便.改进的宏观控制图版以排量合理度和泵吸入口压力的关系为分析对象,既能表征油层的供液能力,又能直观反映电潜泵的实际工作状况,使得电泵工况评价更加准确和方便快捷.根据工况评价结果,结合节点分析方法对各类电泵井提出工艺优化措施建议,反馈给艾哈代布(Ahdeb)油田现场,确保电泵稳定高效生产,取得了显著的增油效果,检泵周期也由初期的149d延长至507d.

摘要： 为确定保德区块单井稳定产气量及稳产时间,本文从资源条件、保存条件、可采条件及排采特征等方面分析了稳产的影响因素;通过参数拟合、曲线预测及直接求取三种方法计算了单井稳定产气量,建立了单井稳产水平模型,评估了单井静态稳产能力、动态发展潜力及实际生产表现;通过对单井流压动态变化规律及国外相似地质条件开发经验对比研究,建立了单井稳产时间模型,进而预测了稳产期各单井产气量、井底流压、采气速度及采出程度,并用于指导排采调控.该模型取得了较好的应用效果,高产区达产率达104％,日产气超过1万m3的井达22口;产量整体组成结构稳定性和抗风险能力逐步提高,经济效益显著,并对其他煤层气藏的开发具有重要的参考价值.

摘要： 煤层气藏与常规天然气藏最大的差异是煤层气以吸附、游离和溶解三种状态赋存于煤孔隙中,三种状态处于一个动平衡过程.煤层气井的排采是一个排水降压的过程,其产出特征与常规天然气有所不同,排采过程要经过解吸、扩散、渗流三个过程,常规的油气数值模拟不能描述这一过程.本文介绍了煤层气数值模拟技术理论和软件的主要特点.采用煤层气数值模拟技术,以鄂尔多斯盆地煤层气某直井井组和水平井为例,在单井静、动态参数准备、地质模型建立和历史拟合的基础上,采用变井底流压预测技术,对产气产水及生产动态关键参数进行预测,其成果为区块煤层气井合理工作制度的确立和开发措施调整提供了借鉴依据.

摘要： 煤层气是煤在生成过程中的一种伴生产物,是利用价值很高的优质洁净新能源,随着煤层气资源的不断开发,气井产水已成为阻碍采气率提高的主要因素.本文针对沁水盆地南部一口煤层气井为例,通过计算分析该井排采参数的特征并总结变化规律,为建立合理的排采制度提供了依据,对气井排采生产、高产井保持稳产以及低产井提高产量具有重要的指导意义.本文给出了排水采气井筒压力场计算、气井连续排液的最小携液流速计算、气井连续排液的临界流量计算模型。通过实例井的分析计算，在其他参数均已确定的情况下，油管尺寸对临界携液流量的影响最大，井底流压对临界携液流量有一定的影响，举升高度对临界携液流量的影响较小；油管尺寸、举升高度、井底流压对最小携液流速的影响都很小，其中井底流压对最小携液流速有一定的影响。在此基础上，可以很好地指导排采生产，实现高产井保持稳产、低产井提高产量的目的。

摘要： 与常规碎屑岩储层相比,裂缝性油气藏具有裂缝、微裂缝和孔隙等多种储渗机制,传统描述裂缝性油气藏的经典模型——双重孔隙介质模型,因其对储层裂缝等效过于理想,且存在只能描述流入和流出都在同一方向上渗透率的局限性,难以掌握裂缝特征参数对单井生产的影响.为此针对目前裂缝性油气藏数值模拟方法存在的问题,基于蒙特卡罗法产生储层等效的随机裂缝,并在非结构Voronoi网格生成技术方法自动生成离散裂缝网络模型基础上,本文进一步根据质量守恒定理利用控制体有限差分法建立了裂缝性气藏单井生产的渗流数学模型,最后针对气体物性与压力存在很强的非线性问题,采用全隐式方法进行求解计算,讨论并分析了在定产条件下储层中的裂缝长度、宽度、数量对气井井底流压的影响.研究结果表明,利用离散裂缝网络模型进行气井流动数值模拟能准确描述裂缝特征参数对生产动态的影响,对裂缝性气田的高效开发具有较强的实用及应用价值.

