气井动态监测内容及技术要求
油气井生产动态分析培训课件
04 油气井生产动态分析实践
油气井生产动态分析案例一：单井分析
总结词：通过分析单井的生产数据，了 解单井的生产动态，为单井的优化提供 依据。
根据分析结果，提出单井优化建议，提 高单井生产效益。
分析单井的生产动态，包括生产曲线分 析、生产参数优化等；
详细描述
收集单井的生产数据，包括产液量、产 气量、含水率等；
05 油气井生产动态分析展望
智能化生产动态分析技术
1 2 3
实时监测与数据采集
利用传感器和远程监控技术，实时收集油气井生 产数据，实现数据采集的自动化和智能化。
数据处理与挖掘
采用大数据和人工智能技术，对采集到的生产数 据进行处理、分析和挖掘，提取有价值的信息， 为生产决策提供支持。
预测与优化
基于历史数据和实时监测数据，建立预测模型， 对油气井的生产动态进行预测，并根据预测结果 进行生产参数的优化调整。
重要性
生产动态分析是油气田开发过程中的重要环节，它有助于提高油气井的采收率、 优化生产方案、降低生产成本和提高生产安全性。
生产动态分析的主要内容
01
02
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生产数据的采集
包括油、气、水的产量， 井口压力，温度等数据。
数据处理与解释
对采集到的数据进行处理、 分析和解释，以了解油气 井的生产状况和预测未来 的生产趋势。
生产动态分析过程中，引入环 境保护理念，采用绿色生产技术，
降低生产过程中的环境污染。
资源利用效率
通过提高资源利用效率，减少不 必要的浪费，降低生产成本，同
时也有助于环境保护。
环境监测与评估
在生产过程中，加强对环境因素 的监测和评估，及时发现潜在的 环境问题，采取有效措施进行治
井下有毒有害气体监测制度
井下有毒有害气体监测制度1. 目的与适用范围本制度旨在确保井下工作场所的安全，保护员工免受有毒有害气体的危害。
本制度适用于全部涉及井下作业的部门和人员。
2. 安全管理标准2.1 有毒有害气体的定义有毒有害气体是指在井下工作场所中可能存在的会对人体健康造成危害的气体，包括但不限于硫化氢、甲烷、氨气等。
2.2 气体监测设备要求2.2.1 全部井下作业场所必需配备适用的有毒有害气体监测设备，确保可以即时精准地检测和测量有毒有害气体的存在。
2.2.2 气体监测设备必需定期检测和标定，以确保其精准性和牢靠性。
2.3 气体监测原则2.3.1 在进行井下作业之前和作业期间，必需进行有毒有害气体的监测，确保作业区域没有超过安全标准限值的有毒有害气体存在。
2.3.2 监测区域应覆盖井下作业的全部风险区域，包括井筒、工作面和运输通道等。
2.3.3 监测结果应记录并妥当保存，以备查验。
2.4 安全措施和应急预案2.4.1 在监测结果超过安全标准限值时，必需立刻实行措施，确保员工的安全。
相关措施包括但不限于停止作业，疏散人员等。
2.4.2 针对不同的有毒有害气体情况，应建立相应的应急预案，并确保员工妥当把握和遵守该预案。
3. 考核标准3.1 管理标准考核3.1.1 气体监测设备：依据检测设备购置记录和定期检测标定记录，核实气体监测设备是否符合要求。
3.1.2 监测原则：依据监测记录，核实监测是否严格依照规定进行，是否覆盖全部风险区域。
3.1.3 安全措施和应急预案：依据应急预案和相关记录，核实员工是否熟知应急措施，是否能够正确应对有毒有害气体超标情况。
3.2 员工遵守考核3.2.1 员工个人防护意识：检查员工是否依照规定正确佩戴个人防护设备。
3.2.2 员工遵守操作规程：检查员工是否遵守相关操作规程，如监测设备使用规程和应急预案等。
3.2.3 员工培训情况：核实员工是否接受过相关有毒有害气体监测培训，并谙习监测设备的使用方法和注意事项。
崖城13-1气田高温气井动态监测与分析技术
崖城13-1气田高温气井动态监测与分析技术李跃林;张风波;曾桃;李树松;马帅;汤明光【摘要】南海琼东南盆地崖城13-1气田是典型的海上高温高压气田,具有井深大、水气比变化大等特点,动态监测与分析面临很大困难.通过该气田的开发实践及技术研发攻关,形成了一系列适用于高温高压气井的动态监测技术:对高温气井常规测试方法和监测制度进行了优化,减少了测试工作量和降低了测试风险;将管流计算分析与产能方程结合,形成了井口产能测试技术,为优化气井配产和工作制度提供了依据.基于气藏凝析水产量计算方法的凝析水预测技术以及产出水实验分析技术,结合产出剖面生产测井技术形成了高温气井产水定量分析技术和产出水识别技术,指导了堵水措施的成功实施.应用本文研究成果在降低测试风险和测试成本的同时,还准确获取了相关测试资料,从而为气田下步开发方案的制订和决策提供了指导.%YC13-1 gas field in Qiongdongnan basin of the South China Sea is a typical offshore high temperature and high pressure gas field.Dynamic monitoring is full of challenges because of the deep wells and the great varying range of water-gas ratio.Through the development practice of the gas field and technology research and development, a series of new dynamic monitoring technologies are developed for high temperature and high