生产制度

摘要： 目前,国内外生产实践均证实,通过控制生产压差有利于降低支撑剂嵌入、破碎及运移程度,最大限度保持裂缝的导流能力来提高气井EUR。但支撑剂容易发生压实、变形、破碎、嵌入及运移等现象,造成页岩人工裂缝表现出较强的应力敏感性。为此,以四川盆地南部地区(以下简称川南地区)龙马溪组龙一12层位岩心为研究对象,基于变流压测试的页岩人工裂缝实验评价技术,开展不同铺砂浓度、排采制度和生产制度条件下渗透率变化规律模拟实验,形成了指导页岩气井排采制度和生产制度优化的原则。研究结果表明:①定围压变流压测试方法可以模拟支撑剂变形、嵌入、破碎及运移生产规律,测试过程更符合生产实际;②人工裂缝无支撑剂时,渗透率应力敏感程度为中等偏强;人工裂缝铺置支撑剂时,渗透率应力敏感性中等偏弱,且渗透率应力敏感性随支撑剂浓度增加而下降,但下降幅度逐步减小,压裂时要综合考虑裂缝导流能力提升程度、人工裂缝应力敏感性及经济效益等因素优化加砂强度,排采时要控制生产压差避免支撑剂运移;③作用在裂缝和支撑剂上的初始应力较大,容易造成人工裂缝渗透率不可逆伤害,应采取油嘴由小到大的方式开展排采测试;④有效应力增加幅度越大,人工裂缝渗透率下降越明显,排采和生产中应控制每级油嘴更换的尺寸;⑤人工裂缝渗透率恢复率随有效应力增大呈“两段式”变化特征,应把渗透率恢复率突变点对应的生产压差作为生产制度优化的重要依据。结论认为,该研究成果支撑了川南地区页岩气百亿立方米产量的实现,对于其他地区优化页岩气井加砂强度、排采制度及生产制度具有重要的指导意义。

摘要： 为合理制定长7页岩油藏水平井的生产制度,保障长7页岩油藏的单井产量,基于鄂尔多斯盆地长7页岩油藏开发的理论研究与生产资料,通过计算水平井体积压裂后人工裂缝缝内压力传播距离与时间的关系,以传播到边界的压力不随时间变化的原则确定合理闷井时间为40 d;高含水排液阶段结束的标志是采出水矿化度分析值与原始地层水相近或水平井压裂液置换率大于60%;通过定量分析水平井单段及百米水平段生产规律,建立动态关系式,确定各阶段合理的产液量。

摘要： 针对采油作业现场安全风险问题,结合我国采油作业现状,首先对采油作业过程中的各种安全风险问题进行识别,并提出安全风险问题的控制措施,为保障采油作业的顺利进行奠定基础.研究表明:在进行采油作业的过程中,容易出现的安全风险问题相对较多,且这些安全风险问题受到了多种类型因素的影响,对安全风险进行识别十分关键,在进行风险识别以后,相关人员需要从增强安全意识、加强设备管理与维护、建立健全安全生产制度以及制定风险预案等角度出发,分别采取多项有效措施,全面保障采油作业的安全顺利进行.

摘要： 苏里格南作业分公司作业二区本着低成本改造的原则,以现有井口设备为主,通过升级改造井口节流针阀,增加动力传动机构与远程控制设备,实现传动机构与井口针阀联动.结合国内外自控装置调研,对智能仿真开关井装置的机械传动及控制系统进行测试,解决了24 V弱电作为动力电的制作难点,设置了过流、扭矩、压力瞬时3级保护机制,根据井口设备传动原理进行受力分析并明确了磨损耗时,结合气井生产动态详细对比分析了在用生产模式.研究表明:智能仿真开关井装置提升了全区气井精细管理程度并大幅降低了人员劳动强度.

摘要： 《考工记》是我国最早记录手工艺技艺、规范的典籍,书中保留了大量先秦手工业资料,记载了一系列生产、设计、品控管理制度,对当今的工艺设计、生产管理具有借鉴价值和指导意义.

