高含水气井井筒压力计算新方法探讨
气井产能计算方法介绍
气井产能计算方法介绍及应用 气井产能计算方法介绍及应用 摘要：本文介绍了气井产能常用的4种方法，一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。通过实际生产实例来分析计算方法在白马庙气田蓬莱镇组气藏气井产能，白云岩气藏基质酸化后产能预测，苏里格气田特殊开采模式下的气井产能中的应用。并在综合比较中得出不同气井应采用的计算方法，使理论值与实际值误差缩小，从而指导实际开采工作，提高开采效率和质量。关键词：气井产能；计算方法；应用； 引言：本文介绍了气井产能常用的4种方法，一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。通过实际生产实例来分析所采用的计算方法，使理论值与实际值误差缩小，从而指导实际开采工作，提高开采效率和质量。 一、气井产能试井测试计算方法 气井产能试井测试主要包括4种方法，即一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。1．一点法测试 一点法测试是测试一个工作制度下的稳定压力。该方法的优点是缩短测试时间、减少气体放空、节约测试费用、降低资源浪费；缺点是测试资料的分析方法带有一定的经验性和统计性，分析结果有一定的偏差。经验表明，利用该方法测试，当测试产量为地层无阻流量的0.36倍时，测试结果最可*。测试流动时间可采用以下计算公式： [1] 式中：——稳定时间，h；——排泄面积的外半径，m；——在下的气体黏度，；——储存岩石的孔隙度； K——气层有效渗透率，；——含气饱和度。 2．系统试井 系统试井又称为常规回压试井，也称多点测试，是测量气井在多个产量生产的情况下，相应的稳定井底流压。该方法具有资料多，信息量大，分析结果可*的特点。但测试时间长，费用高。系统试井测试产量的确定：①最小产量至少应等于井筒中携液所需要的产量，此外还应该足以使井口温度达到不生成水化物的温度；②最大产量不能破坏井壁的稳定性，对于凝析气藏，还要考虑减 少地层中两相流的范围；③测试产量必须保持由小到大的顺序。 3．等时试井 等时试井测试，首先以一个较小的产量开井，生产一段时间后关井恢复地层压力，待恢复到地层压力后，再以一个稍大的产量开井生产相同的时间，然后又关井恢复，如此进行4个工作制度。最后以—个小的产量生产到稳定。等时试井与系统试井相比，缩短了开井时间，但由于每个工作制度都要求关井恢复到原始压力，使得关井恢复时间较长，整个测试时间较长，测试费用比较高。确定等时试井流动时间，—般要求开井生产时间必须大于井筒效应结束的时间，并且要求开井流动结束时，探测半径必须达到距井30m的范围，以便在流动期能够反映地层的特性，参考公式为： [1] 式中：——在储存温度压力下的气体黏度，；——在储存温度下的气体压缩系数，。如果公式计算的结果小于井筒储存效应结束的时间，则流动期时间必须要大于井筒储存效应结束的时间。确定每—工作制度下关井时间，要求关井压力恢复到原始地层压力，便可进行下—工作制度的测试。最后延续期流动 4．修正等时试井 修正等时试井是等时试井的改进，二者的最大区别是后者开井生产的时间与关井恢复的时间
油气井常见生产现象井筒举升条件分析
油气井常见生产现象井筒举升条件分析 西北油田分公司 塔河采油一厂采油四队 詹新 2009年3月2日
目录 前言 (2) 一、关于动态分析的定义 (3) 二、油气井常见生产现象井筒举升条件分析 (5) （一）、气井携液临界气量 (5) （二）、天然气水合物 (7) （三）、电潜泵相对扬程 (10) （四）、气体对抽油泵的影响 (12) （五）、自喷井套压与井筒内流体的关系 (13)
油气井常见生产现象 井筒举升条件分析 前言 交流对象： 班组长、采油工 交流背景： 一些和井筒内举升条件有关的生产现象，部分班组长、采油工在工作过程中不太明白，经常询问，本人汇总后在此做一个的介绍，以期能增强现场人员的分析和判断能力，指导实际生产。 交流内容： （1）简单介绍各个层次动态分析的定义； （2）主要从井筒举升条件对油气井常见的一些生产现象进行分析和解释
一、关于动态分析的定义 广义的动态分析指的是油、气田开发动态分析。 定义：在油、气田开发过程中，利用油、气田生产数据和各项监测方法采集到的资料，来分析、研究地下油、气、水运动规律及其发展变化，检测开发方案及有关措施的实施效果、预测油、气田开发效果，并为调整挖潜提供依据的全部工作称为油、气田开发动态分析。包括三个方面： 生产动态分析：亦叫单井动态分析， 包括油气井动态分析和注水井动态分析
井筒举升条件分析：油井井筒内阻力以及压力消耗等变化情况分 析 油气层动态分析：
二、油气井常见生产现象井筒举升条件分析 （一）、气井携液临界气量 其他条件不变的情况下，产气量越大，携液能力越强 西南石油学院李闽通过研究成果：液滴在高速气流中运动时，液滴前后存在一压差，在这一压差作用下，液滴会从圆球形变成一椭球形，根据液滴形状为椭球形这一特点，经过推导，得到以下改进的计算公式： 从上面公式分析，影响气井携液临界产量的参数主要是A（油管内径决定），p ，T。 气井携液临界产量受油管内径大小影响如下表： q c p A油管内径T（K）Z V t l g 44236 100.0057 853000.850.796 0.06107476.4 39185 100.0050 803000.850.796 0.06107476.4 35364 100.0045 763000.850.796 0.06107476.4 30001 100.0038 703000.850.796 0.06107476.4 23535 100.0030 623000.850.796 0.06107476.4