pressure gas reservoir: the conventional testing methods and monitoring system are optimized to reduce workload and risk;a new wellhead production test method is developed by combining pipe flow pressure calculation and productivity equation, which provides the basis for optimizing the production and working system of gas well.High temperature gas well water production quantity analysis and waterdetection technology are developed to guide water plugging by combining condensed water prediction based on condensed water production calculation, produced water experimental analysis and production logging technology.The application of the new technologies not only reduces the risk and cost of well testing, but also is helpful in getting accurate testing data, thus providing guidance for development plan and policy in YC13-1 gas field.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2017(029)001【总页数】6页(P65-70)【关键词】崖城13-1气田;高温气藏;动态监测;产能测试;凝析水;产出剖面【作者】李跃林;张风波;曾桃;李树松;马帅;汤明光【作者单位】中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057【正文语种】中文【中图分类】TE373崖城13-1气田是目前国内最大的海上高温高压气田[1-2]，具有储层埋深大、水气比变化大等特点，动态监测与分析面临如下难题。
气井试气、采气及动态监测工艺流程
气井试气、采气及动态监测工艺流程气井试气、采气及动态监测工艺流程是天然气采集、运输和利用的重要环节。
为了更好地掌握这些过程的流程，以下是一个简单的描述。
一、气井试气气井试气是在掘进气井并且封井后进行的，目的是确定井的产能和采气能力。
这个工艺的流程如下：1. 打井：在适当的地方利用钻机钻出井口，并根据需要进行开口。
2. 完井：在气井中下放套管和水泥，形成井壁以保持稳定。
3. 封井：安装阀门在井口以控制气体的流动，然后用水泥封住井口，以便进行试验。
4. 制备：在程序中，需要准备好测量仪器和试验设备。
5. 开始试验：打开阀门，将气体从井中释放出来，进入气体压力测量仪进行监测，记录气压力。
6. 计算：按照实验数据计算出井的产能和采气能力，以获得有关井的信息，可以作为生产过程的计划依据。
气井采气是利用气井的产出供应市场的过程。
此工艺的流程如下：1. 压力控制：根据井的产能和采气能力，控制阀门以使气的产出符合规划。
2. 转运：将气体输送到生产线上，经过处理后用于燃气、加热、热水产生以及其他工业和民用用途。
三、动态监测动态监测是对气井的生产情况进行实时监测，以便随时进行调整和改进。
这个过程的流程如下：1. 安装监测设备：安装计量和监测设备在气井中，进行油气产量、井底压力和流速等方面的实时监测。
2. 数据分析：收集监测数据，分析和研究收集到的信息，以改善和优化生产过程。
3. 调整和改进：在实时掌握气井的状态和潜在问题的情况下，采取必要的调整和改进措施，改善生产效率和采气能力。
总之，气井试气、采气及动态监测是天然气生产中不可或缺的一环。
通过严密的实验、操作流程以及对生产数据的收集和分析，可以实现气井的高效、安全生产，同时也有助于保护环境和合理利用资源。
李士伦1-提高气田开发水平,加强气藏开发动态监测和分析
1.俄罗斯三个巨型气田开发动态监测、分析经验 俄罗斯三个巨型气田开发动态监测、 俄罗斯三个巨型气田开发动态监测
1.1.2.2 梅德维日气田 由内金和梅德维日两个高点构成的气田，含气面 积1993.3km2，探明地质储量1.68~1.94×1012 m3。基本 储量集中在西诺曼阶，层状-块状气藏，衬托底水，丛 式井组开采，1971年投入开发，1994年开发井基本完 钻，总井数341口，其中气井383口，由79个丛式井组 开采。 平 均 单 井 初 期 产 量 100×104m3/d ， 生 产 压 差 0.147～0.245MPa。
1.俄罗斯三个巨型气田开发动态监测、分析经验 俄罗斯三个巨型气田开发动态监测、 俄罗斯三个巨型气田开发动态监测
1.1.2.1 亚姆布尔气田
1986年投入开发，开采6年后年产量达到1850×108m3， 有13年稳产期，单井平均日产量1×104m3/d，丛式井组开 采，一个井组钻4～8口定向井。 1996年总井数782口，采气井676口，106个丛式井组。 1997年采出程度33%OOIP，平均产气层段占54%储层厚度。 水侵量占5%含气孔隙体积，水上升1~35m。 从2006-2025年，预测水淹井85口，水淹区占44%气藏孔 隙体积。