摘要： 针对苏丹油田高GOR(气油比)、单井投产施工周期长的特点,对地面试气流程进行优化调整.①将测试管线直接连接至地面生产管线;②在做好井口和井筒准备工作后,通过抽汲作业将井筒上部掏空,再下入射孔和试气联作管柱;③配合使用RD安全循环阀、旁通短节、封隔器等测试工具,通过套管环空灌液和液压传导方式完成射孔枪的点火起爆和负压射孔;④经地面测试设备获取地层油气产出情况,制定相应的油气生产制度后,再由地面生产管线输往集输站进行投产.实践证明,此套工艺的地面试气流程设计合理,下入的射孔和试气联作管柱操作方便,缩短了作业周期,降低了生产成本,避免了地层污染;同时可充分利用地层能量来实现油气举升,能够安全高效地完成施工目标,探明地层油气情况,在短时间内实现油气井投产,亦适用于其他高GOR井的投产开发.

摘要： 针对大28井区盒1气藏液气比高,稳产期短、产量递减快、生产效果差的问题,开展合理生产制度相关研究,改善井区开发效果.研究结果表明:(1)大牛地气田大28井区盒1气藏储层物性差,主要产水类型是天然气成藏过程中驱替不彻底的孔隙残留水,水多数赋存在多套泥质含量较高、物性较差的砂体中;(2)相同物性条件下,初期配产偏高时,生产压差大,产液量高,造成液相伤害,同时积液造成井底回压较大,气井产能不能完全释放,导致开发效果差;(3)为了合理利用地层能量,高产液气井合理生产压差应控制在7 MPa以内,对应的配产比例应低于无阻流量的1/3;(4)高产液井为了获得较高的EUR,取得良好的开发效果,初期压降速率应小于0.025 MPa/d.通过研究制定出合理的生产制度,控制合理生产压差和初期压降速率,高产液井稳产时间明显延长,单井EUR提高40％,为高产液气井的生产管理提供了指导.

摘要： 为最大限度提高东营凹陷陆相页岩油水平井全生命周期累计采油量,开展了强化缝网改造合理生产制度研究.针对页岩油藏复杂的赋存和渗流机理,建立了页岩油藏双重介质两相流压–闷–采全周期流动表征模型,模拟研究了不同生产制度下(即不同闷井时间、自喷期和机采期的压降速度)的产量变化规律,初步探讨了生产制度的优化方法.根据模拟结果,得到了目标井的合理生产制度:闷井时间为60?d;自喷初期压降速度控制在0.06～0.10?MPa/d,自喷中期压降速度控制在0.02～0.04?MPa/d,自喷末期放液生产,快速将油压降至0;机采期控制压降速度保证油井持续生产,防止压力快速下降,地层基质供液不足.研究结果为优化东营凹陷陆相页岩油开发方案提供了理论依据,也为其他地区优化页岩油水平井生产制度提供了借鉴.

摘要： 天然气生产中,受限于部分气井产能衰减速度快、地形地势复杂管线铺设难度大等因素,从降本增效的角度考虑,对一些产能差、距离偏远、管线铺设不便的气井采用串接模式生产,日常生产管理中,串接气井主要存在井间干扰影响大、采气管线易积液、冬季解堵效率低、操作管理难度大等痛点,影响气井产能的发挥,增加了日常管理难度.本文利用电动针阀远程间开技术,通过现场对比试验,提出一种适用于串接井的生产制度,为气田下一步串接井管理提供一定借鉴.

摘要： 从油藏工程、RTA、数值模拟三个方法入手,结合实际测试资料,运用系统试井、压降法、递减分析预测法对玛湖致密砾岩一类二类油藏典型样本井30余口,进行合理生产制度确定。其次,运用Topaze软件,生成多种诊断图版,基于储层参数与裂缝参数的反演,对单井压后改造效果与渗流特征、均质性进行评价。最后,利用Kinetix对典型单井进行复杂缝网模拟,通过数值模拟手段,确定合理的生产制度并对影响产量制度的不合理性进行机理性分析。通过三种方法,总结最终的合理生产制度范围。

摘要： 神木气田位于鄂尔多斯盆地东部,属于致密砂岩气藏,地质条件复杂,储层物性差,是典型的"三低"气藏.随着气田的开发,地层能量逐渐降低,间歇井日益增多,且气井开井后压力下降较快,需频繁的关井恢复压力,影响了气井的利用率与开井时率.加之神木气田特殊的工艺模式,气井状态判识困难,气田投产时间较短,间歇井管理经验欠缺等多方面因素,造成气井管理难度日益增大,迫切需要优化现有的间歇井管理制度.本论文通过分析间歇气井不同开关生产制度对气量的影响,摸索合理的生产制度,调整气井拐点压力、优化气井开关井机制,最大程度发挥间歇井产能.