油气井生产一体化软件PIPESIM
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PIPESIM 采油气工程上的应用
— 单井分析 、人工举升优化设计 及管道设备分析
采油、 采油、气工程上的应用 油、气流体物性分析 常规油、稠油、干气及凝析气井开采 油气井产能分析 井下管柱优选 自喷工作制度 人工举升设计(电泵、气举、抽油机等)
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采油、 采油、气工程上的应用 气井优化分析设计 结蜡预测 沥青质生成预测 水合物预测及防治 气井携液能力计算 强大的关键字编辑功能
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地层压力计算
地层压力快速测试解释技术 1．地层压力分布原理： 常规的地层压力是严格遵循达西定律，对于油井的分布曲线应 该是这个规律的。 在不同的压力点其恢复曲线也不同，但最终的地层压力在影响 半径处是相同的。 p r 由上图表明流动过程中如果确定不同的初始压力点，也可以计算出地层re（影响半径）处的地层压力 2压力恢复曲线的测试： 压力恢复曲线的测试是油田油井常用的测压手段，起测试的压力数据是压力-时间变化曲线。常规的测试一般测试地层压力需要3天
以上的时间，而低渗透油藏需要10多天甚至一个月以上的时间来判断和计算地层压力。 P t 3地层压力快速计算的原理： 由地层压力分布曲线和压力测试曲线，看，在同一个井底压力的初始点，测试曲线稍微滞后一点。但压力趋势是一致的，也就是说压力恢复曲线的测试实际就是压力分布曲线的测试。 在这个基础上，我们将t时刻的井底测试压力认为是距生产井r 处的压力传递过来的反应。于是就有了 pt=pr pt----t时刻的井底测试压力 pr---r处的压力于t时刻传递到井筒
基于上述原理，我们就可以利用短时间内的压力恢复曲线来计算地层re处的压力了。 4测试时间要求： 因为地层恢复过程有一些不可预料的因素，而且，测试仪器的精度等一些客观因素，在分析计算的时候，需要大量的数据来修正计算误差。所以低渗透游藏一般测试时间安排至少一天，如果是常规油藏，测试时间4-6小时就可。 测试数据密度点要求：因为是短时间测试，需要高密度和高精度的压力传感器，一般设置为30秒一个测试压力点即可。 5低渗透油藏的新的测试方法： 由于油井恢复速度慢，至少一天的时间，担心影响产量，可以测试对应水井，但要求是水井的注水压力高。在地面用压力传感器和计算机自动化采集压降数据4-6小时即可。这样是以水井的影响半径处的地层压力来替代油井的测试。以减少测试时间。 6 技术优点： 不占大量的生产时间，快速动态的分析地层压力变化。计算方法合理，利用测试密度点是为了得到地层压力分布曲线的曲率，尤其适应低渗透油藏的测试计算。因为老油田具备一些大孔道，其低渗透层的压力恢复规律反而被掩盖了。必须通过分层解释技术来分析。 7 技术要求： 要求开放式测试数据，不下封隔器，常规的测压数据就可以，水
井筒积液识别
胜利油田浅层产水气藏井筒积液的预测与识别 摘要 胜利油田浅层气藏以河流相沉积的透镜状岩性气藏为主，开发中易出水，井筒积液现象在气藏开发中较为普遍。由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，气井正常生产中较难察觉。由于井筒积液容易对近井地带及储层造成伤害，严重影响气井产量，因此井筒积液状况的准确判断，直接影响产水气藏的开发效果。本文在浅析浅层产水气藏井筒积液形成机理的基础上，对其动态预测与识别方法进行了探索。 主题词 浅层气藏 井筒积液 形成机理 预测与识别 胜利油田浅层产水气藏的开采中，由于产液量较小（一般在2～5m 3 /d ），多数气井在正常生产时的流态为雾状流，液体以液滴的形式由气体携带到地面。但当气井产量较小时，将不能提供足够的能量使井筒中的液体连续流出井口，液体将与气流呈反方向流动，并积存于井底，形成积液，对产层形成回压，回压的增加将大大影响气井的产量。随着产气量下降，气井的排液能力降低，造成进一步的积液和产量下降，形成恶性循环。由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，多数积液气井生产中井口并未见水，因此较难察觉。为此，笔者根据胜利油田产水气藏开发特点，提出了井筒积液的预测模型和几种简便的动态识别方法。 1 根据临界流量预测井底积液 边底水进入井底后，井筒出现气液两相流。当储层的压力较大、气体产量较高的情况下，井筒内以环雾状流型为主；随着气藏能量降低，气体产量下降，井筒内还会出现搅拌流和段塞流。一旦井筒内出现了搅拌流或段塞流，气体携液能力明显下降。因此，当井筒内出现非环雾流时的气体产量可称为气体携液临界产量，气井产量低于临界产量时就会出现“井筒积液”现象。由于胜利浅层气藏气井出水量小，生产气液比一般高于1400m 3 (标)/m 3 ，适合采用高气液比携液临界产量模型。 