规模
投产的生产井、 投产的生产井、站、 管道 生产井、 生产井、观察井 所有井 生产井 不少于50％ 不少于 ％生产井 所有井 边部、 边部、水层的测压井 生产井 生产井 需大修井 观测井 15～25％生产井 ～ ％
1.俄罗斯三个巨型气田开发动态监测、分析经验 俄罗斯三个巨型气田开发动态监测、 俄罗斯三个巨型气田开发动态监测
1.1.1.2 开发简况 开发中存在的主要问题是： 1.均衡开采问题，大区之间形成了较大的地层压 降漏斗，如塔普-亚欣地区长期未采气，地层压力高， 产生气体越流，压力下降了2.7~4.7MPa。 2. 气井出水出砂问题。 3.固井质量是个大问题。
支护质量、顶板动态监测制度范文
支护质量、顶板动态监测制度范文一、背景介绍随着矿山深部开采工作的不断推进，煤矿井下的顶板稳定问题日益凸显。
为了保障矿工的安全生产，确保采掘工作的顺利进行，制定并落实支护质量、顶板动态监测制度至关重要。
二、制度目的本制度旨在规范煤矿井下支护工作，并通过动态监测的手段，及时掌握顶板的变形、位移情况，以便在需要时采取相应的措施，预防井下事故的发生，保障矿工的安全。
三、支护质量控制1. 支护工程设计（1）根据矿井的地质条件和矿层厚度，合理设计支护工程方案，确保支护结构的稳定性和承载能力。
（2）选用符合国家标准和行业规范的支护材料和设备，并对其进行质量检测，确保其符合要求。
2. 施工过程控制（1）制定详细的支护施工方案，根据实际情况采取相应的支护措施，并确保施工过程按照方案进行。
（2）加强现场施工监管，做好巡查记录，及时发现并纠正施工中存在的问题，确保支护质量。
3. 质量验收（1）对支护工程的质量进行验收，按照相关标准和规范进行检测，合格后方可投入使用。
（2）建立支护质量档案，保存施工图纸、验收报告等相关资料，作为今后工作的参考和依据。
四、顶板动态监测1. 监测设备选用（1）根据井下工作面的具体情况选择合适的顶板监测设备，包括测量仪器、传感器等。
（2）对监测设备进行定期检测和校准，确保其准确度和稳定性。
2. 监测参数设置（1）根据矿井的地质条件和顶板情况，设置合理的监测参数，包括位移、应力、变形等。
（2）制定监测方案，明确监测时间和频率，确保数据的准确性和及时性。
3. 数据处理和分析（1）对监测数据进行及时处理和分析，分析顶板的变形趋势和变化规律。
（2）建立顶板动态监测数据库，存储和管理监测数据，便于今后的研究和分析。
五、制度执行1. 职责分工（1）制定支护质量、顶板动态监测制度的相关部门负责制定具体实施细则，并组织相关人员进行培训和宣传。
（2）支护工程施工部门负责实施支护施工，并按照制度要求进行质量控制和验收。
动态监测
数字油田展示了油气田开发将进入智能化、自动化、可视化、实时化的闭环新阶段。
数字油田的基本概念和发展方向就是将涉及油气经营的各种资产(油气藏等实物资产、数据资产、各种模型和计划与决策等)，通过各种行动(数据采集、数据解释与模拟、提出并评价各种选项、执行等)，有机的统一在一个价值链中，形成虚拟现实表征的数字油田系统。
1.数字油田的基础与核心建立数字油田是一个系统工程，而建立数据银行和信息平台是建立数字油田的基础。
数字油田的核心是将油气发现与开发工作从历史性分类资料的顺序处理改变成实时资料的并行处理，利用实时数据流结合创新型软件的应用和高速计算机系统，建立快速反馈的动态油藏模型，并将这些模型配合遥测传感器、智能井和自动控制功能，让经营者更直接地观察到地下生产动态和更准确地预测未来动态变化，以便提高产量和进行有效的油田管理，实现各种层次的闭环优化管理，最终实现令油田范围的实时闭环资产经营管理。
实际卜，数字油田并不是遥不可及，也是一步步发展与完善的。
目前国外数字油田也仅发展到第三级，逐步向第四、第五级发展。
图表数字油田发展分级2.数字油田的关键技术促进数字油田发展的关键技术主要包括：①遥测技术，主要包括四维地震监测、重力测量、电磁监测、永久型地面检波器网络和永久型光纤井下监测仪等；②可视化技术，包括综合勘探与生产数据的三维可视技术、虚拟现实技术等；③智能钻井与完井技术；④自动化技术；⑤数据集成、管理与挖掘技术；⑥集成管理体系等。
3.数字油田的发展前景2003年世界著名的剑桥能源研究所}（CERA)公布的一项最新研究成果指出，由多项新型数字化技术构成的数字油田，将在未来5一10年内使令球原油储量增加1250 x 108 bbl，这将超过伊拉克现有原油储量或拉丁美洲的原油总储量，同时能够提高油气采收率2%一7%，降低举升成本10%一25 % ，提高产量2%一4%。
数字油田技术将大大扩展石油工业的发展空间，为石油行业展示出了一个更广阔、更美好的发展前景。
气田开发管理及生产动态分析
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
第六十三条：油田公司应根据天然气生产和发展的需要，建立相应的 天然气开发队伍，配备必需的试气、试采、计量、增压、井控、抢险以及 安全环保设备。并做好人员培训和设备管理工作。
第六十四条：油田公司应根据股份公司有关档案管理规定，做好天然 气开发各项资料的归档管理工作。天然气开发涉及的国家秘密和股份公司 商业秘密应按有关保密规定，做好保密工作。
开发试验、气田开发效果评价等。
提纲
一、气田开发管理的主要任务 二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求 三、气田开发管理任务分工 四、《气藏工程管理规定》对气井管理及动态分析的要求 五、动态分析的主要任务 六、气井管理及动态分析的基本方法 七、气井、气藏精细管理及动态分析探讨