摘要： 煤层气主要以吸附形式储藏于煤岩中,少部分以溶解、游离状态储存于煤层水和煤层空隙和裂隙.煤层的产气过程可概述为:排水→降压→解吸→扩散→渗流→流向井底→产出.由于煤层低渗透的特性,一般需对其压裂才能开采,压裂又会在质脆、易碎的煤层中产生煤粉颗粒,控制不当会影响生产.因此,煤层气井能否实现长期、有效开采,排采过程有效地控制压裂支撑剂返吐和煤粉的产出是十分重要的,其关键是排采过程中合理地控制井底流压,而合适的排采工艺技术是合理控制井底流压的基础.本文介绍了一种适用于煤层气开采的、能够自动调控排采强度的低能耗、低排采成本且比较环保的多功能柔性智能排采工艺系统.与常规排采工艺系统相比，多功能柔性智能排采系统具有低能耗(可节电6000-8000)、高泵效(可达75%以上)和低管理成本的优点，并且体积相对较小，仅有同型号常规抽油机体积2/3，更适合环境比较复杂的山区安装。

摘要： 本发明公开一种煤层气井底煤粉产出和井底流压监测装置,其包括双U型管测压系统、数据采集和分析系统；双U型管测压系统包括：双压力缓冲罐、双毛细管、井口三通导出密封单元、氮气注入口；数据采集和分析系统包括：固定高差间距点井底流压实时采集和分析计算煤粉含量单元、显示存储单元；双压力缓冲罐连通井底的液体，双毛细管的一端分别连接双压力缓冲罐，通过旁通将双毛细管的另一端分别引出，并通过井口三通导出密封单元将毛细管引出输气管外部后分别连接数据采集和分析系统，氮气注入口设在靠近井口三通导出密封单元的毛细管上；固定高差间距点井底流压实时采集和显示存储单元连接。还有使用方法。

摘要： 本申请提供一种注入聚合物井的井底流压确定方法及装置，其中的方法包括：基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井；根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失；基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压。本申请能够可靠且高效地确定注入聚合物井的井底流压，且能够有效提高注入聚合物井的井底流压的获取准确性，进而能够有效提高应用该井底流压进行注入聚合物井的油藏开发控制的准确性及可靠性。

摘要： 本发明公开了一种井底流压的确定方法、装置及存储介质，属于油气藏开采技术领域。本发明通过确定该至少一口生产井中每口生产井对应的多组物性数值，并根据每口生产井对应的多组物性数值确定每口生产井对应的多个数据点，从而建立该至少一口生产井对应的物性参数数据库。之后，在获取了井底压力与该多类物性参数中至少一类物性参数之间的关系模型后，基于该至少一口生产井的物性参数数据库对该关系模型进行拟合求解，以确定井底流压与该多类物性参数中至少一类物性参数之间关系，进而基于每口生产井井底物性参数确定每口生产井的井底流压，避免对每口生产井分别进行分段计算，降低了井底流压的计算规模，提高了井底流压的计算效率。

摘要： 本申请提供了一种致密油藏井底流压调控方案确定方法、装置和设备，其中，该方法包括：获取目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料；根据所述致密油藏的地质参数、所述致密油藏的岩石与流体参数和所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型；利用所述目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型；基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果；根据所述求解结果，确定所述目标井的井底流压调控方案。本申请实施例中，在对井底流压进行调控时考虑了致密油藏的特殊性和非均质特征，并且具有较强的可操作性和实用性，能够更高效地对致密油藏进行开发。

摘要： 本发明公开了一种煤层气生产井井底流压控制系统及控制方法，该系统包括：井口装置、数据采集系统、控制系统、排气控制阀、注气控制阀和注气系统；井口装置包括：与排气管路、生产管路、注气管路分别连接的第一油管头、第二油管头、第三油管头；排气控制阀位于排气管路上，用于调节排气量；注气控制阀位于注气管路上，用于调节注气量，数据采集系统安装于煤层气生产井井底，用于采集井底流压实际值；控制系统根据井底流压实际值和预先设定的井底流压参考值，控制排气控制阀和/或注气控制阀的开度值，以调节煤层气生产井井底的井底流压。本发明加强了对井底流压控制的能力和灵活性，能够实现及时有效、稳定可靠地对井底流压进行控制的技术效果。