1.1模型建立 通常现场采用的气井携液临界流速的公式为 5.025.025.0/)( 6.6g g l g V ρρρσ-= (1) 式中：g V 为携液临界流速，s m /；σ为液滴表面张力，m N /；l ρ为液滴密度，3/m kg ； g ρ为气体密度，3/m kg 。 在模型（1）的推导过程中，气体的雷诺数范围假设为5410210?< 方便各位齿轮爱好者学习和使用 齿轮压力角 渐开线及渐开线齿轮 当一直线沿一圆周作纯滚动时，此直线上任一点的轨迹即称为该圆的渐开线，该圆称为渐开线的基圆，而该直线则称为发生线。 图1齿轮压力解析图 如图1： AK——渐开线 基圆，rb n-n：发生线 θK：渐开线AK段的展角 用渐开线作为齿廓的的齿轮称为渐开线齿轮。渐开线齿轮能保持恒定的传动比。 渐开线上任一点法向压力的方向线（即渐开线在该点的法线）和该点速度方向之间的夹角称为该点的压力角。 显然，图2中的 图2 αk即为渐开线上K点的压力角。由图可知： cosαk=ON/OK=rb/Rk 参考文献： 卢玉明.机械设计基础.高等教育出版社,1998 齿轮模数 “模数”是指相邻两轮齿同侧齿廓间的齿距t与圆周率π的比值(m＝t/π)，以毫米为单位。模数是模数制轮齿的一个最基本参数。模数越大，轮齿越高也越厚，如果齿轮的齿数一定，则轮的径向尺寸也越大。模数系列标准是根据设计、制造和检验等要求制订的。对於具有非直齿的齿轮，模数有法向模数mn、端面模数ms与轴向模数mx 的区别，它们都是以各自的齿距(法向齿距、端面齿距与轴向齿距)与圆周率的比值，也都以毫米为单位。对於锥齿轮，模数有大端模数me、平均模数mm和小端模数m1之分。对於刀具，则有相应的刀具模数mo等。标准模数的应用很广。在公制的齿轮传动、蜗杆传动、同步齿形带传动和棘轮、齿轮联轴器、花键等零件中，标准模数都是一项最基本的参数。它对上述零件的设计、制造、维修等都起着基本参数的作用(见圆柱齿轮传动、蜗杆传动等)。 齿轮计算公式: 分度圆直径 d=mz m 模数z 齿数 齿顶高ha=ha* m 齿根高hf=(ha*+c*)m 齿全高h=ha+hf=(z ha*+c*)m ha*=1 c*=0.25 图片中的应该两箭头之间距离是 渐开线标准直齿圆柱齿轮的 基本参数和几何尺寸的计算 一、渐开线标准直齿圆柱齿轮各部分名称 1、齿顶圆：通过轮齿顶部的圆周。齿顶圆直径以d a表示。 2、齿根圆：通过轮齿根部的圆周。齿根圆直径以d f表示。 第1讲油气井工程理论与方法 现在油气井技术发展趋势：1.向信息化、智能化方向发展趋势2.向综合化、集成化方向发展趋势。3.继续向提高油田采收率方向发展，向少井高产、不堵塞、不污染油层方向发展。4. 继续向难开采油气藏方向发展，提高难开采油气层的采收率。 第2讲大位移钻井技术 大位移井定义：水平位移与垂深之比大于或等于2，且水平位移超过3000米的井。大位移井的主要用途：（1）用大位移井开发海上油气田从钻井平台上钻大位移井，可减少布井数量，减少平台数量，减少井投资。（2）用大位移井开发近海油气田(3)开发不同类型的油气田。几个不相连的小断块油气田；几个油气田不在同一深度，方位也不一样，可采用多目标三维大位移井开发。（4）用大位移井代替海底井（5）保护环境。可在环境保护要求低的地区用大位移井开发环境保护要求高的地区的油气田。大位移井的主要特点：一是水平位移大，能较大范围地控制含油面积，开发相同面积的油田可以大量减少陆地及海上钻井的平台数量；二是钻穿油层的井段长，可以使油藏的泄油面积增大，可以大幅度提高单井产量。大位移井的关键技术：（1）减小钻柱的摩阻摩扭技术（2）钻柱设计技术（3）轨道设计技术（4）测量与轨迹控制技术（5）井眼的清洗技术（6）井壁稳定技术（7）固井完井技术 第3讲欠平衡钻进技术 欠平衡压力钻井：指在钻井过程中泥浆柱作用在井底的压力（包括泥浆柱的静液压力和循环压降），低于地层孔隙压力。欠平衡压力钻井的关键技术：1.压差的合理确定(地层条件)2.井筒内压力分布特征及计算3.欠平衡条件的产生4.欠平衡钻井的井控技术5.产出流体的地面处理技术。2、油层伤害的主要形式：（1）泥浆滤液侵入地层，和地层里的粘土发生水化反应，粘土膨胀、分散、运移，堵塞孔隙后道。(2）泥浆滤液和地层流体起化学反应，产生水锁、乳化、润湿反转和固相沉淀，从而堵塞孔隙喉道。（3）泥浆固相直接堵塞孔隙喉道。压差对机械钻速的影响：（1）压差对岩石强度的影响。压差越大，岩石的强度越大，越难破碎。（2）压差对井底清洗效果的影响。压差增大容易产生压持效应，影响机械钻速。欠平衡压力钻井的优越性1、减轻地层伤害，解放油气层，提高油气井产能。对于低渗油气藏，压力衰竭的油气藏，这一优势更为突出。2、有利于识别评价油气藏。钻进过程中井内泥浆柱的压力低于地层孔隙压力，允许地层流体进入井内，这有利于识别和准确评价油气藏。3、明显提高机械钻速。欠平衡压力钻井比超平衡压力钻井井底岩石容易破碎，而且井底易清洗，机械钻速大幅度提高，同时减轻了钻头磨损，提高钻头的使用寿命。4、减少或避免压差卡钻和井漏事故的发生。 第4讲深井超深井 基本概念：深井：井深在4500—6000米的直井。超深井：井深在6000—9000米的直井。特超深井：井深超过9000米的直井特点：裸眼井段长，要钻穿多套地层压力系统；井壁稳定性条件复杂；井温梯度和压力梯度高；深部地层岩石可钻性差；钻机负荷大。