“三类六区”单井效益评价方法在油田配产中的应用

油气田上游企业单独配置产量与成本造成资源配置长期不均衡的现象,传统按油井能力配产已无法满足油田高质量、可持续发展的需求,投资、成本、产量等资源如何合理配置是油田生产经营中需要解决的难题。为此,以油井为单元建立“三类六区”效益评价方法,引入最低变动成本识别无效益产量,在此基础上通过最低变动成本及单井效益贡献值的统一优化排序,利用盈亏平衡、成本最低及利润最大三种模型测算经济产量规模,以指导高成本及无效益产量进行效益优化,提出分类治理措施。此研究应用于制定XJ油田效益配产方案,基于油田能力配产方案及成本预算方案,以油田盈亏平衡产量、成本最低产量及利润最大产量为参考,调整产量规模、优化配置成本,得到量效兼顾产量方案,为油田生产经营决策提供依据。

基于CNN-GRU-LightGBM模型的单井产量预测方法

单井日产量趋势预测研究在油田生产中具有重要意义。由于油井生产工况复杂,难以准确预测日产量,建立了基于多变量时序数据的产量模型。基于卷积门控循环单元(convolutional neural network-gate recurrent unit,CNN-GRU)提取深层特征进行时序预测,基于梯度提升框架的集成模型(light gradient boosting machine,LightGBM)从回归预测角度进行预测,两者结果相互融合,进一步提高产量预测精度。同时,提出了一种可以实现多变量时序预测或回归预测模型在未知输入特征情况下准确预测产量的方法—超前参数递归预测策略。采用该方法对影响产量的重要特征进行超前预测,并将预测到的重要特征应用于预测产量的仿真测试中。仿真结果表明:本文模型与超前参数递归策略配合最好,在测试集上的预测准确度最高。相比单变量时序预测和回归预测模型,可显著提高预测精度。

大口径单井注抽试验求参过程中井底流和混溶效应的综合影响

单井注抽(single-well push-pull,SWPP)试验因其成本低、周期短以及操作简单的优点,被广泛用于求取含水层弥散度等水文地质参数。依托干旱半干旱区常用的大口径井开展SWPP试验,常面临井底流渗漏和井筒混溶效应共同的影响。为此,本研究构建了同时考虑井底流和混溶效应的SWPP试验三阶段溶质运移模型,利用有限差分法对模型进行求解,并利用前人的渗流和溶质运移模型解析解验证其准确性,随后依托该模型探究大口径井附近渗流特征及井尺寸对SWPP试验的影响机制。研究结果表明:(1)新提出的考虑井底流的SWPP试验模型对抽水过程降深以及井壁处溶质运移过程的刻画,同前人解析解匹配良好,表明了该模型构建及求解的准确性;(2)随着井筛长度的逐渐减小,井底流对含水层整体流场的影响程度逐渐增大,流场从径向逐渐转变为球形流场;(3)粗井径相比细井径,注入阶段井中的溶质BTC(Breakthrough curve,穿透曲线)值更小,但抽出阶段的溶质BTC更大,井中混溶过程相比井底渗漏过程对SWPP试验的影响更为显著;(4)当井深小到井径的一半左右时产生类球形流场,井底的渗漏过程相比混溶过程对SWPP试验可能存在更为显著的影响;(5)对于本研究设置的模拟场景,即使不存在井底流,前人的解析解由于忽略井筒混溶,对弥散度的解译仍存在152.5%的误差,而随着井底埋深逐渐减小,井底流导致前人解析解的误差也逐渐增大。

压裂井的三维精细表征与单井模拟分析

目前压裂直井或压裂水平井的单井模拟主要是基于二维或拟三维网格进行表征,但这2类网格无法精细表征裂缝、井筒的三维空间形态。为此,提出利用计算机辅助设计(CAD)技术来进行压裂井的三维几何建模方法,形成了3D精细半结构网格剖分方法和流程,以及高效数值求解方法,将该方法应用于现场一口压裂直井,并对其进行了模拟分析。分析结果表明:所构建的3D压裂直井、压裂水平井的内边界井模型,简化和统一了不同压裂井模型的井产量计算方程,该方法同样适用于更复杂的3D定向压裂井的井产量计算;水力裂缝的几何形态、尺寸和小层物性是空间压力分布的重要影响因素。所得结论可为提高复杂压裂井的三维精细表征能力和单井模拟精度提供技术支撑。