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
第五十五条：油田公司应按月、季、半年、年度和阶段进行气田动态分 析，并编写分析报告。
动态分析的主要内容包括气井与气藏的动态特征、产量计划完成情况、 各种工艺措施效果、产量变化及原因、地层压力变化趋势、气藏边底水活动 情况及气田生产设施的适应性等。动态分析应指出开发中存在的问题，提出 改进措施。
(2)地面生产系统监测项目包括：天然气集输站场和净化处理厂装置 的操作压力、温度、流量及处理量；加热设备和动力设备的状况；进出 主要装置的气质分析；主要生产设备和管线腐蚀状况在线监测等。应从 井口到首站进行全流程泄漏检测。
(3)生产动态监测应纳入油田公司的生产经营计划，监测费应按气田 操作成本的3%～5%纳入预算。
第六十一条：油田公司应将售作为一个系统进行管理，充分利用伴生气，提高资源利用率。
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
燃气工程检测规范
燃气工程检测规范随着社会发展和工业化进程，燃气的使用在各个行业中扮演着重要的角色。
然而，燃气泄漏或其他安全隐患不仅会对环境造成严重污染，还可能造成人身伤害和财产损失。
为了确保燃气工程的安全运行，制定和遵守燃气工程检测规范至关重要。
本文将重点介绍燃气工程检测规范的几个重要方面。
1. 设备和材料选择燃气工程的设备和材料选择是确保工程质量和安全性的关键。
首先，必须选择符合国家相关标准和规定的设备和材料。
例如，燃气管道必须选用符合标准的高压、耐腐蚀的管材，并使用专业的管接头和连接件。
其次，设备和材料必须具备良好的密封性能，以避免燃气泄漏。
最后，设备和材料的使用寿命必须符合规定，及时更换老化或损坏的部件，以确保燃气工程的持久运行。
2. 安全阀的设置和维护安全阀的设置和维护是燃气工程中防范事故的重要措施之一。
首先，应根据工程的实际情况和要求，在适当的位置设置安全阀，以防止管道内压力超过允许范围。
其次，安全阀的选择和安装必须符合相关的标准和要求，确保其正常工作和排气能力。
此外，定期对安全阀进行检测和维护，及时清理或更换损坏的部件，以保证其可靠性和有效性。
3. 泄漏检测和报警燃气泄漏是燃气工程中最常见的安全隐患之一。
因此，燃气工程检测规范必须包含泄漏的检测和报警要求。
首先，必须安装高灵敏度的泄漏检测器，能够及时探测到燃气泄漏的迹象。
其次，燃气泄漏检测器必须连接到报警系统，并设定合适的报警阈值。
最后，燃气工程必须定期进行泄漏检测和维护，确保检测器和报警系统的正常运行。
4. 操作规程和安全培训燃气工程操作规程和安全培训对保障工程的安全运行至关重要。
首先，必须制定详细的操作规程，明确人员操作流程和注意事项。
操作人员必须经过专业的培训，熟悉操作规程，并掌握正确的操作技能。
其次，必须定期进行安全培训，包括燃气安全知识的普及和应急处理的演练。
确保所有从业人员了解燃气工程的风险，能够做到及时应对，并减少事故发生的可能性。
5. 定期维护和检测燃气工程的定期维护和检测是确保其安全运行的关键环节。
[实用参考]油藏动态监测原理与方法
![[实用参考]油藏动态监测原理与方法](https://img.taocdn.com/s3/m/1d7cb91c31126edb6f1a10a7.png)
二、试井分析方法的重要性
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（3）双渗介质油藏试井
（4）复合油藏油藏试井
（四）按井类别分类
（1）垂直井 （2）水平井
（五）按试井资料处理方式分类
（1）常规试井分析方法（半对数） （2）现代试井分析方法（双对数）
（3）压裂井
（4）径向井、分支井
常用油藏物理模型(地层类型)
均 质 模 型 双 渗 介 质
k1 k2
k
双 孔 介 质
试层的产能方程或无阻流量
a.稳定试井； b.等时试井； c.修正等时试井
2.不稳定试井 改变测试井的产量，并测量由此而引起的井底压力随时间的 变化，从而确定测试井和测试层的特性参数。 a. 压降试井：一口井开井生产，测量井底压力随时间的变 化，确定测试井和测试层的特性参数。要求测试井期间产量恒定 b. 压力恢复试井：油井以恒定产量生产一段时间后关井，
油藏动态监测原理与方法
油气田开发过程中常用动态监测方法，主要有：
试井分析方法 示踪剂分析方法 生产测井分析方法
岩石、流体物性资料 静态资料 地质资料(孔渗饱厚度) 资料 动态资料 压力资料 吸水剖面资料 油气水生产资料
油藏动态监测方法:应用动态资料(生产资料、 压力测试资料、示踪剂浓度产出曲线)分析、评价 油藏的动态和地层参数。
关井的同时测量井底压力随时间的变化，确定测试井和测试层的
特性参数。 c. 变产量试井 d. 干扰试井 e. 脉冲试井 主要确定井与井之间的连通性
气藏动态分析
表3-1 气藏动态分析内容、目的和手段（续上表）
编 号
分析 项目
分析 内容
分析 目的
主要 分析 手段
1.工程测井 2.试井分析 3.井口带出 物分析
7
钻井， 完井与 采气工 艺措施 效果分 析
1.钻井井斜、井眼变化， 井底污染状况 2.完井方式、射孔完善程 度 3.产液、带液能力与管柱 摩阻损失 4.井下油套管破裂、井壁 垮塌与产层掩埋情况 5.修井、增压、气举、机 抽、泡排、水力、喷射泵 、气流喷射泵等工艺措施 效果
整及挖潜方案。
一、气藏动态分析的主要内容
气藏动态分析技术是提供气藏开发全过程动态信 息技术，目前国内外主要应用地震、地球物理测井、 地球化学、气水动力学和气藏数值模拟等技术来分 析气藏生产动态，并由点（气井）的监测、分析发 展到整个气田乃至成组气田开发过程实施全面监测 和分析。参照集团公司气藏动态分析工作规范（草 稿），归纳于下表。