提高深井超深井机械钻速的措施：1、运用井下动力钻具2、使用顶部驱动系统3、使用欠平衡压力钻井4、使用井下液体增压器5、用水射流钻井装置6、水力参数设计深井超深井钻井液：1、深井超深井钻井液应 第一节气体稳定流动的能量方程 一、气体稳定流动方程 气体稳定流动是指在所讨论的的管段内（热力体系内），任何断面上气体的一切参数都不随时间变化，流入和流出的质量守衡，功和热的交换也是一个定值。 2 2 2 22212 11112 2 mgH mu V P E W q mgH mu V P E ++ +=-+++ +E ——内能，J ； pV ——膨胀功或压缩功，J ； 2 2 mu ——动能，J ； mgH ——位能，J ； q ——气体吸收的热量，J ； W ——外界对气体作的功，J 。 其中u 、p 、V 和g 分别表示流速、压力、体积和重力加速度。 气体稳定流动能量方程： 0)(sin =++++w L d dW gdL udu dp θρ 对于垂直管，θ=90°，θsin =1 对于水平管，θ=0°，θsin =0 假设dW=0，并用 dL ρ 乘式中每一项来简化方程 在生产井中，井内气体向上流动，沿气流方向压力是逐渐递减的，可写为如下表达式 dL L d dL udu g dL dp w ) (sin ρρθρ++= 或f acc el dL dp dL dp dL dp dL dp )(）()(++= el dL dp )(——重力压降梯度（N/㎡）/m acc dL dp ）( ——加速度压降梯度 f dL dp )(——摩阻梯度 二、管内摩阻 达西阻力公式是计算管内摩阻的基本公式 d L fu L w 22= 确定式中的摩阻系数f ，可以借用水力学中介绍的Moody 图 1. Colebrook 公式 )34.91lg(214.1lg 21 f R e d e d f e +-+= e d ——管径与管子绝对粗糙度的比值 e R ——雷诺数； f ——Moody 摩阻系数。 可以覆盖完全粗糙管、光滑管和过渡区三个流态区域，当Re 相当大时转化为完全粗糙管的Nikuradse 公式。 14.1lg 21 +=e d f 2. Jain 公式： )25 .21lg( 214.11 9 .0e R d e f +-= 3. Chen 公式： 第二节井筒气液两相流基本概念 一、教学目的 掌握井筒气液两相流动的特点、流态及其特征；井筒气液两相流动中能量平衡方程的推导以及压力分布计算的方法（按压力增量迭代和按深度增量迭代方法）。 二、教学重点、难点 教学重点： 1、气液两相流的特性； 2、井筒气液两相流动的能量平衡方程。 教学难点： 1、滑脱及其特征； 2、气液两相流动的能量平衡方程。 三、教法说明 课堂讲授并辅助以多媒体课件展示相关流态图形。 四、教学内容 本节主要介绍两个方面的问题： 1.井筒气液两相流动的特性. 2.井筒气液两相流能量平衡方程及压力分布计算步骤. (一) 井筒气液两相流动的特性 相的概念:相是体系中具有相同化学组成和物理性质的一部分，与体系的其它均匀部分有界面隔开。 例如：水--冰系统、泥浆、油--气--水等均是多相体系 油气是深埋于地下的流体矿藏。随压力的降低，溶解气将不断从原油中逸出，因此，井筒中将不可避免地出现气液两相流动。采油设备的优化设计和工况分析、油气集输设计等都离不开气液两相流的理论与计算方法。 2、气液混合物在垂直管中的流动结构——流动型态的变化 流动型态（流动结构、流型）： 流动过程中油、气的分布状态。 影响流型的因素： 气液体积比、流速、气液界面性质等。 ①纯液流 当井筒压力大于饱和压力时，天然气溶解在原油中，产液呈单相液流。 ②泡流 井筒压力稍低于饱和压力时，溶解气开始从油中分离出来，气体都以小气泡分散在液相中。 滑脱现象： 混合流体流动过程中，由于流体间的密度差异，引起的小密度流体流速大于大密度流体流速的现象。 如：油气滑脱、气液滑脱、油水滑脱等。 特点：气体是分散相，液体是连续相； 气体主要影响混合物密度，对摩擦阻力影响不大； 滑脱现象比较严重。 ③段塞流 当混合物继续向上流动，压力逐渐降低，气体不断膨胀，小气泡 气井井筒积液处理方法汇总 摘要：井筒积液是凝析气藏产量下降的一个重要因素，如不及时发现和排除，气井有可能因积液严重而水淹。目前油田正在推广使用的各种典型排水采气技术主要有优选管柱排液、气举排液、泡沫排液、机械排液、超声波排液和天然气循环排液等。现场需根据单井实际情况，选择适合的排液术，避免水淹提高采收率。 关键词：凝析气藏、井筒积液、排水采气技术、采收率； 前言 凝析气藏气井积液的危害主要表现在以下几方面：①气井积液或底水锥进，对气井产生分割，形成死气区，使最终采收率降低，一般纯气驱气藏最终采收率可达90％以上，水驱气藏采收率仅为40％～50％，气藏因气水两相流动和低渗透区的水封隔作用而难以采出，一次开采的平均采收率在40％以下；②气井产水后，降低了气相渗透率，使气层受到伤害，渗流过程中压力损失增大，产气量迅速下降，提前进入递减期；③气井积液后，油管柱内形成两相流动，压力损失增大，气藏的能量损失也增大，导致气井由于自喷带水采气，并逐渐恶化转为间接生产，最后因积液严重而水淹。因此，及时诊断井筒积液是否存在并采取适当的措施，对气井正常生产具有重要意义。 1.井筒积液的原因分析 气井在生产后期，由于地层压力、气井产能下降，井筒温度梯度增大，因温度下降导致天然气中的部分成分在井筒内凝析而形成凝析液，而气井产气量又不足以带出该部分凝析液时，凝析液就回落至井底，产生井筒积液。凝析液积液对气井生产影响较地层液积液大，在纯气井出现凝析液积液的初期，地层压力相对较高的情况下，积液达到一定程度后气井可以靠自身能量带出积液。 