摘要： 随着气田的开发和天然气的不断采出,地层压力逐渐降低,间歇气井日益增多,这些气井由于地层能量低、储层物性差及产水因素的影响,导致气井只能间歇开井生产.通过深入研究间歇气井的地质情况及生产动态特征,优化合理的生产制度,确保间歇气井合理开采和科学管理,使整个气田实现高效均衡开发、持续稳定生产.

摘要： 苏59区块位于苏里格气田西区,由于成藏生烃强度偏低,排驱压力高,气驱水不彻底,以气水同层为主,含气水层广泛分布,大量单井生产初期快速递减,稳产时间短,中后期产水积液现象严重,对产能造成较大的影响,整体开发难度大、程度低.针对该区块存在的问题,本文依据区块特点及含水致密砂岩气藏渗流特征提出了四种典型储层模式下的压裂措施、压后生产制度的改进思路,为进一步提高单井经济效益及区块开发效果提供了参考依据.

摘要： 苏里气田南区上古气藏为致密砂岩气田具有较强的非均质性特征,有效砂体规模小,气井单井控制范围小,储量动用程度低,有大量的低产井采用间歇生产方式,有必要开展合理间歇开井生产制度优化的研究.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方法气井典型段拟合,分类确定气井地层及井筒参数,在此基础,建立不同类型间歇开采制度数值模型.通过不同工作制度模拟研究,确定苏南上古气藏间歇井最优的工作制度,并指导苏南A井间歇生产,显著提高气井产量,降低了油套压差,为气井的精细管理奠定基础.

摘要： 元坝长兴组气藏为发育底水的复杂礁滩体高含硫气藏,气藏开发过程中,发生水侵,会导致气井产能的损失与气藏采收率的降低,开展气藏早期水侵识别,有利于提前开展治水措施.结合气藏地质特征,深入分析了物质平衡方法、生产动态判别方法、产出水的矿化度判别方法、试井监测识别法等水侵识别方法的适用性并进行优选.利用研究的成果,成功识别了两口气井存在水侵,及时有效地调整了气井的生产制度,延长了气井的无水产气期.

摘要： 选择气井生产制度和气藏开采速度是气田开发的关键.目前确定气井合理配产的方法有多种,可以较好的解决气井合理配产问题,但由于气井测试条件及测试资料录取的限制,还需要结合气井井控储量,对气井合理采气速度进行分析.在此基础上制定较为合理的生产制度,以指导大斜度井、水平井合理配产.

摘要： M油藏位于西非深水区,储层发育为深水海底扇朵叶复合沉积,为层状构造边水油藏.流体为纵向具有明显组分梯度的高挥发性油.针对M油藏特征,制定了顶部注气底部采油、稀井高产、水平井高速开采的保压开发策略.开发实践表明,M油藏高峰年采油速度达9.7％,稳产期约4年,预测采收率超60％,达到了预期开发效果.根据M油藏成功开发经验,在阐述了该油藏地质和流体特征基础上,总结了开发特征和开发经验.对于此类油藏,提出了深入的流体性质分析是前提,应用油藏数值模拟和经验总结综合优选开发方式是保障,稀井高产是深水区油藏获得经济效益最大化的有效策略,井底压力计实时监测并保持在饱和压力以上开发是关键.同时,建立了该类油藏特殊的生产制度优化方法指导油藏高效开发.上述成功经验为类似油藏的开发具有重要的借鉴意义.

摘要： 通过实地调研和数据分析,发现2018年全国马铃薯产业种植面积和总产量减少、商品率下降,价格相对平稳、走货基本正常,淀粉薯收购受限、拖累市场,秋季窖藏量降低、损失增加等特点.做出2019年全国马铃薯收获面积较2018年将基本稳定或略减、总产量将略增,全年平均价格出现较大程度回升的可能性大等预判.从绿色生产促改革、规范管理抓种薯、发展主体强组织、产业融合带消费4个方面提出推动马铃薯实现高质量发展和产业转型升级,不断改善马铃薯供给有效性和稳定性的对策措施.