1.为修井作 业提供依据 2.为增产、 提高采收率 ，采取适当 的工艺措施 提供依据
二、气藏动态分析的主要技术
1、地震技术
1）三维地震 该技术可有效地确定含气范围、气水边界、岩 性变化、断层位置和裂缝带等。 2）垂直地震剖面 该技术能确定断层、气水边界、裂缝发育方向 和各向异性渗透方向。还能预测未钻开的异常高压 层，为平衡钻井提供依据。
3）利用非烃组分浓度分布规律监测气水界面
含气层中H2S浓度的分布可定量地确定气藏面
积上产能大小及分布范围。H2S浓度越高，单位地
层储气能力越低，反之，孔隙中烃含量越高。CO2
和H2S的浓度分布规律相同。含N2量最高的地区，
含H2S量最低。大部含气层系中H2S含量随深度增
加而增加，气液接触带附近H2S浓度急剧增加。
气井试气规范
气井试气规范篇一：试气规范气井试气地质技术及资料录取要求一、范围本标准规定了气井试气地质技术和资料录取的要求。
本标准适用于试气作业。
二、试气地质技术要求:2.1 通井试气作业井必须通井,通井规外径小于套管内径6-8mm,长度不小于1m。
一般通井应通至试气层段以下15m,新井应通至人工井底。
2.2 洗井射孔前应洗井。
洗井排量大于550L/min,连续循环两周以上,达到洗井液进出口水色一致,机械杂质含量小于2‰,洗井液必须按配方配制,以免射孔后对储层造成伤害。
2.3 射孔2.3.1射孔前根据需要将井内压井液换成有利于保护储层的优质压井液。
2.3.2严格执行射孔设计,定位跟踪射孔,保证射孔深度准确无误。
2.3.3射孔发射率低于80%时,要求采取补孔措施。
2.3.4射孔时记录井内液面深度,射孔后应及时观察油气显示及外溢情况,若出现井涌、井喷等现象,应安装好井口防喷。
2.4 地测4.1 地测前必须了解测试井的井身结构和基本数据、压井液性能、测试层位、油气显示情况等资料数据,合理组合井下工具,安排测试时间,搞好施工设计。
2.4.2 严格按设计执行,取全取准各项资料。
“一开一关”工艺必须取全取准地层压力和油、气、水样等资料；“二开一关”工艺必须取全取准地层压力、地层产能、流动压力及油、气、水样等资料;“二开二关”工艺,必须取全取准地层压力、地层产能、流动压力、油、气、水样品及二关压力恢复曲线等资料。
2.4.3 录取资料的技术要求a、现场测试原始记录原始记录是测试过程的第一性资料,须详细记录从工具入井至测试结束的整个测试情况,特别是开关井操作情况、下钻遇阻情况及开关井后的显示情况。
b、地面测试流量计量(对于有产能的井而言)应按规定的表格(班报)要求准确记录,开始3一5min记录一次,测试稳定后延长到10min记录一次。
c、现场测试报告应根据现场原始记录、现场取样、回收物计量及对测试卡初读所得的数据，认真填写，凡是现场报告栏中的数据必须填写齐全，并在现场对测试层作出一个初步评价。
气井试气、采气及动态监测工艺规程
气井试气、采气及动态监测工艺规程英文回答：Well Gas Testing, Production, and Dynamic Monitoring Process Regulations.1. Well Gas Testing.Ensure the safety of personnel and equipment during testing.Verify the reservoir deliverability and wellbore performance.Determine the gas composition and properties.Identify potential flow problems and optimize production.2. Well Gas Production.Comply with all applicable regulations and standards.Monitor and control production parameters to optimize gas recovery.Minimize environmental impact and ensure safety.Protect surface and subsurface infrastructure.3. Dynamic Monitoring.Collect and analyze data to track reservoir performance.Identify changes in reservoir pressure, temperature, and fluid properties.Predict future production behavior.Optimize production strategies and mitigate risks.Process Specifications.Wellhead Equipment: Install appropriate wellhead components, including valves, chokes, and gauges.Flowline and Gathering System: Design and construct a flowline system to transport gas from the well to the processing facility.Safety Systems: Implement safety systems to prevent and mitigate potential hazards, such as pressure surges, leaks, and