2.常用排液采气技术 2.1泡沫排液采气 泡沫排液技术是通过向井底注入降低气液界面张力的起泡剂，它与水混合在气流搅动下形成低密度的泡沫，易被气流带至井口。起泡剂有降低界面张力，使气液两相更易分散混合、降阻等作用，它的注入有利于气液两相垂管流态的转变、减少滑脱损失，以达到减少井内积 齿轮 啮 合齿面 啮 合 标准尺寸标准 尺寸 公差 （R7） 标准 尺寸 公差 （H7） 基本 尺寸 公差 标准 尺寸 标准 尺寸 公差 （d7） 标准 尺寸 基本 尺寸 公差 z m d D D b x D1D2/D ii/M Ri/d1d2/D ie M re/ 60.5 4.000 3.000 2.8190.800 4.150 4.000﹣0.011 ﹣0.023 3.000 ﹢0.009 2.033 ﹢0.068 3.900 4.000 ﹣0.030 ﹣0.042 2.800 4.702 ﹣0.089 ﹣0.149 70.5 4.500 3.500 3.2890.800 4.650 4.500﹣0.011 ﹣0.023 3.500 ﹢0.012 2.444 ﹢0.067 4.400 4.500 ﹣0.030 ﹣0.042 3.300 5.117 ﹣0.090 ﹣0.150 80.5 5.000 4.000 3.7590.800 5.150 5.000﹣0.011 ﹣0.023 4.000 ﹢0.012 3.033 ﹢0.069 4.900 5.000 ﹣0.030 ﹣0.042 3.800 5.747 ﹣0.095 ﹣0.158 90.5 5.500 4.500 4.2290.800 5.650 5.500﹣0.011 ﹣0.023 4.500 ﹢0.012 3.464 ﹢0.068 5.400 5.500 ﹣0.030 ﹣0.042 4.300 6.184 ﹣0.096 ﹣0.160 100.5 6.000 5.000 4.6980.800 6.150 6.000﹣0.011 ﹣0.023 5.000 ﹢0.012 4.033 ﹢0.070 5.900 6.000 ﹣0.030 ﹣0.042 4.800 6.782 ﹣0.100 ﹣0.166 110.5 6.500 5.500 5.1680.800 6.650 6.500﹣0.013 ﹣0.028 5.500 ﹢0.012 4.477 ﹢0.069 6.400 6.500 ﹣0.040 ﹣0.055 5.3007.232 ﹣0.101 ﹣0.168 120.57.000 6.000 5.6380.8007.1507.000﹣0.013 ﹣0.028 6.000 ﹢0.012 5.033 ﹢0.070 6.900 7.000 ﹣0.040 ﹣0.055 5.8007.810 ﹣0.104 ﹣0.173 130.57.500 6.500 6.1080.8007.6507.500﹣0.013 ﹣0.028 6.500 ﹢0.015 5.486 ﹢0.070 7.4007.500 ﹣0.040 ﹣0.055 6.3008.269 ﹣0.105 ﹣0.175 140.58.0007.000 6.5780.8008.1508.000﹣0.013 ﹣0.028 7.000 ﹢0.015 6.033 ﹢0.071 7.9008.000 ﹣0.040 ﹣0.055 6.8008.835 ﹣0.107 ﹣0.179 150.58.5007.5007.0480.8008.6508.500﹣0.013 ﹣0.028 7.500 ﹢0.015 6.492 ﹢0.070 8.4008.500 ﹣0.040 ﹣0.055 7.3009.299 ﹣0.108 ﹣0.180 160.59.0008.0007.5180.8009.1509.000﹣0.013 ﹣0.028 8.000 ﹢0.015 7.034 ﹢0.071 8.9009.000 ﹣0.040 ﹣0.055 7.8009.855 ﹣0.110 ﹣0.184 170.59.5008.5007.9870.8009.6509.500﹣0.013 ﹣0.028 8.500 ﹢0.015 7.497 ﹢0.071 9.4009.500 ﹣0.040 ﹣0.055 8.30010.324 ﹣0.111 ﹣0.186 180.510.0009.0008.4570.80010.15010.000﹣0.013 ﹣0.028 9.000 ﹢0.015 8.034 ﹢0.071 9.90010.000 ﹣0.040 ﹣0.055 8.80010.873 ﹣0.113 ﹣0.189 190.510.5009.5008.9270.80010.65010.500﹣0.016 ﹣0.034 9.500 ﹢0.015 8.501 ﹢0.071 10.40010.500 ﹣0.050 ﹣0.068 9.30011.346 ﹣0.114 ﹣0.190 200.511.00010.0009.3970.80011.15011.000﹣0.016 ﹣0.034 10.000 ﹢0.015 9.034 ﹢0.071 10.90011.000 ﹣0.050 ﹣0.068 9.80011.889 ﹣0.116 ﹣0.193 210.511.50010.5009.8670.80011.65011.500﹣0.016 ﹣0.034 10.500 ﹢0.018 9.504 ﹢0.071 11.40011.500 ﹣0.050 ﹣0.068 10.30012.364 ﹣0.117 ﹣0.194 220.512.00011.00010.3370.80012.15012.000﹣0.016 ﹣0.034 11.000 ﹢0.018 10.034 ﹢0.071 11.90012.000 ﹣0.050 ﹣0.068 10.80012.903 ﹣0.118 ﹣0.197 齿轮啮合 大 径啮合 大径啮合 量棒D Ri=1.0 V1=0.84 小径量棒D Re =0.9 齿数模数公称 直 径 分度圆 直径 基圆 直 径 变位 系数 小径 石油工程专业—油气井工程模块 ●油气井工程学科对国民经济和社会发展的重要作用 油气井工程是建设地面通往地下油气资源通道的综合性工程技术，是发现和开采地下油气资源必需的直接手段，其投资约占整个石油天然气勘探、开发成本的50%左右。油气井工程是多学科综合的应用学科，深井、复杂井、海洋井的钻井能力历来是一个国家综合科技水平的具体体现。 我国国民经济的高速发展和人民生活水平的持续提高，造成了对油气能源需求的大幅度增加。为了满足国家对油气能源的需求、保证国民经济的良性持续发展，我国的油气勘探开发技术、尤其是油气井工程技术必需有大的进步：以更低的成本、更快的速度，发现、利用更多的石油和天然气。而目前油气井技术已成为提高油气勘探开发的瓶颈之一,因此，油气井工程学科应是国家重点发展的学科之一。 ●西南石油大学本学科点的历史 西南石油大学的“油气田开发工程”学科最早起源于1958年该校的“开发系”及其下设的“钻井、采油、油藏工程、油气田开发、油田化学、海洋石油工程”共6个本科专业和相应的研究室、教研室，分别于1958、1978、1986、1991年开始招收本科、硕士、博士和博士后，于1988年成为国家首批重点学科。当时该学科包含“油气田开发工程”与“油气井工程”两个学科方向，1990年国家将其调整为“油气田开发工程”和“油气井工程”两个新的二级学科，“油气井工程”即成为单独的国家重点学科。该学科点于2001年通过了教育部的再次申报、评审，继续保留国家重点学科。 本学科学术方向： 钻井过程控制理论与技术：在钻井过程中的井眼轨迹控制、破岩清岩控制、钻井信息技术、钻井过程仿真等领域连续承担了国家“863”项目、国家自然科学基金项目、省部级项目和油田协作项目。在三维井眼轨迹计算方法、井底水力增压机理、深井复杂井防止井下事故、提高机械钻速、井下参数测量、钻井过程仿真、“虚拟现实”模拟及数据处理技术等研究领域取得了重要进展，参与了国内油田大位移井、小井眼短半径侧钻水平井、深井超深井复杂井钻井等重大工程项目的设计和施工，并提供了技术和决策支持。 油气井工作液化学与力学：以井筒工作液化学与流体力学的功能控制、化学处理剂研制与作用机理分析、工作液与环境（压力、温度、地层、流体等）相互作用等基础研究为重点，研究解 在气井生产过程中，井筒积液会增加气井的回压，限制气井的产能，尤其对于低压气井，井筒积液过多会导致气井完全停喷，从而影响气藏的采收率。李闽、Ｔｕｒｎｅｒ等研究从气井携液临界流量入手来判断气井积液；ＧＵＯ、赵先进等研究用确定动能因子的下限值来判断气井积液。本文利用井筒典型症状法并结合动能因子来判断气井积液。气井生产时通常会产出一些液体，这些液体主要来源于气态烃类的凝析作用（凝析液）、地层中储集层的地层水或层间水。当气井中的积液未导致气井停喷时，气井中液体通常是以液滴的形式分布在气相中，流动总是在雾状流范围内，气体是连续相而液体是非连续相流动。当气相不能提供足够的能量来使井筒中的液体连续流出井口时，就会在气井井底形成积液。通过研究发现气井井筒积液时有着典型的症状，诸如：产量突然下降、井口出现液体段塞、井筒压力梯度变化大、产液量降低、油套压波动大、油套压差大、环空液面上升等。通过对气井的多项生产数据指标的监测可以达到提早识别井筒积液的目 的。动能因子反映气水两相在油管内的流动特征。依据ＧＵＯ、赵先进、刘志森等的研究，气井积液的关键控制因素是井底条件。动能因子Ｆ计算公式为： （１） 从动能因子关系式中看出，当工作制度不变时，日产气量越大，井底流压越小，动能因子就越大，携液能力也就越强。“井筒积液典型症状”预测法是依据地面的生产数据进行的气井积液判断，动能因子是从井底进行气井积液判断，所以把“井筒积液典型症状”预测法和动能因子结合起来可以更加准确的判断气井积液。以ＤＫ１３井区的４５－１井为例。该井井深２８７０．３ｍ，于２００６年９ 月投产，至２００９年６月３０日累积产气６１０．７８５２×１０ｍ，累积产水 １０５．８８ｍ，用图１、图２描述４５－１井生产动态。 由图１可看出，随着油嘴直径的增大，前期的产量随之增加，但到了后期却反而下降，这说明气井后期可能积液了。图１中２００６年１２月７日，日产水量１．１６ｍ／ｄ是采取提产带液和套注泡沫剂的措施下采出的，当措施过后，１２月８日到１２月１３日日产水量降为０．３９ｍ／ｄ，这之后日产水量再降为０．０８￣０．０９ｍ／ｄ；２００７年２月６日，日产水量３．３９ｍ／ｄ是采取提产带液和套注泡沫剂的措施下采出的，当措施过后，日产水 量再降为０．０８￣０．０９ｍ／ｄ。这种迹象也表明气井可能积液。 在４５－１井生产期间共对其进行了四次流压及井筒压力梯度测试，测试结果显示均积液，这验证了上述分析的正确性。测试数据如表１所示。 由图２可看出，４５－１井在生产过程中的油压波动较大，油套压差 平均３．５ＭＰａ，最大的达到７．