生产压差

摘要： 新疆H储气库作为中国最大的气藏型砂岩储气库,调整方案采用水平井整装部署,单井具有强注强采和大排量吞吐的特点,若生产压差过大,会破坏岩石骨架,携带出的砂粒冲蚀生产管柱甚至堵塞井筒导致气井停产,影响储气库的整体调峰能力。开展基于压力监测的水平井临界出砂预警模型研究,利用适用于H储气库的物质平衡方程、状态方程和流动方程,建立水平井动态生产压差监测模型;同时开展水平井临界出砂压差现场测试,确定岩石坚固程度判断指标“C”公式模型以预测临界出砂压差,二者结合形成水平井动态出砂压差预警模型,模型压力与实测压力吻合率超93%。不仅可以实现对水平井动态生产压差的实时监测,还为水平井最大调峰能力评价和后续调峰配产奠定了基础。

摘要： 针对渤海Q油田进入高含水率、高采出程度“双高”阶段的稳产难题,提出了强化开采调控方法,通过合理提高生产压差,提高层内水驱动用程度。基于对层内非均质性以及驱动压力梯度与启动压力梯度的关系分析,从低渗透率储层有效动用的角度出发,建立了不同井距下合理生产压差与流度的关系图版。应用该图版,提出渤海Q油田生产压差从2.0 MPa提高至5.0 MPa。该方法在渤海Q油田取得较好的成效,单井“降水增油”效果明显,实现日产量连续5年稳产200 m^(3)/d,油田采收率提高4%。该方法能为后续油田开发提供借鉴。

摘要： 单项流体油井根据泵沉没度确定产液量,多项流体油井根据IPR曲线拐点确定产液量,都未考虑负压对长期稳产的影响。针对地层各项参数影响计算结果的合理性、井底负压对稳产的影响较大等问题,将试井流压换算为环空动液面下降高度,绘制QS曲线,回归曲线得到产液量随动液面下降高度变化的油井地层流体渗流方程及方程曲线曲度系数表达式。实际应用时,先计算QS曲线的曲度系数,选定渗流方程,然后计算油井解堵最小负压,将解堵最小负压换算成动液面下降高度,导入选定的渗流方程,计算的产液量即为合理产液量。在排2区块5口井的应用显示,投产产液量大于合理产液量进行生产的油井,出砂比较严重,解堵防砂有效期短,含水上升速度快;投产液量已接近合理产液量进行生产的油井,能够满足油井长期稳产的要求。

摘要： 渤海L油田属于疏松砂岩油藏,具有含油井段长、小层数量多、薄层占比高、非均质性强的特征,开发过程中层间干扰和微粒运移,导致新井初期产能递减大。为了提高新井产能、降低递减速度,基于矿场资料,分析含水率、产层厚度、生产压差与新井产能之间的关系。研究表明,在低含水阶段,生产压差是新井产能的主控因素,生产压差大导致储层微粒运移而堵塞孔喉,产能也随之降低,因此,新井初期采用合理压差是产能稳定的基础;在高含水阶段,含水率与产层厚度是新井产能的主控因素,细分开发层系是提高新井产能的重要手段,流场调控是降低产能递减速度的有效方法。针对多层疏松砂岩油藏,采用“流场调控、细分层系、合理压差”三位一体的综合调整策略,研究区新井初期产能平均提高26.9%,年递减率从治理前64.6%减少至20.6%,产能改善效果较好。

摘要： 南缘高泉背斜清水河组储层具有三高一深(即高温、高压、高产和超深)特征,国内尚无成熟完井案例可循。为优选合适的完井方式,针对目标区试验水平井分别建立了预孔筛管完井、套管射孔完井的井筒和地层的稳定性模型,对其全生命周期井壁稳定性开展了数值模拟研究。结果表明,当井筒沿着最小水平主应力方向时,孔眼应力集中在平行于最小水平主应力方向最大,在垂直于最小水平主应力方向最小,井筒的破坏会从外壁孔眼处开始;筛管和套管只会产生部分塑性变形,变形量小于5%,发生挤毁可能性不大,但生产后期筛管完井地层必定会发生坍塌,固井后的射孔地层相对比较稳定,从井壁稳定性出发对目标区此类三高一深特征水平井可优先推荐采用射孔进行完井。