explosions.Instrumentation: Utilize instruments to monitor and control production parameters, including pressure, temperature, flow rate, and gas composition.Data Acquisition and Management: Establish a system for collecting, storing, and analyzing production data.Quality Control and Assurance.Conduct regular inspections and maintenance to ensure equipment integrity.Calibrate and verify instruments regularly.Implement quality control measures to ensure data accuracy and reliability.Train personnel on safe and efficient operations.Emergency Response Plan.Develop and implement an emergency response plan to address potential incidents.Train personnel on emergency procedures.Establish communication channels and protocols.Maintain emergency equipment and supplies.中文回答：气井试气、采气及动态监测工艺规程。
动态监测
1.1.6 油井计划关井前，应进行产量测试。 1.1.7 产量测试时应取以下14项数据： 测试井号、测试日期、油嘴、测试经过时间、井 口油压、井口温度、分离器压力、分离器温度、化 验含水及沉渣（BSW）、流体密度、每小时产量、 日产油量、日产气量、气油比。 1.1.8 根据动态需要，按各油矿、区块的生产井数， 完井，开采与计量方式和流程状况规定各油矿、生 产平台的计量细则。 1.2 取油样要求及油井含水监测 1.2.1 对未见水油井及含水稳定井，至少每周井口取 油样一次，作含水率、流体密度及含砂率分析。 1.2.2 新见水油井及含水波动井（含水率波动变化＞5 ％）每天取一次样，作含水率、流体密度及含砂率 分析。
δ = 1 × 10 −3
总不确定度——容量表数值与实际值之差。 总不确定度
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立式罐根据其顶部结构可分成以下几种： 浮顶油罐：该罐的罐顶浮在油面上，并随油品的升降上 ① 浮顶油罐 下浮动。在浮顶与罐内壁之间的环形空间有随着浮顶上 下浮动的密封装置。 优点：油品的蒸发损耗小，其受力状况良好。 ②拱顶油罐：该油罐的罐顶为球面 拱顶油罐 优点：施工容易、造价低。 缺点（同浮顶罐相比）：油气损耗大，因中间无支撑， 罐顶的直径受到一定限制。 ③内浮顶油罐——罐的外部为拱顶，内部为浮顶 内浮顶油罐 浮顶可减少油品的蒸发损耗，外部的拱顶可防止雨水、 尘土等进入罐内。
油井动态监测
第一节、 第一节、动态监测标准
1. 主要内容与适用范围 本文规定了已投产油气田的油、气井、注水井及观察井动 态监测资料录取的内容与要求。本文适用于自营海上已投 产油气田的油、气井、注水井及观察井的资料录取，合作 油田参照执行。 2 采油、气井资料录取 1.1 单井生产能力监测 1.1.1 正常油气井至少每5～15天计量一次。 1.1.2 每次计量时间不少于4～8h。 1.1.3 分井、管进行井口产量测试。 1.1.4 油井动态变化大时需加密测试，并延长测试时数。 1.1.5 改变工作制度后及措施前后，无特殊原因，2天内需进 行产量测试。
气井动态监测内容及技术要求
气井动态监测内容及技术要求采气井动态监测技术是科学管理气井的重要技术手段，它通过对气井在生产过程中的产量、压力，流体物性的变化，以及井下、地面工程的变化等监测，及时有效地指导其合理开采，随着我国天然气工业的发展，采气井逐渐增多，对采气井实施规范化、科学化的动态监测，有利于提高采气井的管理水平，提高开采效果。
（一）采气井动态监测录取资料内容1.压力（1）气井的原始地层压力。
（2）气井历次关井中的稳定压力。
（3）流动压力。
（4）关井时测压力恢复曲线的恢复压力。
（5）井口工作压力。
（6）分离器前各节点压力，分离器压力、计量系统压力。
2.温度（1）气井的原始地层温度。
（2）生产过程中气层中部温度。
（3）关并时压力稳定后的地层温度。
（4）生产时井口气流温度。
（5）分离器前各节点温度、分离器温度、计量系统温度。
3.产量（1）天然气产量。
（2）地层水产量。
（3）凝析油产量。
4.产出流体理化性质（1）天然气、地层水、凝析油常规取样化验分析数据，（2）天然气中H2S和CO2含量，（3）地层水中H2S含量。
（4）气井高压物性（p、V、T）数据。
5.工程监测（1）产出层段及产出剖面。
（2）井下套管腐蚀情况及描述。
（3）井下油管断落数据，腐蚀情况及描述，（4）地面各腐蚀监测点测试记录。
（5）历次加注缓蚀剂记录资料.（6）气层垮塌深度，（7）井下堵塞位置。
（二）采气井动态监测要求1.压力监测压力单位为MPa，修约到两位小数。
（1）测井底恢复压力①投产前侧关井的气层中部稳定压力（PR），探区新井视PR=Pi （原始地层压力）。
②测取投产之后各生产阶段的关井恢复压力（Pws）。