基于热流固耦合的单井增强地热系统数值模拟

为提高深井换热器的取热效率,借鉴干热岩的开发思路,本文提出了一种单井增强地热系统。对单井套管底部岩体进行小范围压裂改造,将单井套管由封闭式系统改为开式系统来提高单井系统的取热性能。建立了热-流-固耦合的三维非稳态数值模型,研究了单井增强地热系统的系统性能表现和各关键参数的影响。结果表明:与传统深井换热器相比,单井增强地热系统的取热性能有较大提升,相同注入工况下,生产温度和取热功率分别提高了62.21℃和2 612.99 kW;从地热工程周期和优化角度出发,单井增强地热系统流量控制在10 kg/s较为适宜,过小的单井增强地热系统流量导致取热效率较低,过大使得系统运行寿命较短;增大井筒封隔间距、减小内管导热系数是提高系统取热性能的有效方法。本文研究可为单井增强地热系统的理论分析和实际应用提供参考。

多相计量撬现场参数整定及单井计量测试

单井多相计量一直是油田迫切需要突破的问题,科氏力流量计以其较高的质量流量精度,实时提供含水率而广受欢迎。但受限于现场条件,作为含水率及体积流量换算的密度参数并不准确或无法提供。基于此阐述一种在油田现场对单井采出液就地进行油水分离及密度检测的方法。以现场实验获取的单井采出液原油,地层水水密度值作为基于科氏力多相计量撬的参数,进行所采样单井的计量测试实验,与平台现有高精度流量计及取样化验含水率数据比对,相对误差在±5%以内。

安哥拉深水油田单井技术经济界限研究

安哥拉目前是非洲第三大产油国,也是我国在非洲的第一大石油进口来源国和重要经济贸易伙伴。安哥拉潜在石油天然气资源多位于深水和超深水领域,项目开发的技术难度大,投资金额也大,因此在油气项目运营过程中,通过利用先进技术降低投资和开发成本,根据财税合同条款测算单井经济极限等手段对目标资产的经济效益进行评估,不断优化技术方案从而获得最大收益具有重要意义。

业财融合下油气田单井核算优化与应用

信息化时代对企业的经营理念产生重大冲击,传统的业务、财务分离的理论已经不足以应对当今的发展趋势,目前业财融合理念越发深入企业核心。就油气田企业而言,其单井核算模式已经越发成熟,在目前油气行业发展形势下,基于业财融合的单井核算机制应该是油气田企业可持续发展的重要举措。依分析来看,单井核算优化方案能够更为准确的提供生产经营决策数据,也能解决成本核算区块、地面管理区域与油藏区块不对应的矛盾,可以逐步建立基础数据库,有效推动全面预算管理,提高预算合理性。一、引言信息化时代下的数字技术研究已经融入各行各业,财务数据能够体现一个企业的经济走势,能表达企业业务的发展趋势和未来发展方向。

承德地区中深层地热单井换热效果分析

地热资源作为一种绿色可再生能源,是未来的重要替代能源之一,中深层地热单井换热是一种开发地热能的新技术。根据承德地区地热地质特点,通过COMSOL Multiphysics数值模拟软件建立单井换热器与周围岩体之间的耦合换热模型,并分析内管和固井水泥的导热系数对出口温度和换热效率的影响。研究表明,内管导热系数对换热效果影响显著,内管导热系数越小,系统换热效率越高,可选择新型的气凝胶绝热材料代替传统的PE管材料提高系统换热性能;固井水泥与岩体导热系数接近时,增强换热效果显著,在具体工程中应根据岩体导热系数研究新型固井水泥,使二者导热系数接近,以减小固井水泥对换热效率的影响。

国内最大单井天然气直接提XAI装置投运

近日从西南油气田公司传出消息,大探1井提XAI装置粗XAI合格提取,标志着国内最大单井天然气直接提XAI工程一次性投运成功,“集输+脱硫+脱水+提XAI”装置全流程各项参数指标正常,设备装置运行平稳,在发挥天然气产能的同时,实现XAI资源有效回收。

