提高煤层气直井动液面解释精度方法研究与应用

煤层气井动液面解释精度对于煤层气井精细化排采管控至关重要,本文对比了接箍法、音标法及声速法等测液面方法的优缺点,分析了影响动液面解释精度的主控因素为井筒温度和气泡段,从而提出了一种提高动液面解释精度的新方法。此方法综合考虑了影响动液面解释精度的各个要素,能够依据所解释液面较为准确地反映煤层气井的井底流压,克服了前期其它方法所存在的一系列问题,为煤层气井精细化排采管控提供保障。

气井环空液面下泄漏声场模拟

气井油套管环空液面下泄漏声波的产生及传播机理一直备受关注。为研究液面下泄漏声波声源特性,建立了井下油套管环空泄漏物理模型,联合STAR-CCM+软件对环空液面下气体泄漏状态进行了流场及声场的仿真分析,得到了泄漏流场的压力和相态云图及不同泄漏孔径、泄漏位置和泄漏速度下的声压频率曲线。研究结果表明:随着泄漏速度升高,泄漏气流冲击管壁且液面震荡剧烈,液面下泄漏声源主要以四极子声源为主;液面上泄漏声源主要由液面震荡破裂及液面下四极子声源共同产生,泄漏声波能量的主要频率分布在0~100 Hz区间;在单一变量条件下,泄漏声压级随泄漏孔径、泄漏速度及泄漏位置距底部距离的增大而增大。研究结果可为在井口应用声波法检测液面下泄漏奠定理论基础。

四川流体台网水位同震响应特征对比分析

本文统计分析了四川流体台网对2022年四川芦山M_(S)6.1、马尔康M_(S)6.0、泸定M_(S)6.8三次大地震的水位同震响应特征。研究结果显示,三次大地震引起了四川大范围内不同程度的水位同震响应。水位同震响应幅度受震级影响显著,受井震距影响并不显著。大区域范围内的水位同震响应幅度受含水层岩性、地质构造、井孔条件等影响。水位同震响应类型主要受井震距影响,与井孔深度关系不大。川20井、川49井和川50井在2022年泸定M_(S)6.8地震中水位同震响应幅度差异较大的原因可能是井孔承压性不同。受含水层岩性、所处断裂带位置和井孔承压性影响,位于同一断裂带且距离较近的川46井、川47井和川48井在这三次大地震中的水位同震响应幅度存在差异。在2022年芦山M_(S)6.1地震中,川46井与川47井的水位同震响应类型不同,这可能与井孔水位受动态应力与静态应力的主要控制作用不同有关。水位同震响应的统计和分析结果受仪器采样率影响,使用分钟值水位数据分析得到的水位同震响应结果可能不够准确,秒钟值水位数据可以为水位同震响应特征及机理的精细研究提供更丰富准确的水震波数据。

基于物联网的抽油机井智能优化运行技术研究

为解决油井人工监测跟踪维护工作量大、优化方案调整不及时、无法满足油井智能化需求等问题,在大庆油田开展了抽油机井智能控制方法研究与评价。建立了适用于定向井的抽油机井泵示功图计算方法,进行泵功图分析和产量计量;由泵载荷、多相管流模型、油套环空内气液柱分布规律,计算动液面;通过室内模拟试验井测试评价,基于物联网的抽油机井智能控制系统产量和动液面计算精度较高。开展以井下抽油泵充满度为目标的优化控制试验,当发生供液不足时,系统自动降低运行冲次,泵充满度由34.17%逐渐增加到93.17%,泵防抽空功能得到了有效验证,节电率达到10.90%。该控制系统实时监测油井工况,实现参数自动优化,降低油井泵抽空现象的发生,可实现抽油机井高效运行,有效提高油井智能化管理水平。

基于AMDF计算抽油井套管环隙内声速

基于AMDF的声速计算方法利用AMDF的周期识别能力,对接箍波数据分帧处理,通过AMDF的第一谷点计算该帧内相邻接箍产生的接箍波的时间间隔,随后再根据油管长度计算出该帧接箍波对应区段内的声速.该方法可克服传统方法辨别距离短、精度低和需要有清晰可辨的连续规则接箍波的缺点.实际应用表明,采用该方法求取的声速更为接近套管环隙内的实际声速.适当增加帧长和采样率可提高声速计算的精度.