９ＭＰａ。表１中的油套压差是在气井不同程度积液后测得，其平均值为３．７ＭＰａ，而气井刚积液时的油套压差要小于该值。综合以上分析可知，４５－１井在整个生产过程中均不同程度积液。现利用公式（１）计算４５－１井整个生产过程的动能因子，其动能因子范围为２．５６￣９．１５，４５－１井的部分计算的动能因子如表２所示。这跟赵先进等研究的积液判断标准相符，也证实了前面的分析是正确的。 通过上述实例可看出，利用“井筒积液典型症状”可以快速有效地判断气井井筒积液，再利用动能因子可以进一步验正气井是否积液，这两种方法可以相互补充。（１）用“井筒积液典型症状”预测气井是否积液时，要综合分析产气（液）量的变化、油（套）压的波动及油套压差值的大小等几方面。该方法是从气井的表现症状去判断气井是否积液，用到的压力及油套压差数据值受压力计的计量精确度影响，此方法具有一定的适用性。 （２）“井筒积液典型症状”预测法是依据地面的生产数据，从现象上判断气井是否积液；动能因子是从理论上判断气井是否积液，所以把“井筒积液典型症状”预测法和动能因子结合起来可以更加准确地判断气井积液。 ［１］ ［２］ ［３］ ［４］ ［５］ ［４］ ［５］［６］４３ ３３ ３ ３３３ １ 方法与原理 ２ 实例应用 ３ 结论 参考文献 式中：－动能因子；－日产气量，ｍ?ｄ；ｍ?ｓ；；－天然气相对密度，无因 次； －井底条件下天然气偏差系数，无因次；－井底气流温度，Ｋ；－井底流动压力，ＭＰａ；－油管直径，ｍ。 图１ＤＫ３０井区４５－１井日产气（水）量与工作制度 表１ＤＫ３０井区４５－１井流压及井筒压力梯度测试数据 表２ＤＫ３０井区４５－１井部分计算的动能因子 ３－１－１（转１５４页） “井筒积液典型症状”法判断气井积液 张贱荣 贾保奎 罗迪 ① ② ① （西南石油大学石油工程学院②中国石油长庆油田第五采油厂冯地坑采油作业区） ①摘要关键词气井井筒积液时一般会降低气井产能，从而影响气藏的采收率。于是在气井生产中气井井筒积液值得关注，预测和判断气井积液就变得非常重要。研究发现气井井筒积液时常伴随产量突然下降、油套压波动大、油套压差大、井筒压力梯度变化大等典型症状。依据气井生产动态资料，通过井筒积液典型症状法预测和判断气井积液，并结合动能因子，得出井筒积液典型症状法具有一定的适用性。 井筒积液典型症状动能因子气井图２ ＤＫ３０井区４５－１井油、套压及油套压差 2.2滚子摆动从动件盘形凸轮机构的设计 如图2所示滚子摆动从动件盘形凸轮机构，摆杆摆动中心C ,杆长为l ，机架OC 长为b ,从动件处于起始位置时，滚子中心处于B 0点，摆杆与机架OC 之间的夹角为0ψ，当凸轮转过?角后，从动件摆过ψ角，滚子中心处于B 点。 分析代换后的平面连杆机构OABC ，得从动杆BC 上B 点位移、速度、加 速度矢量式： 0()()(π)OA OA AB AB l l b l θθψψ+-=--e e i e （9） 式中222 0arccos( )2b l b r lb ψ+-= ()()(π)OA OA AB AB AB b o l l l ωθωθωψψ+=--g g g （10） 22200()()()(π)(π)OA OA AB AB AB AB AB AB b b l l l l l ωθωθεθεψψωψψ--+=------e e g g e （11） 注意，在文献[1]』 中，从动件的角速度、角加速度在回程时为负，推程时为正，而此处逆时针为正，顺时针为负，所以引用公式时,须添加负号。 据矢量方程式（8）（9）（10）式推导可得： 00(1)sin()tan (1)cos() b AB b l b l ωψψωθωψψω - += --+ 当tan 0AB θ≥时，arctan(tan )AB AB θθ= 当tan 0AB θ<时，πarctan(tan )AB AB θθ=+ 2 0200cos (1)cos()cos (1)cos()sin() b AB AB AB b b AB AB AB b l l b l l ωθψψθωωε θψψθψψθωω ?? --++???? = --+++++ AB 杆的方向亦即从动件受力方向，从动件运动垂直于CB 杆方向，凸轮机构压力角为： π 2 o AB a ψψθ= --- (12) 图2摆动滚子盘形凸轮机构的演化 Fig.2 Evolution of disk cam with oscillating roller 龙源期刊网 https://www.sodocs.net/doc/7f5618633.html, 气井积液情况分析 作者：文菁菁唐瑜罗兰婷罗西 来源：《科技创新导报》2015年第11期 摘要：气藏在开采过程中，随着采出程度的增加和地层压力的下降，生产中往往伴随着 边底水、凝析油的侵入，这对天然气的开采危害很大，轻则使产气量降低，重则导致井筒积液、水淹停喷。该文通过对X-16井的实际带液能力及储量的分析计算，知道怎样判别气井积液，在气井初期积液可依靠自身能量能够满足正常带液生产，但随着气藏能量的下降，带液效果不佳，需要外在措施来满足排液采气需要，通过计算该井剩余储量来评估采取措施的必要性。 关键词：积液带液排液采气储量 中图分类号：TE375 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）04（b）-0234-01 1 气井生产情况 X-16井为定产量生产气井，该井月平均工作套压3.77 MPa，油压3.02 MPa，油套压差0.75 MPa，日产气0.6×104 m3/d，日产凝析油0.1 t，日产水0.01 m3/d。