油气田单井集输钢质管道阴极保护技术

油气田埋地单井钢质管道的外防腐措施通常仅采用外防腐层。国标中没有强制要求采用阴极保护。但是,对于土壤腐蚀性较强的地区,仅采用外防腐层不足以保护管道,需要采用阴极保护技术对管道进行保护。阴极保护方式的选择一方面需要考虑工程的经济性,另一方面需要考虑油气田复杂的埋地管网,单井布置等因素。通过对单井管道阴极保护技术应用中各方面问题进行分析,确定单井管道阴极保护方式选择原则。

光储燃油发电互补技术在油田边缘单井上的应用

针对边缘单井电力供应问题,提出柴油发电、光伏储能、光伏储能与柴油发电互补共3个供电方案,分析各供电模式的投资成本、运维成本和方案适用性,以降低投资成本和提高供电稳定性为目标,优化供电方案。结果显示:光伏发电储能与柴油发电互补方案的度电成本(LCOE)最低(为1.305元),降低了光伏和储能建设冗余度,年可减排二氧化碳113 t。

基于层次分析法的油田单井钻井工程全过程造价管理优化策略

基于层次分析法对我国油田单井钻井工程全过程造价管理进行探究。首先,针对当前油田单井钻井工程全过程造价管理现状进行分析;其次,运用层次分析法计算全过程造价管理评价指标体系权重,并构建油田钻井工程全过程造价管理评价指标体系,据此提出工程造价管理的优化策略,以期为相关行业发展提供借鉴。

越流型单井系统含水层渗流传热规律研究

单井抽灌技术具有节约打井成本、盘活老井的经济优势,但由于存在热贯通问题,长期稳定的换热效率难以保证.而天然条件下的含水层多是由透水性较好的含水层和弱透水层组成的越流型结构,其中弱透水层由于具有低渗水性,可以有效地减缓含水层内的热贯通现象,对单井抽灌系统的可持续运行具有重要意义.鉴于弱透水层对越流型单井抽灌系统的取热效率有重要影响,同时越流型含水层的渗流规律尚不明确,因此有必要对其渗流传热规律进行研究.本文搭建了越流型单井抽灌系统室内渗流砂箱实验台,研究了弱透水层的存在对单井抽灌系统的传热特性以及含水层渗透性能的影响.结果表明,在边界补给充足的条件下,单井抽灌系统可以维持长期稳定的取热效率,4组不同抽灌流量工况下的稳定抽水温度分别为55.1℃、51.3℃、48.1℃、46.0℃,换热量分别稳定在0.93 kW、1.11 kW、1.18 kW、1.24 kW;含水层渗透系数随抽灌时间呈指数变化,抽水层渗透系数随抽水时间的增加而增大,而长时间回灌则降低了含水层的渗透性能,4组抽灌期的渗透系数分别减小27.0%、27.5%、28.1%、29.8%;根据实验结果得到了相对稳定时系统抽水温度的实验关联式以及含水层渗透系数的变化关系式.本文得到的研究结果可以为该类系统的后续研究提供一定的基础.

填埋场单井注气气体压力监测试验及预测模型

确定填埋场注气过程中气体压力分布特征可为好氧通风工程提供关键技术和理论支撑。以现场单井注气试验为依托,在渗流力学理论的基础上,开展了不同注气强度条件下气体压力分布监测试验,分析了注气过程中气体压力的径向分布特征,推导了注气条件下垃圾土体内部以解析解形式表达的气体压力预测(analytical gas pressure prediction,简称AGPP)模型;结合现场气体压力监测结果,构建了以注气井压力为核心参数的经验公式形式的气体压力预测(empiricalgaspressure prediction,简称EGPP)模型。试验结果表明:低压注气强度也可以达到良好的注气效果,在较短时间内可以让气体充满注气井周围;通过现场监测数据与AGPP模型、EGPP模型的对比,初步验证了两种模型的可靠性。以上成果为预测和评估好氧通风过程中垃圾填埋场气体压力分布提供了新方法。

X采气厂单井效益评价

以X采气厂所有在产单井为研究对象,对其成本及效益进行了分析,为X采气厂后续的生产决策提供参考依据。

线性规划求解在单井投资决策中的应用

石油公司在进行新增投资机会决策时,往往面临从多个区块油田中优选出适应于公司经营目标的优质油田的问题,也就是需要优选出预期效益较好的油田进行投资。在评定油田效益是否满足需求时,新钻井的单井预期效益是关键指标。本文以美国Mississippi地区某石油公司A油田的23口计划新钻井为样本,利用Excel规划求解工具求解不同目标下的新钻井组合,实现单井投资决策的结果。