摘要： 通过实地调研和数据分析,发现2018年全国马铃薯产业种植面积和总产量减少、商品率下降,价格相对平稳、走货基本正常,淀粉薯收购受限、拖累市场,秋季窖藏量降低、损失增加等特点.做出2019年全国马铃薯收获面积较2018年将基本稳定或略减、总产量将略增,全年平均价格出现较大程度回升的可能性大等预判.从绿色生产促改革、规范管理抓种薯、发展主体强组织、产业融合带消费4个方面提出推动马铃薯实现高质量发展和产业转型升级,不断改善马铃薯供给有效性和稳定性的对策措施.

摘要： 通过实地调研和数据分析,发现2018年全国马铃薯产业种植面积和总产量减少、商品率下降,价格相对平稳、走货基本正常,淀粉薯收购受限、拖累市场,秋季窖藏量降低、损失增加等特点.做出2019年全国马铃薯收获面积较2018年将基本稳定或略减、总产量将略增,全年平均价格出现较大程度回升的可能性大等预判.从绿色生产促改革、规范管理抓种薯、发展主体强组织、产业融合带消费4个方面提出推动马铃薯实现高质量发展和产业转型升级,不断改善马铃薯供给有效性和稳定性的对策措施.

摘要： 本发明涉及属于页岩气井排水采气领域的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法；它解决现今页岩气井生产过程中生产目标不明确、排采工艺介入时机不明确，排采工艺优选困难等问题；其技术方案是：以井底压力系数和返排率为特征参数，将页岩气全生产周期划分为快速排液期、自喷生产期、人工介入期和无水生产期四个生产阶段，然后优选出每个生产阶段的最优生产制度，并判断优选管柱、柱塞气举、连续气举和泡排在人工介入期的适用性，优选出最优排采工艺；本发明基于人工智能进行生产制度和排采工艺的优化，优化工作流程，提高工作效率和决策质量，避免主观判断的影响。

摘要： 本发明提供了一种生产制度变化的页岩气井生产数据分析方法，属于油田开发领域。该方法包括：(1)建立页岩气井试井分析模型；(2)获取生产数据及所需基本数据；(3)计算产量规整化压力和产量规整化压力导数，绘制双对数图版，该双对数图版包括产量规整化压力与物质平衡时间的双对数曲线和产量规整化压力导数与物质平衡时间的双对数曲线这两条曲线；或者计算产量规整化压力积分和产量规整化压力积分导数，绘制双对数图版，该双对数图版包括产量规整化压力积分与物质平衡时间的双对数曲线和产量规整化压力积分导数与物质平衡时间的双对数曲线这两条曲线。

摘要： 本发明属于天然气田开发技术领域，特别是一种柱塞气举排液采气生产制度的优化方法，包括选取待优化柱塞气举井对应区块的多口柱塞气举井的历史生产数据作为训练集样本，将待优化柱塞气举井的生产制度作为测试样本XItem，计算测试样本XItem与训练集样本中任意样本的距离；圈定距离最近的k个训练对象，作为测试对象的近邻；根据这k个近邻归属的主要类别，来对测试对象分类；本发明利用本区块或相邻区块的柱塞气举井的数据，以产气量最大为目标，建立基于KNN算法的柱塞气举生产制度优化模型，匹配出最优控制方式和生产制度，实现了生产制度优化的效果。该方法能提高寻求最优的开关井时间和开井油套压，实现产量最大化，提高整体开发效果和经济效益。

摘要： 本发明涉及属于页岩气井排水采气领域的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法；它解决现今页岩气井生产过程中生产目标不明确、排采工艺介入时机不明确，排采工艺优选困难等问题；其技术方案是：以井底压力系数和返排率为特征参数，将页岩气全生产周期划分为快速排液期、自喷生产期、人工介入期和无水生产期四个生产阶段，然后优选出每个生产阶段的最优生产制度，并判断优选管柱、柱塞气举、连续气举和泡排在人工介入期的适用性，优选出最优排采工艺；本发明基于人工智能进行生产制度和排采工艺的优化，优化工作流程，提高工作效率和决策质量，避免主观判断的影响。