摘要： 本发明公开一种煤层气井底煤粉产出和井底流压监测装置,其包括双U型管侧压系统、数据采集和分析系统；双U型管侧压系统包括：双压力缓冲罐、双毛细管、井口三通导出密封单元、氮气注入口；数据采集和分析系统包括：固定高差间距点井底流压实时采集和分析计算煤粉含量单元、显示存储单元；双压力缓冲罐连通井底的液体，双毛细管的一端分别连接双压力缓冲罐，通过旁通将双毛细管的另一端分别引出，并通过井口三通导出密封单元将毛细管引出输气管外部后分别连接数据采集和分析系统，氮气注入口设在靠近井口三通导出密封单元的毛细管上；固定高差间距点井底流压实时采集和显示存储单元连接。还有使用方法。

摘要： 本发明涉及一种致密砂岩气藏气井井底流压的确定方法及装置，属于气田开发技术领域。本发明基于直井生产过程中油套环空内压力的分布情况，构建油套环空中相邻两点的压力关系方程，利用历史井筒压力测试数据确定压力梯度与压力之间的关系；将井口套压作为初始压力，根据压力梯度与压力之间的关系，按照所述压力关系方程进行迭代计算，直至计算出井底位置处的压力，该井底处的压力即为井底流压。本发明在整个确定过程无需过多的参数，只需要井口处套压和历史井筒压力测试数据即可；同时不需要复杂的计算，只需要简单的迭代计算。本发明能够快速且准确地计算致密气藏直井的井底流压，提高了计算的实用性和可靠性。

摘要： 本发明公开了一种高含硫气井井底流压确定方法、存储介质及计算机设备，所述方法包括：根据高含硫气井井筒沿程的硫相态分布对高含硫气井井筒进行分段；对于每一段井筒，以预设长度为单元，对该井筒进行分段，得到多个井筒单元；计算每个井筒单元中流体混合物的物性参数；根据每个井筒单元中流体混合物的物性参数计算每个井筒单元的实际压力梯度；基于所述实际压力梯度与预设的压力梯度初值之间的差值，调整预设的压力梯度初值；按照调整后压力梯度计算井筒沿程每个深度点的压力值。本发明能够在计算高含硫气井的井底压力时考虑硫相存在及硫相变的影响，使得高含硫气井的计算结果更精确。

摘要： 本发明公开了一种井底流压的确定方法、装置、电子设备和介质。所述方法包括：确定目标地区内各生产井之间的空间特征，以及样本生产数据和样本井底流压之间的关系；基于时空动态预测算法，根据所述空间特征和所述样本生产数据和样本井底流压之间的关系得到时空模型；基于静态预测算法和时序预测算法，根据所述样本生产数据和样本井底流压之间的关系得到静态模型和时序模型；基于所述时空模型、静态模型和时序模型，根据目标地区内待预测生产井的生产数据确定井底流压。本技术方案引入空间特征和时间特征，使预测的井底流压更加准确。

摘要： 本申请公开了一种井底流压降低速度与储层渗透率关系的测试方法和设备，属于煤层气开发技术领域。该方法通过使用测试设备的数据采集处理系统，以设定时间间隔采集井底流压及对应的时间节点，使用降压装置根据多个目标速度降低井底流压，当井底流压降低第一压力值时，关闭降压装置，井底流压回升；当井底流压的回升速度小于第一速度时，停止采集；基于采集的井底流压及对应的时间节点，获取井底流压降低速度为多个目标速度时煤岩储层的储层渗透率；基于多个目标速度以及分别与多个目标速度对应的储层渗透率，获取井底流压降低速度与储层渗透率关系。由于直接测试煤层气开发的煤岩储层，本方法适用于具有强非均质性或已知地质资料较少的煤岩储层。