摘要： 自2019年以来,昭通页岩气示范区在太阳区块浅层开展“多簇射孔+大排量+高强度连续加砂+石英石替代陶粒+暂堵转向”为核心的压裂2.0工艺技术试验,并实现了全面推广应用,单井测试产量和EUR均得到提高,但在压后排液和生产过程中部分井出现不同程度出砂,这不仅对地面管汇流程造成一定损害,还导致单井产量下降。为深究浅层页岩气井出砂原因,从太阳区块页岩储层物性特征、压裂工艺、压裂液体系、返排参数控制等方面进行综合分析,结果表明低闭合应力和压裂后不合理的返排制度是造成浅层页岩气井地层出砂的主因,高产水量和体积压裂工艺是诱因。结论认为采用优化泵注程序及纤维防砂的工艺、制定合理的返排测试及生产制度等方式可以实现防止和控制地层出砂。

摘要： 针对油井产状不合理,产液量超过渗流最大值,骨架破坏、地层出砂、产量下降等问题,根据油井动态渗流方程,对试井稳定产量(Q)与对应的动液面(S)下降高度数据进行处理,确定渗流方程;以地层渗透率、孔隙度等参数计算油层解堵最小负压,作为生产压差,并折算为动液面下降高度(S),代入渗流方程得到合理产量。该产量下的井底负压为油井解堵最小负压,避免了负压过大导致骨架破坏出砂,引起产量下降。该方法在油田进行了5井次应用,结合油井生产历史数据分析,当生产液量大于合理产液量后,油井出砂严重,油井以合理产液量进行生产,能够满足油井稳产的要求。

摘要： 埕岛油田的潜山油藏主要靠天然底水能量开采,在开发过程中面临的最突出的问题是如何防止和抑制底水锥进.本文通过分析含水油井含水上升原因提出了优化井身轨迹、关井压锥以及优化生产制度等三项控水措施,并进行了矿场试验,取得了显著效果,有效提高了潜山单井产能,含水上升得到抑制,提高了潜山油藏的开发效果.

摘要： 本文通过高孔渗边水油藏的开发特征、水侵机制及剩余油分布规律研究,针对开发中存在的问题,制定有效对策,剩余油精准挖潜,达到高效开发,提高采收率的目的.通过对高孔渗边水油藏开发井快速水淹生产情况进行分析,总结水侵特征,应用流体势分析方法定量描述边水上侵机理及剩余油潜力分布特征,证实开发井构造低方向与构造高方向储量动用程度、水锥半径均存在较大差异,构造高方向动用程度更低,构造高部位历史井间仍为剩余油挖潜区.在边水快速上侵治理方面,结合水侵影响因素分析,类比、优化油井生产参数,实现对边水上侵速度的抑制.

摘要： 本文对某X油田出砂临界生产压差进行研究,要得到水平井近井地应力分布模型,主要对水平井地应力场坐标变换,出砂临界生产压差进行计算,然后对某X油田底水油藏水平井生产压差进行研究,根据莫尔-库伦准则的计算步骤可以得到的某X油田疏松砂岩临界生产压差为2.11MPa,出砂临界井底流压为8.98MPa。

摘要： 在凝析气藏的开发过程中,随着地层压力的不断下降,地层中会析出凝析油,严重影响气井的产能.但是,在凝析气藏衰竭式开发过程中,凝析油的析出是无法避免的,只能通过调整合理的工作制度来尽可能多地采出凝析油气.因此,基于实验和理论的方法研究凝析油气的渗流特征及毛管数效应对凝析油开采的影响,提出将凝析气藏衰竭式开采分为两个不同的阶段,按不同的开发阶段确定其合理的生产压差.通过研究认为,对于定容封闭的凝析气藏可适当增大生产压差或采取变压差的方式来增加气井的产能以及凝析油的采收率,最后通过实际凝析气井的生产动态验证了以上的观点.确定凝析气藏不同开发阶段的合理生产压差对凝析气藏的高效开发具有重要的指导意义.