单井注抽示踪试验推估含水层中DNAPL残留量的数值分析

目前,刻画场地重非水相液体(dense non-aqueous phase liquid,DNAPL)污染常用的钻孔取样和井间分溶示踪试验方法成本高昂。相比而言,单井注抽试验节省经费,且对污染源区的扰动少,但该试验方法推估DNAPL残留量的准确性尚未得到定量验证。针对该问题,基于数值方法分析了示踪剂类型、注抽速率、污染源区结构等因素对单井注抽试验推估DNAPL残留量精度的影响。结果表明:(1)选用分溶系数比2,2-二甲基-3-戊醇(2,2-dimethyl-3-pentanol,DMP)低的己醇进行示踪,示踪剂回收更加充分,推估污染物残留量的平均精度增幅可达35.11%;(2)当注入速率从100 m^(3)/d提高至130 m^(3)/d、抽出速率从120 m^(3)/d提高至150 m^(3)/d,示踪剂接触的污染源区面积更大,均质源区对应的污染物残留量平均精度从42.45%提高到60.26%,非均质源区对应的平均精度从27.69%提高至48.72%;(3)污染源区结构复杂程度的增加会阻碍示踪剂的运移,非均质源区对应的平均精度比均质源区降低了13.15%;(4)单井注抽示踪试验更适用于离散状为主的污染源区,其平均精度比池状为主的源区增加了15.74%。单井注抽试验结合数值分析可有效推估残留非水相液体的分布,建议在DNAPL污染场地精细调查中使用,可为场地风险评估和修复方案的制定提供参考。

基于PCA-DEA方法和Malmquist指数的单井措施费投入产出效率评价

单井措施费投入产出效率评价有助于油田公司把握单井开发现状,进行精准高效的财务支配,使油田管理实现业务财务的双向融合。目前,油田公司评价方式不够细化,尚未与单井措施费投入产出进行有机结合。通过构建单井措施费投入产出效率评价指标,使用PCA-DEA组合方法和Malmquist指数,对单井措施费投入产出效率进行静态评价和动态评价,并提出改善建议。研究结果表明:当前各区块单井措施费投入产出效率整体向好,但存在两极分化的问题,个别区块的措施费投入产出效率有待提升;动态评价的分析结果表明大多数区块实现生产效率的提升,技术变化水平是制约措施费投入产出效率的主要因素;PCA-DEA方法可解决区块少、指标多而导致的评价结果不精确的问题,且Super-SBM模型评价结果更为精确。本文研究对单井措施费投入产出效率评价具有借鉴意义,能够为油田公司进一步实现高质量发展提供参考和指引。

基于单井注抽试验的增强型地热系统储层近井渗透率原位测试方法研究

储层压裂阶段,对近井渗透率的高效评估是分析压裂效果、更新压裂方案的重要环节。但受技术或成本制约,目前仍然缺少深部储层近井渗透率原位测算方法。借助于压裂施工过程的间歇性注入和返排泄压环节,提出一种依托压裂施工过程的单井注抽示踪试验工艺,以及基于数值求解和解析解的2种渗透率估算方法,实现了低成本条件下深部储层渗透率原位测试。将该套方法体系应用于实际增强型地热系统场地,结果显示:在单井注抽试验示踪剂突破曲线不完备条件下,通过数值方法仍然能够合理地估算近井渗透率(0.8 D),但方法计算效率较低;而在示踪剂突破曲线相对完备条件下(即监测得到示踪剂浓度峰值),可采用解析法快速估算渗透率(0.25 D);但由于解析法中未能精确考虑井筒内部长距离示踪剂迁移过程和储层内部弥散作用对示踪剂突破曲线的影响,计算精度相对较低。然而,通过数值方法和解析方法估算近井渗透率处于同一数量级,表明解析法仍可以作为渗透率原位快速估算的一种有效手段。文章提出的单井注抽试验工艺和数据解释方法体系为深部储层渗透率原位测试提供了一种新的途径。