该井正常生产过程中，无法将所产液体完全带出，致使该井的油压呈逐渐下降趋势。为保证该井的正常生产，该井采取的定期降压提产带液的措施。每隔1 d放喷带液已经不能完全带出井底积液，所以采取每天带液的临时措施，采取该措施后生产比较稳定。下一步就是要对该井的实际带液能力、储量进行计算，看是否有采取排液采气工艺的必要性。 2 气井带液能力分析 2.1 气井压力梯度 许多气井常规试井测试表明，油管鞋附近常常表现出压力梯度异常现象，即其梯度超过纯气柱的梯度。纯气柱压力梯度一般不超过0.2 MPa/100 m，超过就可初步判定井筒为气液柱或井底有积液现象，梯度越大说明积液越严重。X-16测试流压真重，气层中部绝对压力为 5.8270 MPa，梯度为0.2630 MPa/100 m，井底是有积液的。 2.2 气井临界携液流量 为保证气井不积液，气井产量必须大于临界携液流量[1]。1969年，Turner等人[2]建立了液滴模型，国内外许多研究者在Turner液滴模型的基础上，提出了多种新的计算模型。推导 出的临界流速公式只不过是系数不一样，是对Turner液滴模型进行的修正或改进 [3]。 文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.欢迎下载支持. 题目井筒压力分布计算 目录 第1章概述.............................................................................. 错误!未定义书签。 1.1 设计的目的和意义.......................................................... 错误!未定义书签。 1.2 设计的主要内容.............................................................. 错误!未定义书签。第2章基础数据.......................................................................... 错误!未定义书签。第3章能量方程理论.................................................................. 错误!未定义书签。 3.1 能量方程的推导.............................................................. 错误!未定义书签。 3.2多相垂直管流压力分布计算步骤 (6) 第4章气液多相垂直管流压力梯度的摩擦损失系数法 (8) 4.1 基本压力方程 (8) 4.2 平均密度平均流速的确定方法 (8) 4.3 摩擦损失系数的确定 (11) 4.4 油气水高压物性参数的计算方法 (12) 4.5 井温分布的的计算方法 (16) 4.6 实例计算 (17) 第5章设计框图及结果 (21) 5.1 设计框图 (21) 5.2 设计结果 (22) 结束语 (29) 参考文献 (30) 附录 (31) 齿轮压力角计算 WEIHUA system office room 【WEIHUA 16H-WEIHUA WEIHUA8Q8- 方便各位齿轮爱好者学习和使用 齿轮压力角 渐开线及渐开线齿轮 当一直线沿一圆周作纯滚动时，此直线上任一点的轨迹即称为该圆的渐开线，该圆称为渐开线的基圆，而该直线则称为发生线。 图1齿轮压力解析图 如图1： AK——渐开线 基圆，rb n-n：发生线 θK：渐开线AK段的展角 用渐开线作为齿廓的的齿轮称为渐开线齿轮。渐开线齿轮能保持恒定的传动比。 渐开线上任一点法向压力的方向线（即渐开线在该点的法线）和该点速度方向之间的夹角称为该点的压力角。 显然，图2中的 图2 αk即为渐开线上K点的压力角。由图可知： cosαk=ON/OK=rb/Rk 参考文献： 卢玉明.机械设计基础.高等教育出版社,1998 齿轮模数 “”是指相邻两轮齿同侧齿廓间的齿距t与圆周率π的比值(m＝t/π)，以毫米为单位。模数是模数制轮齿的一个最基本参数。模数越大，轮齿越高也越厚，如果的齿数一定，则轮的径向尺寸也越大。模数系列标准是根据设计、制造和检验等要求制订的。对於具有非直齿的齿轮，模数有法向模数mn、端面模数ms与轴向模数mx的区别，它们都是以各自的齿距(法向齿距、端面齿距与轴向齿距)与圆周率的比值，也都以毫米为单位。对於锥齿轮，模数有大端模数me、平均模数mm和小端模数m1之分。对於刀具，则有相应 的刀具模数mo等。标准模数的应用很广。在公制的齿轮传动、蜗杆传动、同步齿形带传动和棘轮、齿轮联轴器、花键等零件中，标准模数都是一项最基本的参数。它对上述零件的设计、制造、维修等都起着基本参数的作用(见圆柱齿轮传动、蜗杆传动等)。 齿轮计算公式: 分度圆直径 d=mz m 模数z 齿数 齿顶高ha=ha* m 齿根高hf=(ha*+c*)m 齿全高h=ha+hf=(z ha*+c*)m ha*=1 c*= 图片中的应该两箭头之间距离是 渐开线标准直齿圆柱齿轮的 基本参数和几何尺寸的计算 一、渐开线标准直齿圆柱齿轮各部分名称齿轮压力角计算
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