摘要： 苏里格西区储层致密、非均质性强且普遍产水,人工的物理模型模拟无法真实反映储层内部流体的流动情况及分布特征,本文利用微观多相渗流实验中的真实砂岩模型进行气水渗流特征研究,使研究结果可信度较其它模型大大增加.通过实验表明,产水机理主要为由于生产压差逐渐增大,使得在气体膨胀力的作用下的一部分束缚水转变为可动水,随气体流入井筒;其中水膜残留水、绕流形成的残余水、孔隙边缘及角隅处的可动束缚水是西区主要产水类型.因此,气井在投产时应合理配产,控制生产压差,防止由于生产压差过大束缚水转变为可动水、造成产水量增大的情况出现,在此基础上,制定相应的气井开发技术对策.

摘要： 苏里格西区储层致密、非均质性强且普遍产水,人工的物理模型模拟无法真实反映储层内部流体的流动情况及分布特征,本文利用微观多相渗流实验中的真实砂岩模型进行气水渗流特征研究,使研究结果可信度较其它模型大大增加.通过实验表明,产水机理主要为由于生产压差逐渐增大,使得在气体膨胀力的作用下的一部分束缚水转变为可动水,随气体流入井筒;其中水膜残留水、绕流形成的残余水、孔隙边缘及角隅处的可动束缚水是西区主要产水类型.因此,气井在投产时应合理配产,控制生产压差,防止由于生产压差过大束缚水转变为可动水、造成产水量增大的情况出现.

摘要： 涩北多层疏松砂岩气藏开发受出水加剧影响,水气比迅速蹿升,积液、水淹停躺井增多,气田递减率控制难度加大,稳产形势日趋严峻,亟需优化气田治水技术,以保气田长期稳产.基于此,在研究气藏地质及气田水侵规律认识、研发提升治水配套技术等方面加强了技术攻关和现场试验,形成了涩北多层疏松砂岩气藏治水关键配套技术.通过新技术、新工艺推广应用,气田产能递减率控制在8％以内,水侵速度控制在0.5m/d(实现多年水侵速度不增),生产压差稳定,开发效益得到显著提升,有效助力气田持续稳产和提质增效,实现气田50×108m3稳产目标,所形成的关键技术可为同类型气藏开发提供借鉴.

摘要： 煤层气井排采影响因素分析对于合理确定煤层气井排采制度,最大化产气效果至关重要.为此,开展煤层气井排采过程中煤岩应力敏感性、煤岩基质收缩、气水两相渗流、液面下降速度、煤粉运移等影响因素的分析.结果表明:(1)煤岩的应力敏感性可导致排采中水产量极值点的出现;(2)煤岩基质收缩造成的渗透率改善主要发生在大量产气之后;(3)排采产气后气水两相流可在近井筒形成水相渗透率瓶颈,降低排水效率;(4)生产压差变化速度对煤层气井生产没有影响,因此,缓慢降压并不能提高排采效果,而保持合理的生产压差才是提高煤层气井排采效果的关键;(5)流体流速和气体的加入是煤粉运移的主要因素.结论认为:(1)排采初期单相水流阶段,找出水产量极值点对应的井底流压(生产压差),保持在此流压下排采,尽可能多排水,增加降压面积,可提高排采效果;(2)排采早期煤层大量产气之前,煤层脱水期时不要过多关注煤岩基质收缩对排采的影响;(3)排采中要限制两相流过早出现;(4)缓慢降压的观点不是必要的;(5)排采前期为了减轻排采过程中煤粉的影响,应保持平稳连续排采,并做好临界解吸控制.

摘要： 本文提出一种新的多级压裂水平井缝间连续注采方法(简称CIIP),主要的应用对象是中国储层条件复杂的致密油藏.CIIP把奇偶级裂缝划分成更小的注采单元,缩短驱替间距,可缓解常规水驱注入压力过高的问题,同时也能加强渗析作用.实例研究以鄂尔多斯盆地典型致密油藏为参考,设计了一套流程,验证了CIIP的优越性并进行了敏感性分析,较为敏感的参数有裂缝间距、生产压差、裂缝导流能力和基质渗透率.

摘要： 海上潜山裂缝性稠油油藏除有常规裂缝性稠油油藏开发的难度之外,还要受到海上工程条件的制约.本文以渤海A油田潜山油藏为例,结合工程工艺等方面综合考虑热水驱开发该类油藏提高单井产能并实现最优开发效果.针对优选得到的开发方式,对该油藏进行了热水驱开发技术政策研究,研究结果表明该油藏合理压力保持水平以泡点压力附近最优,注水时机以较早注水为宜.同时针对典型井区,结合类比对象综合确定了其合理生产压差和单井产能.