投产一年后测一次，其后每两年测一次。
（2）测井底流动压力（Pwf）①投产初期每月测一次井底流动压力，生产半年之后两个月测一次，一年之后每季度监测一次。
②每次测井底恢复压力前测井底流动压力。
③采气并在生产过程中突然发生异常，出现产量大幅度下降或增加，水量明显增加、井口油压、套压大幅度变化等情况，及时监测井底流动压力。
矿井安全监控系统设置要求
矿井安全监控系统设置要求依据《煤矿井下安全避险“六大系统”建设完善基本规范（试行）》对监测监控系统的基本要求，煤矿企业必须按照《煤矿安全监控系统及检测仪器使用管理规范》（AQ1029－2019），建设完善监测监控系统，实现对煤矿井下甲烷和一氧化碳的浓度、温度、风速等动态监控。
煤矿安装的监测监控系统必须符合《煤矿安全监控系统通用技术要求》（AQ6201－2019）的规定，并取得煤矿矿用产品安全标志，监测监控系统各配套设备应与安全标志证书中所列的产品一致。
矿井安全监控系统，必须能随时监测矿井生产过程中，主要影响安全生产的环境因素（主要是瓦斯浓度）的变化情况，并能根据其变化，在其有关指标（主要是瓦斯浓度）超规定值时，能及时切断相应区域电气设备电源，以确保矿井生产的安全。
（1）瓦斯矿井必须装备煤矿安全监控系统。
（2）煤矿安全监控系统必须24h连续运行。
（3）接入煤矿安全监控系统的各类传感器应符合AQ6201－2019的规定，稳定性应不小于15d。
（4）煤矿安全监控系统传感器的数据或状态应传输到地面主机。
（5）煤矿必须按矿用产品安全标志证书规定的型号选择监控系统、断电控制器等关联设备，严禁对不同系统间的设备进行置换。
（6）煤矿安全监控系统主要技术指标应满足以下要求：○1模拟量输入传输处理误差应不大于0.5%；○2模拟量输出传输处理误差应不大于0.5%；○3累计量输入传输处理误差应不大于0.5%；○4系统巡检周期不超过20s，异地断电时间不超过40s；○5控制时间应不大于系统最大巡检周期，甲烷超限断电及甲烷风电闭锁的控制执行时间应不大于2s；○6调节执行时间应不大于系统最大巡检周期；○7每3个月对安全监控、人员位置监测等数据进行备份，备份的数据介质保存时间应不少于2年。
图纸、技术资料的保存时间应不少于2年，录音应保存3个月以上；○8调出整幅画面85%的响应时间应不大于2s，其余画面应不大于5s；○9误码率应不大于10－9；○10系统具有双机热备自动切换功能；○11电网停电后，备用电源应能保证系统连续监控时间不小于4h，更换电池要求仅能维持2h时必须更换；○12模拟量统计值应是5min的统计值；矿井选用的KJ90X型煤矿安全监控系统满足以上要求。
关于气井试气采气及动态监测工艺规程的应用及探索
中 图分 类 号 ：Ｔ ２ Ｅ ３ 文 献 标 识 码 ：Ａ 文 章 编 号 ：１０ ０ ６—７ ８ ２ ０ ）５— ０ １—０ ６ Ｘ（０ ８ ０ ０ ５ ４
Ｓ ／ １５—２ ０ Ｙ Ｔ６２ ０ ６气 井 试 气 、 气 及 动态 监 测 采 工艺 规程 （ 简称 Ｓ ／ １５— ０ ６， 同 ） 是 根 据 国 Ｙ Ｔ６ ２ ２ ０ 下 ，
Ｓ ５４ （ Ｙ ４０ 天然 气试 井技 术规 范 》， 采用 常 规 回压法 试
气。
（ ） 试气 、 气 和动 态 监 测 工 艺 技 术 三 位 一 １使 采 体 ， 气井 的试 气 、 气 和动态 监 测工 艺技 术更 加科 使 采 学化 、 范化 、 规 和系统 化 ； （ ） 对 我 国 目前 新 发 现 的 气 藏 大 多 属 于 高 ２针
温、 高压 、 高危 复杂 气 藏 的 显 著特 点 ， 可 能 的应 用 尽
（） ２ 稳定 产 量测 试 方 法 ： 气 井井 筒 积 液 喷 尽 ， 当 即可采 用 临 界 速 度 流 量 计 或 垫 圈 流 量 计 等 计 量 仪 器， 测试 出在一 个高 回压 下 ， 压力 稳 定 ４ｈ后 的气 井
了在 有效 开发产 水 气 藏 、 析气 藏 和 含 Ｈ： 凝 ｓ等复 杂
气藏的试气 、 采气及动态监测工艺的成 熟技术 和经 验 ， 利 于加快 我 国气 田、 别是 复杂 气 田 的安 全 、 有 特
高效 、 科学 开发 ；
（） ３ 在整 合 、 修订 的标 准 中 ， 设 置 了第 ７章健 新 康、 安全 与环 境保 护 体 系 （ Ｓ ， 现 了把 健 康 、 Ｈ Ｅ） 体 安 全 与环境 保 护管 理 工作 贯 穿 于试 气 、 气 及 动 态 监 采
油气井完整性的主要内容及其状态监测指标
油气井完整性管理是一种全新的技术和生产管理理念，它既是贯穿于油气井整个生命周期的全过程管理，又是应用技术、操作和组织措施的全方位综合管理，可以有效地降低地层流体在井眼整个寿命期间无控制地排放的风险，从而将油气井建设与运营的安全风险水平控制在合理的、可接受的范围之内，达到减少油气井事故发生概率、同时经济合理地保证油气井安全运行的目的。
建立油气井完整性体系的目的在于减少地层流体溢流发生的可能性并减轻事故的后果，确保油气井的完整性，有效防止因地层流体无法控制流动对人员、环境和资产造成不利影响，始终是每个油气田运营公司的首要目标，也是钻井和承包商的首要目标。
实施完整性管理的目标是有效防止地层流体无控制流动，以保证油气井、员工、公众和环境安全，基本理念是防患于未然[1]。
基于油气井、井筒完整性和管道完整性的概念，并借鉴结构完整性和合于适用性的概念，对已有的油气井完整性的概念做出了改进，尝试提出了油气井完整性的概念。
油气井完整性是指采取技术改进措施、状态监测手段、规范油气井管理相结合的方式，使油气井始终处于受控、完整、合于使用的状态，控制地层流体发生无控制流动（层间流动或流向地面）的风险在可接受范围之内。