摘要： 本发明提供了一种生产制度变化的页岩气井生产数据分析方法，属于油田开发领域。该方法包括：(1)建立页岩气井试井分析模型；(2)获取生产数据及所需基本数据；(3)计算产量规整化压力和产量规整化压力导数，绘制双对数图版，该双对数图版包括产量规整化压力与物质平衡时间的双对数曲线和产量规整化压力导数与物质平衡时间的双对数曲线这两条曲线；或者计算产量规整化压力积分和产量规整化压力积分导数，绘制双对数图版，该双对数图版包括产量规整化压力积分与物质平衡时间的双对数曲线和产量规整化压力积分导数与物质平衡时间的双对数曲线这两条曲线。

摘要： 本发明属于天然气开发技术领域，特别涉及一种柱塞气举生产制度优化控制方法。一种柱塞气举生产制度优化控制方法，包括以下步骤：产气区内柱塞井生产动态进行分析，得到影响柱塞运行效果的主要特征参数；结合柱塞井不同的工作情况，设定自动开井参数、自动关井参数、自动运行优化参数以及自动预警参数；对单井的柱塞井生产动态进行分析，得到个参数的具体数值；从而实现通过控制柱塞井的开启、关闭，对单井柱塞气举生产进行自动优化控制。本发明通过设定不同控制参数，通过控制柱塞井的开启、关闭，对单井柱塞气举生产进行自动优化控制，降低柱塞气井人工日常调参及管理工作量，提高井筒举液效率、实现气井自主长期稳定生产。

摘要： 本发明提供一种多层应力敏感油藏压裂水驱井网及生产制度优化方法，该多层应力敏感油藏压裂水驱井网及生产制度优化方法包括：步骤1，挑选主力层；步骤2，以最大经济利润为指标，拟合总利润与主力层系井距和排距、油井转注时机、水井注水量三个因素相关的经验公式；步骤3，优选主力层系井排距和生产制度；步骤4，利用应力敏感效应优选非主力层的生产制度。该多层应力敏感油藏压裂水驱井网及生产制度优化方法解决了不同层系对应的最优布井方式不同这一问题；方便、快速、准确优选主力层系井排距和生产制度；充分发挥各层系的贡献作用，最大程度提高层状砂砾岩油藏的采收率和经济效益。

摘要： 本发明公开了一种页岩气井变压变产阶段生产制度适应性判别方法，包括如下步骤：筛选出井区内的标准井；收集标准井及待判别井的水平段长、压裂段数、压裂规模数据；作标准井及待判别井的物质平衡时间～产量规整化拟压力关系曲线，分别得到拟生产指数值、线性流结束时间；对比水平段长相差不超过水平典型井10%长度、压裂工艺相同的目标井与标准井的拟生产指数值、线性流结束时间，得出目标井的生产制度与储层条件是否匹配、生产制度是否合理。本发明不需要难以取得的多项储层参数，而是利用分析得到的储层参数团用于生产制度合理性分析，可为下一步页岩气水平井的生产制度调整提供指导。

摘要： 本发明涉及天然气开采技术领域，特别属于一种低渗透产水气藏气井间歇生产制度优化方法。主要解决了低压气井开井时率低、携液困难和易冻堵的难题。所述的间歇制度优化方法包括：步骤1，实时采集井口生产数据；步骤2，计算开关井压力变化速率、临界携液流量和水合物相平衡压力；步骤3，根据压力恢复速率、油套压差和水合物温压条件，确定开井时机，电动针阀以n％的初始开度实现自动开井，其中10≦n≦50；步骤4，当套压下降速率保持稳定、且满足携液要求，电动针阀以m％增量调大开度，其中1≦m≦10；步骤5，根据油套压下降速率、油压与外输压力差和临界携液流量，确定关井时机；本发明模拟人工开井，实现携液生产，以及避免水合物冻堵。

摘要： 本发明属于天然气田开发技术领域，特别是一种柱塞气举排液采气生产制度的优化方法，包括选取待优化柱塞气举井对应区块的多口柱塞气举井的历史生产数据作为训练集样本，将待优化柱塞气举井的生产制度作为测试样本X