井底流压计算(参考)
利用密度迭代法计算气井的井底流压
迭代法计算气井井底流压 。忽略温度 的影响 ， 以井
口套压 为起点 自上而下迭 代至井底 （ 以１ Ｉ Ｔ Ｉ 为步 长） ， 得到气井的井底流压 ， 然后将计算结果 与试井
实测 压力 对 比， 从 而证 明该 方法 的精度 和适 用性 。
Ｐ ＝Ｐ Ｈ ＋Ｐ ｇ ｈ×１ ０ ～。
２ ０ １ ４年 １ 月
西安石油大学学报（自然科学版 ）
Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｘ ｉ ａ ｎ Ｓ ｈ ｉ ｙ ｏ ｕ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ （ Ｎ ａ ｔ ｕ ｒ ｌ ａ Ｓ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ Ｅ ｄ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ）
力、 温 度和 湿度 而 变 化 蚋 ， 压 力 和 温 度 又 随埋 藏 深 度 变化 而 变化 。 根 据 气体 相对 密度 的定 义 ｍ
Ｊ ａ ｎ ．２ ０ １ ４
Ｖｏ ｌ ＿ ２ ９ Ｎｏ ． １
第２ ９卷第 １ 期
文章 编号 ： １ ６ ７ ３ － ０ ６ ４ Ｘ（ ２ ０ １ ４ ） ０ １ － ０ ０ ５ ６ － ０ ４
利用 密 度 迭 代 法 计 算气 井 的 井底 流压
张玄奇 ， 陈 薇 ， 李剑 鹏
（ １ ． 西安石油大学 石油工程学院 ， 陕西 西安 ７ １ ０ ０ ６ ５ ； ２ ． 西南石油大学 资源与环境学 院 ， 四川 成都 ６ １ ０ ５ ０ ０ ）
摘要 ： 依 据 井筒 压力 与 气体 密度 和 湿度之 间的 函数 关 系， 采 用 密度 迭代 法 ， 以 井 口套 压 为起 点 自上
图 １ 气 井井底流压计 算方法分 类图
Ｆ ｉ ｇ ． １ Ｃｌ ａ ｓ ｓ ｉ ｉｃ ｆ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ｇ ａ ｓ ｗｅ ｌ ｌ ｂ ｏ ｔ ｔ ｏ ｍ－ ｈ ｏ ｌ ｅ ｌｏ ｆ ｗｉ ｎ ｇ ｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｕ ｒ ｅ ｃ ａ ｌ ｃ ｄａ ｉｏ ｆ ｎ ｍｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ｓ
煤层气井井底流压计算方法
煤层气井井底流压计算方法孙仁远;宣英龙;任晓霞;王楚峰;胡爱梅【摘要】The bottom-hole flow pressure (BHFP) of coalbed methane (CBM) wells is very important for production strategy designing and management performance. According to the different drainage methods and production characteristics of CBM wells, the BHFP of CBM wells was calculated by different combination methods on the basis of the conventional gas wells BHFP calculation methods. A set of software was designed for the BHFP calculation of CBM wells and the results were compared with that of actual measured in CBM wells. The relationship between the BHFP and the productions in different drainage production period were analyzed by using the field CBM production data. The research shows that the pressure of pure gas column calculated by mean temperature-mean deviation coefficient method is higher than that by Cullender-Smith method. The pressure of gas-liquid mixture column calculated by "S" curve method corrected by Podio is higher than that calculated by the J.I Chen-X.A Yue method and the Hasan-Kabir analysis method. The BHFP makes negative correlation with the CBM production when the CBM supply is rich and the CBM production increases with the decrease of BHFP. The change of BHFP with CBM production is different for different CBM production stage.%煤层气井的井底流压对于煤层气井的排采方案设计与管理具有重要的意义.借鉴常规气井井底流压的计算方法,结合煤层气井的排采方式和生产特点,采用不同的方法组合计算了煤层气井的井底流压,编制了煤层气井井底流压计算软件,并将计算结果与现场实测结果进行对比.利用现场煤层气排采数据分析了煤层气排采不同阶段井底流压与煤层气产量的关系.结果表明:对于纯气段压力的计算,平均温度-平均偏差系数法的计算值比Cullender-Smith法高；对于气液混合段压力的计算,Podio修正“S”曲线法计算出的结果比陈家琅-岳湘安法和Hasan-Kabir解析方法略高；在煤层供气充足的条件下,井底流压与产气量呈负相关关系,产气量随井底流压的降低而增加；在煤层气井排采的不同阶段,井底流压随产气量呈现不同的变化规律.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2012(034)004【总页数】4页(P100-103)【关键词】煤层气;煤层气井;井底流压;两相流【作者】孙仁远;宣英龙;任晓霞;王楚峰;胡爱梅【作者单位】中国石油大学石油工程学院,北京 102249;中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266555;中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266555;中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266555;中联煤层气有限责任公司,北京 100011;煤层气国家工程研究中心,北京 100095【正文语种】中文【中图分类】TE37煤层气井井底流压的大小不仅决定着煤层气井的产能，而且影响排采设备的工作状况，是进行有效举升设计和排采设备选型的重要参数［1-2］。
合理井底流压及沉没度计算
6敏感性实验数据在煤层气排采过程中的应用储层敏感性评价实验反映了煤储层在外来流体作用以及所受应力改变情况下，煤岩渗透性质发生的变化，是研究储层保护技术和制定排采方案的基础。