其含义包括3个方面：1）油气井完整性与油气井的设计、施工、维护、检修、管理直至报废的各个过程都密切相关；2）油气井在整个生命周期受控，不仅保持物理和功能上完整，而且具有足够的承受预见载荷和环境条件的功能，即具有合于使用性；3）油气井完整性在整个生命周期是逐渐衰退的，对气井实施安全动态管理，持续改进油气井的完整性，保持油气井地层流体发生无控制流动（层间流动或流向地面）的风险在可接受范围之内。
本文提出的油气井完整性的概念不仅是指要保证地层流体不发生无控制流动，而且要保证气井设备具有合于使用性，保证油气井完整性失效风险在可接受范围内。
1 油气井完整性主要内容经过研究发现油气井完整性评价大体上分为井口完整性、管柱完整性以及井筒完整性3大评价单元[2]。
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气井动态监测内容及技术要求
采气井动态监测技术是科学管理气井的重要技术手段，它通过对气井在生产过程中的产量、压力，流体物性的变化，以及井下、地面工程的变化等监测，及时有效地指导其合理开采，随着我国天然气工业的发展，采气井逐渐增多，对采气井实施规范化、科学化的动态监测，有利于提高采气井的管理水平，提高开采效果。
（一）采气井动态监测录取资料内容
1.压力
（1）气井的原始地层压力。
（2）气井历次关井中的稳定压力。
（3）流动压力。
（4）关井时测压力恢复曲线的恢复压力。
（5）井口工作压力。
（6）分离器前各节点压力，分离器压力、计量系统压力。
2.温度
（1）气井的原始地层温度。
（2）生产过程中气层中部温度。
（3）关并时压力稳定后的地层温度。
（4）生产时井口气流温度。
（5）分离器前各节点温度、分离器温度、计量系统温度。
3.产量
（1）天然气产量。
（2）地层水产量。
（3）凝析油产量。
4.产出流体理化性质
（1）天然气、地层水、凝析油常规取样化验分析数据，
（2）天然气中H2S和CO2含量，
（3）地层水中H2S含量。
（4）气井高压物性（p、V、T)数据。
5.工程监测
（1）产出层段及产出剖面。
（2）井下套管腐蚀情况及描述。
（3）井下油管断落数据，腐蚀情况及描述，
（4）地面各腐蚀监测点测试记录。
（5）历次加注缓蚀剂记录资料．
（6）气层垮塌深度，
（7）井下堵塞位置。
（二）采气井动态监测要求
1.压力监测
压力单位为MPa，修约到两位小数。
（1）测井底恢复压力
①投产前侧关井的气层中部稳定压力（PR），探区新井视PR=Pi（原始地层压力）。
②测取投产之后各生产阶段的关井恢复压力（Pws）。
投产一年后测一次，其后每两年测一次。
（2）测井底流动压力（Pwf）
①投产初期每月测一次井底流动压力，生产半年之后两个月测一次，一年之后每季度监测一次。
②每次测井底恢复压力前测井底流动压力。
③采气并在生产过程中突然发生异常，出现产量大幅度下降或增加，水量明显增加、井口油压、套压大幅度变化等情况，及时监测井底流动压力。
（3）测地面工作压力
①在正常生产过程中，人工监测时，井口工作压力（Pcf、Ptf）、分离器前节点压力（Pj）、分离器压力（Psep）,流量计上流压力(Ps)每小时记录一次；采用自动控制装置监测时、按要求设定，自动采集。
②气井在进行压力恢复测试或压力降落测试时，应按设计要求进行井口压力监测。
2.温度监测（T）
温度以℃为单位、修约到个数位；
（1）井筒中的温度监侧
①在监测原始地层压力时，同时下入温度计测取原始地层温度（Ti）。
②在生产过程中，进行流动压力监测时，每半年测取一次井下流体的流动温度（Tf）和井口气流温度（To）。
③重点生产井监测静地温曲线和动地温曲线。
④在关井监测稳定的关并压力时，同时监测关井稳定温度（TR)。
（2）地面流程温度监测
正常生产过程中，人工监测时，分离器前各节点温度（Tj)、分离器温度（Tsep）、计量系统气流温度（Ts）每小时记录一次；采用自动控制装置监测时、应按要求设定，自动采集。
3.产出流体监测
（1）产出流体产量监测
①天然气产量（qg）由流量计连续监测，按日计数，以m3为单位，取整数，
②产水气井按日监测其水产量（qw）；初出水气井，视其出水量大小按小时或班监测水量。
以m尤为单位，取小数一位。
③凝析气井按日监测其产凝析油量，以t为单位，取小数两位。
（2）产出流体（天然气、水、凝析油）理化性质监测。
①常规理化分析、半年取样一次。
②重点气井高压物性（P、V、T）分析，投产初期一次。
4.产出剖面监测
（1）重点开发井应在投产初期进行生产测井，解释产出剖面。
在生产过程中，应按动态监测方案定期监测。
（2）气井突然大量产水及产量突变时，应及时进行生产测井，监测其产出剖面。
5.工程监测
（1）对于含H2S，CO2及产盐水的气井，两年监测一次井内油管和套管的腐蚀情况，定时定量加注缓蚀剂。
突然发生井口生产压力、产量不正常时，应及时监测。
（2）对于突然停喷或产量突然剧增的井，监测井下垮塌、出砂情况（特别是产层段裸眼井）和井下管柱断落情况。
（3）对于含H2S、CO2及产盐水的气井，分离器、计量管、排污管定点测壁厚，半年测一次。
（4）安全阀、压力表、流量计按质检要求检查腐蚀情况，并进行调校或更换。
（5）分离器前各节点节流设备定期检查腐蚀情况或更换。
（三）采气井动态分析
1.生产能力变化及调整工作制度情况。
2.异常情况分析（如突然出水、停喷、产量大幅度下降或上升等），制定技术措施。
3.流体性质变化分析。
4.单井控制储量核算。
5.单井生产历史拟合及预测，
6.利用试井成果和节点分析，确定合理的采气压差及合理的单井产量，及时调整工作制度。
7.据工程监测资料，及时提出作业措施。
8.井岗（站）每周一次动态分析会，分析气并目前状况、检查措施效果及提出措施意见。