摘要： 随着中海油海外作业区块的增多,开发的储层类型越来越多,灰岩储层就是其中之一.灰岩储层在不同的生产工况下(酸化、生产压差变化)的井壁稳定直接影响灰岩储层的完井方式及后期的开发生产方式.因此,对灰岩储层的井壁稳定性进行研究很有必要.本文针对中海油海外油田某区块储层水平井井段进行研究,通过实验室岩心实验,建立了该地区灰岩储层的岩石强度模型;然后从力学角度出发,利用Mohr-coulomb准则,引入井壁稳定系数,建立了储层水平井段的井壁稳定系数剖面,并对整个储层段酸化作业后的井壁稳定性进行了分析.研究表明研究区域的灰岩储层水平井段进行酸化作业后,在一定的生产压差下进行生产可以保持井壁稳定,结合现场实际生产压差给水平井完井方式选择及后期作业提供了理论依据和指导.截至目前,现场2口井实施裸眼完井及酸化作业,生产效果良好.

摘要： S气田A区块为具有边底水的岩性构造气藏,整体投产后,出水气井逐渐增多,产水量大,影响了气藏的开发效果.本文对A区块的水侵量和水侵指数进行了计算,计算表明气藏为强水驱气藏,水侵量大.根据气井构造位置,连通情况、水侵特征将A区块划分为3个井区进行分析,其中北部井区连通性好,井间干扰明显,气井产水量大;南部井区观测井与气井压力同步下降,水体与气藏存在连通,水体规模有限;中部气井构造位置高,只有A2孔隙出水,但其余气井生产压差大,需进行控制.另外对几口气井的压力恢复测试资料和生产特征进行了分析对比发现气水界面逐渐向气井推移,需进行连续监测,并进行控制,最后提出了气藏整体开发调整的对策和方法.

摘要： 气田生产中后期,地层压力逐渐下降,当井口压力低于集输管网压力时,气井将无法继续生产,大量可采储量得不到利用.针对苏里格气田气井地质情况和生产特点,提出低压采气工艺设想并进行工业试验,并对当前取得的试验数据进行分析对比,评价其经济效益,为气田中后期稳产提供新的思路.

摘要： 本发明涉及一种压差膨化技术结合高密度发酵生产小麦麦麸低聚肽的方法。步骤如下：⑴麦麸浸泡：使麦麸的含水量为50％～70％；⑵压差膨化浸泡后的含水麦麸：膨化温度70～80°C，膨化时间3～5h，压力差为0.2～0.3MPa，停滞时间为5～15min；⑶高密度发酵：在密封的发酵罐内，接入碱性蛋白酶，通入过滤空气使进气量为出气量的1‑2倍，菌体反应在一定压力下进行；⑷离心分离发酵产物，冷冻干燥得到麦麸蛋白肽。本发明制得的小麦低聚肽利用试剂盒测得蛋白含量为大于55％，经氨基酸自动分析仪检出本试验所用的麦鼓多肤中含有17种氨基酸。

摘要： 本发明公开了一种压差式流量计的生产方法，涉及流量计检测技术领域，包括有如下步骤，S1.预先设计，根据所需测量的流量范围计算并设计压差式流量计的结构形状、位置以及连接结构，并制定压差式流量计的生产工艺参数；S2.机加工处理，根据结构和参数要求完成原材料的裁切作业和钻孔作业；S3.热处理，根据工艺要求在热处理炉中完成各零部件的热处理作业；S4.焊接作业，焊接各零部件以得到压差式流量计产品的主体结构；S5.组装检测，完成附属配件与主体结构的组装作业，再将组装后的压差式流量计接入测试管网中，检测压差式流量计的检测准确性。预先设计与最终检测相结合的生产作业模式，有利于提高压差式流量计产品生产质量以及测试结果准确性。