抽油井套管内声速变化规律分析

根据大量现场测量数据,计算出多口井的前十节油管相应区段内的平均声速,然后采用曲线拟合的方法,得到了反映抽油井套管内声速变化规律的拟合公式,并利用该地区的前30个接箍回波均清晰可辨的某口井的实测数据进行了验证,发现该公式较为吻合,利用该公式可计算出抽油井套管内任意位置处的声速,结果还表明,对于某一地区而言,该地区的套管内的声速的变化规律基本一致,从而为该地区抽油井液位测量中的声速的准确确定提供了可能,进而可提高抽油井液位的测量的准确度,并且井口声速基本反映抽油井套管内声速大小水平。此外,还讨论了不同抽油井的声速分布规律。

关于抽油机井合理间抽制度的研究

在间抽试验的基础上 ,系统研究了抽油机井在间抽过程中泵抽产量、沉没度以及液面恢复时沉没度随时间的变化特点。根据泵抽过程中流压变化与电容器放电过程中电压变化的相似性 ,确立了抽油机井间抽过程中流压变化的数学模型 ,进而根据该数学模型及沃格尔方程 ,导出了间抽过程中地层渗流方程 ,根据以上方程 ,通过在坐标系中做图的方法 ,确定出了抽油机井的合理间抽区间 ,并给出了确定合理间抽制度的系统方法。根据以上系统分析 ,取得了对间抽的几点认识。

一种井筒液面位置准确识别与分析方法

传统通过深度-压力关系图确定井筒液面位置的方法,当遇到压力不稳定、流体密度不均匀、测点少等情况时存在精度不够或无法计算的问题。提出了依靠试井手段,在测取全井筒多点压力、温度的基础上,先根据全部井段压力温度梯度判断液面所在井段,再利用液面上下的实测点的压力和压力梯度计算液面位置的补充算法。当上部的气柱只有一个测点或者根本没有测点而无法进行线性回归的情况下,传统算法无法计算液面的位置,因液面附近的流体性质与液面上下实测点的流体性质最为接近,此方法提高了液面计算的准确度。经SQ储气库S4-1等多口井成功应用,计算结果符合生产实际情况。该方法提高了井筒内流体密度不均匀条件下液面位置的计算精度,是传统液面位置计算的有效补充。

基于短时幅度-过零率函数识别抽油井液面回波

基于液面回波短时过零率较低的显著特征和新定义的短时幅度函数,提出一种新的液面回波的综合识别方法,将含有幅度敏感因子的短时幅度函数与短时过零率函数相结合构造出了一个短时幅度-过零率函数,利用该函数逐帧地对回波信号进行计算,可识别出液面回波。与传统方法相比,可显著降低误判。通过阈值方法或其他方法可确定液面回波到达时刻。通过对比分析与实际计算给出了短时幅度-过零率函数的参数及帧长的选择范围。合适的函数参数和帧长可在一定程度上提高识别能力。现场应用表明该方法是可行的,与传统的单一幅值的识别方法相比,该方法对液面回波的正确识别能力有较大提高。

煤层气井排采液面-套压协同管控——以沁水盆地樊庄区块为例

以樊庄区块煤层气开发直井排采管控为研究实例，以排采工程数据为主要依据，探讨各排采控制阶段流体流动形态与煤储层伤害机制，揭示排采液面一套压协同控制过程，并基于煤层气井排采曲线分析和高产气井排采参数统计，获得排采液面-套压协同控制指标。研究结果表明，樊庄区块煤层气井需经历“以液为主-气、液混合-以气为主”的排采控制过程以及排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段、稳产阶段和产气量衰减阶段5个排采控制阶段，其中，排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段是流体流动形态转变和储层伤害的易发阶段，也是排采管控的关键阶段。排水降液面阶段以日产水量为控制参数，以井底流压为评判指标，采取缓慢、长期的排采原则；憋压阶段以日产水量和套压为控制参数，以憋压、稳定动液面的方式实施管控；产气量上升阶段采取适当憋压、提升动液面的控制原则，保持套压高于0．2MPa，控制日产水量缓慢降至0．2～0．5m。，使动液面深度回升至煤层中部以上10~50m；稳产阶段需适当憋压，稳定动液面在煤层以上，并维持排采作业稳定；产气量衰减阶段尽量避免较大幅度的排采制度调整，使产气量、产水量平稳下降。