摘要： 本公开涉及一种裂缝压差式饲料生产装置、方法、计算机设备和存储介质。通过在预设饲料配方下，改变物料的体积流量，根据物料的体积流量和物料任意两点的压差，得到物料的粘度和剪切率，从而得到物料的流变特性曲线，根据流变特性曲线得到流变特性方程。将流变特性方程以及与流变特性方程相对应的饲料的配方添加至配方模型库。当生产时，根据膨化生产参数得到实际生产中物料的流变特性方程。根据物料的流变特性方程调整温度，水分，机械能(螺杆转速)和干喂料量进行饲料的生产，使得通过粘度得到物料的流变特性方程，可以精准的控制饲料的生产过程，可以使得饲料的品质得到精确的保证。

摘要： 本实用新型提供一种压差变送器的生产装置，涉及压差变送器技术领域，包括工作台和设置在工作台底部的两组弹性组件，两组所述弹性组件之间安装有两个对称设置的辅助台，所述工作台的底部固定连接有支撑组件，所述工作台上固定连接有两个对称设置的支撑杆，所述支撑杆之间固定连接有支撑架，所述支撑架内部放置有多个记录板。本实用新型中，采用弹性组件和辅助台，当需要扩大该工作台的使用面积的时候，使用者移除该限位框，然后弹簧失去了束缚，释放弹力，拉动对应的辅助台移动，然后将辅助台移动到工作台的移出，这样实现了操作面积的调节，便于工作更好更有序的进行，提高效率。

摘要： 本发明实施例提供一种碳酸盐岩油井生产压差的计算方法和装置，该方法包括：测量注入流体前的井口压力；在向碳酸盐岩油井中注入流体时，测量所述流体的累积注入量、以及与所述累积注入量对应的第一注入压力；所述第一注入压力为注入所述累积注入量的流体后的注入压力；根据所述井口压力、所述累积注入量和所述第一注入压力，计算生产压差；其中，所述生产压差为地层压力与井底流压之间的差值。本发明实施例能够降低生产压差计算的成本。

摘要： 本发明实施例提供一种碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法和装置，该方法包括：测量注入流体前的井口压力；确定在第一储集体中注满所述流体，且开始向第二储集体中注入所述流体时的第一注入压力；其中，所述第一储集体为所述第二储集体的前一级储集体；根据所述井口压力和所述第一注入压力，计算生产压差；其中，所述生产压差为地层压力与井底流压之间的差值。本发明实施例能够降低生产压差计算的成本。

摘要： 本发明提供一种应力敏感性气藏测试生产压差计算方法，包括以下步骤：根据测井资料，获得测试层的储层厚度h、井眼半径r

摘要： 本发明提供一种水锁损害条件下的生产压差确定方法，以生产井内的岩样为试样，通过在不同转速下对水饱和的岩样进行离心获取该岩样在某一压差下的水锁损害临界泄流半径；通过将实际作业最大浸入深度和水锁损害临界泄流半径进行比较，确定当前水锁损害临界泄流半径对应的生产压差是否能够作为实际作业过程中的生产压差，从而为现场生产提供更为客观的指导。

摘要： 本公开提供了一种用于确定有水气藏的合理生产压差的方法，属于油气田开发领域。所述方法包括：以有水气藏的边水为圆心，将边水四周的区域划分为多个环形且同心的圈层；在所有圈层中确定出目标圈层；基于目标圈层的静态参数和边水的动态参数，确定目标圈层的数值模型；确定气井的所有敏感性参数的种类；根据目标圈层的数值模型，确定不同敏感性参数的数值与气井的见水时间之间的对应关系；基于对应关系，建立气井的神经网络算法模型；根据神经网络算法模型，计算目标圈层中气井的最优见水时间，将最优见水时间所对应的生产压差确定为气井的合理生产压差。本公开提供的方法可以提高确定合理生产压差的效率。

摘要： 本实用新型公开了一种聚酯树脂生产压差控制装置，具有：反应釜；第一压力表，设置在反应釜内；塔柱，设置在反应釜上，塔柱与反应釜的内部连通；第二压力表，设置在塔柱上；排气管道，与塔柱连通；大气排放管道，与排气管道连通；第一阀门，设置在大气排放管道上；尾气排放管道，与排气管道连通；第二阀门，设置在尾气排放管道上，通过控制尾气阀门的开度来调节反应釜和塔柱的压差，进而避免物料冲顶，造成安全生产事故。