煤层气排采动态参数及其相互关系

排采制度是保证煤层气井生产排采成功的关键要素。以煤层气开发潘河试验区生产资料为依托,利用统计、对比的方法,对试验区排采过程中的产气量、产水量、套压和动液面等参数进行综合研究。结果表明,区内煤层气排采过程及其动态参数具有明显的阶段性特征;排采过程中,动液面深度和套压为正相关关系,二者可通过相互调整控制井底压力。根据各阶段排采动态参数的特征,提出了与各排采阶段相适应的排采制度。

油田电泵井自动控制系统的研究与应用

针对大港油田电泵井都为开环控制的现状,提出对电泵井进行闭环自动控制,现场试验安装电泵井井下参数采集系统、地面变频控制系统和数据处理系统,并完成电泵井自动控制算法设计,实现了对电泵井的自动控制。现场应用表明,该方法有效克服了电泵井开环控制存在的诸多问题,确保了供产液的平衡,有效保证油井长期稳定开采,同时远程控制进一步降低了工人的劳动强度、提高了数字化油田的水平,取得了很好的实际应用效果。

鱼群算法优化组合核函数GPR的油井动液面预测

针对抽油井动液面(DFL)检测主要依靠人工操作回声仪测试,无法实时在线检测,而单一核函数的高斯过程回归(GPR)无法明显提高预测精度和泛化能力,提出了一种人工鱼群算法(AFSA)优化组合核函数的动态高斯过程回归动液面预测模型.采用多项式函数、线性函数与径向基函数组合构建核函数,利用人工鱼群算法对核函数模型参数进行寻优,采用快速傅里叶变换(FFT)和核主元分析(KPCA)融合提取时频数据非线性特征作为模型输入,提高模型的预测精度和泛化能力.油田现场应用验证了该方法的有效性.

存储式油井动液面监测系统研制

油井液面动态监测是数字化与智慧化油田的重要内容。针对偏远油井动液面自动连续测量、动液面数据传输与集中计算的问题,研发一种存储式油井动液面监测系统。该系统由井口测量装置和数据处理平台构成,采用STM32F103RET6为动液面测量微控制器,将动液面实时测量值按自定义格式编码处理成数据包,存储到FLASH存储器,并定时导入数据处理平台进行解码、液面计算,从而得到动液面深度及波形。该系统实现了油井液面的自动连续测量,多口油井液面数据比较分析,在数字化与智慧化油田建设中有典型的应用价值。

陇东油田油井液面测试技术的改进与应用

通过动液面测试,可以了解油井的供液能力和井下设备的工作状况,为油井生产分析提供依据。目前,一些深井、高油气比油井的动液面测试结果不准确,原因是声波能量衰减快,现有测试枪存在不足。设计了气压组合型测试枪,声源为声弹、套管气、氮气。与常规方法测试曲线对比,氮气声源测试的液面反射波标准、清晰,易于定位,特别适用于高油气比油井的动液面测试。

油井合理提捞周期优化方法

提捞采油井在捞油后需关井恢复液面 ,当井筒储集一定油量后 ,再进行下次捞油。若油井捞油后关井时间过长 ,累积捞油量将大幅度降低。相反 ,关井时间过短 ,尽管捞油总量增多 ,但随着捞油次数的增加捞油成本将大幅度上升。如果仅凭经验捞油 ,势必导致对油井捞油盲目性 ,即影响油井产量 ,又影响提捞效益。该文以油藏工程理论为指导 ,从油井关井液面恢复资料入手 ,提出油井关井动液面预测方法 ,建立了油井捞油净收入优化数学模型 ,通过对模型求解 。

利用抽汲井液面恢复资料进行试井解释

抽汲井抽汲停产后的液面恢复与常规的抽油井的动液面恢复有所不同,主要是停产恢复时重力分异作用更加明显。根据这一性质利用液面深度数据折算井底流压,并考虑带封隔器和不带封隔器井型的情况。对均质油藏建立了圆形封闭地层中心一口抽汲井液面恢复数学模型。在考虑井储效应和表皮效应的情况下,应用拉普拉斯变换和贝塞尔函数理论对定解问题求解,绘制了抽汲井液面恢复图版,可解释地层压力、地层渗透率和表皮系数,并开发了抽汲井液面恢复资料解释软件。实际应用表明解释结果和其他解释方法结果十分吻合。

沁水盆地煤层气田试采动态特征与开发技术对策

沁水盆地煤层气资源丰富,中国石油天然气集团公司于1994年起在该盆地内开展了大规模的勘探、试采和正式开发准备工作。从气田动态分析入手,系统研究了该煤层气田的开采特征。结果认为:压裂增产、多分支井是开发该煤层气田的有效手段;3#煤产气量高低与其地质因素关系密切;在煤层气排采过程中应保持动液面稳定下降。结合煤层气开采动态特征,提出了沁水盆地煤层气田合理的开发技术对策:①采用地面垂直井和多分支水平井相结合的方式开发该地区的煤层气资源,在此基础上优化合理的井网部署方式和增产方式;②3#、15#煤层的地质条件差异较大,建议优先考虑开采3#煤层,15#煤层在3#煤层产量下降时可视储层发育情况择时投产;③在排水采气初期,应建立合理的排采工作制度,避免储层渗透率的急剧下降。

沁水盆地南部煤层气直井合层排采产气效果数值模拟

随着煤层气勘探开发的深入,多煤层合层排采受到广泛关注。合层排采管控工艺是确保煤层气合采井高产稳产的关键,而多煤层组合条件下复杂的地质条件增加了合层排采管控的难度。数值模拟技术是研究煤层气井合层排采管控工艺的有效手段,科学、可靠的模拟结果可为合采井排采管控提供依据。考虑温度效应、煤基质收缩效应、有效应力作用对煤层流体运移规律以及渗透率等煤层物性参数的影响,建立煤层气直井合层排采生产动态过程多物理场耦合数学模型,并进行有限元法的多物理场耦合求解。通过对沁水盆地南部郑庄区块煤层气合采井组的模拟,探讨不同排采速率下煤层气直井合层排采产气效果及渗透率等煤层物性参数动态演化特征,提出煤层气直井合层排采工程建议。模拟结果显示,郑庄区块3号、15号煤层整体含气量较高,煤层气合采井组具有较大增产潜力,提高排采速率对提高煤层气采收率的效果不显著;排采过程中,煤基质收缩效应对渗透率的影响强于有效应力作用,是提高煤层气井排采速率的保障,在确保排采速率不超过煤层渗流能力上限的基础上,适当提高排采速率可实现煤层气井增产。基于模拟结果,建议排采速率的调整以控制动液面或液柱压力为主;以3号、15号煤层气合采井增产为目标,产水阶段和憋压阶段,郑庄区块煤层气直井合层排采速率以液柱压力降幅0.12~0.20 MPa/d或动液面降幅12~20 m/d为宜,既可实现煤层气增产,又可避免储层伤害。

ERD-05g新型泡排剂在苏48区块试验效果分析

气藏在开发过程中都会产地层水或凝析液,产出液若不能及时排出,就会聚积在井底,增大井底回压、降低产气量,严重时将导致气井水淹停产。随着苏里格气田开发工作的不断深入,气井生产中的产水问题需要越来越引起重视。针对苏里格气田苏48区块气井的产水问题,优选了适合本区块地层水的抗油性ERD-05新型泡排剂,通过对苏48区块两口气井的现场试验,取得了较好的试验效果,达到了气井排水采气的目的。