速敏实验测定了煤岩中微粒运移的临界流速，超出此速度生产，地层中的微粒就可能发生运移，堵塞裂缝通道。
应力敏感性数据表明了煤岩渗透率随应力改变的趋势，反映了裂缝性煤岩在应力改变的条件下裂缝宽度的变化。
速度和应力的变化都与排采生产中的排液强度以及生产压差有关，因此，将实验室测试的速敏数据以及应力敏感性数据与排采强度以及生产压差建立一定的关系，通过计算，优化设计出不发生伤害或伤害范围（或伤害程度）小的排采工作参数，就可以保证煤层气的稳产。
6.1优化排液强度（1）建立模型煤层气井合理排液量在一定程度上与储层速敏有关。
在煤层气井排采过程中，当产液速度超过临界流速时将造成储层伤害，即裂缝内部微粒运移、堵塞割理裂缝。
所以，可以利用速敏实验中测定的临界流速来确定煤层气井临界产液量，为优化排液强度及控制井底流压提供科学依据。
实验测得的临界流量为c Q ，结合生产井储层厚度和井径，可将其换算为排采中的临界排液量Q 液，以此作为单井允许的最大产液量。
转换的方法是，以实验室岩心测定的真实临界速度等于研究的煤层气井储层岩石真实速度。
由于降压排采的初期储层中只是煤层水单相流动，气体还未扩散出来，所以在真实速度计算时不考虑饱和度。
将实验室临界流量转换成煤层气井对应的临界排水量计算公式如下：2=28.8w cw r hQ Q r ⨯岩 (2-1)式中， c Q —岩心临界流量，/min ml ； φ岩—岩心孔隙度；r 岩—岩心半径，cm 。
Q 液—井的临界排液量，3/m d ； φ井—煤储层孔隙度；r 井—井半径，m ；h—煤层气井的储层厚度，m 。
（2）实例计算将郑庄、长治、安泽各区块实验所得临界流速结合各区块生产井的储层厚度，井径代入计算公式，计算排采井不发生微粒运移的最大排液量，计算结果见表2-12。
高温高压高产井DST过程中井底流压及井口回压的计算
高温高压高产井DST过程中井底流压及井口回压的计算张华卫;郑德帅;令文学【摘要】In period of DST testing,in order to complete the task of testing,some tools,which are controlled by annulus pressure and have different purpose,are added into the DST string.For high temperature,high pressure and high productivity wells,the parker fluid also has high weight because of the high formation pressure of formation which istested,however,the production fluid in the string always has lower weight and the components of the fluid is complex,so the weight of crude oil cannot simply be used as the weight of production fluid.In order to prevent the collapse of the testing string,the calculation method of flowing bottom pressure,internal and external pressure of testing string and the minimum wellhead pressure to avoid the collapse of string,which uses the different wellhead pressures and productivities of different choke,the final wellhead pressure of build-up period and the properties of production fluid,is given in this article.The method is verified by well testing data of two wells in A oilfield,the computation error can meet the requirement of site operation.%DST测试期间,为了完成测试任务,通常通过油套环空加压的方式来控制井下不同目的的测试工具.对于高温高压高产井,由于地层压力高,环空使用的液体的密度可能比较高,而测试管柱内,液体组分比较复杂不能简单的使用原油的密度进行计算.为了防止测试管柱的挤毁,文中提出了使用不同油嘴下的井口压力值,测试产量,关井压力恢复过程中的井口压力以及流体性质计算测试期间井底流压,测试管柱内外压,以及防止测试管柱被挤毁而需要施加的最小的井口回压的计算公式.通过使用A油田2口井的DST的测试数据,进行了验证,公式的精度可以满足现场作业的要求.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2017(017)023【总页数】5页(P179-183)【关键词】DST测试;井口压力;井底流压;管柱挤毁【作者】张华卫;郑德帅;令文学【作者单位】中国石化石油工程技术研究院,北京100101;中国石化石油工程技术研究院,北京100101;中国石化石油工程技术研究院,北京100101【正文语种】中文【中图分类】TE272高温高压高产井在DST测试过程中，根据不同的测试目的[1,2]，在测试管柱中会加入LPR-N阀、OMNI阀、RD安全循环阀、RD阀等测试工具。
煤层气井两层合采气水同产井底流压计算方法
第44卷第4期新疆石油地质Vol.44，No.42023年8月XINJIANG PETROLEUM GEOLOGY Aug.2023文章编号：1001-3873（2023）04-0497-13DOI ：10.7657/XJPG20230415煤层气井两层合采气水同产井底流压计算方法张鹏1，曾星航2，郑力会1，张吉辉3，王相春1，彭小军1（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；2.中国石化石油工程技术研究院有限公司，北京102206；3.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）摘要：井底流压是确定煤层气井合理工作制度，进而实现长期稳产的关键影响因素。
针对定质量模型不考虑储集层段加速度压降和不同井段质量变化导致不符合两层合采特性，以及采用下部储集层井底流压作为2个储集层井底流压来调节生产制度导致不符合上部储集层调节需求的问题，对加速度压降表达式进行了分解和推导，建立了其与单位长度径向流量的关系式，推导了含径向流入的储集层段压降公式；将储集层分成多个微元段，建立了每个微元段的压降计算方法；根据各井段气水流量，推导了相应的气相和水相速度计算方程；将上述方程结合，建立了变质量模型。
将生产数据分别代入变质量模型和定质量模型，气水同产时，变质量模型的误差为2.96%~6.67%，定质量模型的误差为7.33%~15.10%，变质量模型更加准确。
2个储集层的井底流压相差较大，最大相差47.3%，因此需要根据各自的井底流压调节生产制度。
变质量模型能够准确给出合采各层的井底流压，更符合现场实际，同时也避免了采用相同井底流压导致无法精准调节2个储集层生产制度的问题，从而为制定最优化排采制度、实现高产稳产提供技术支撑。
关键词：煤层气井；两层合采；井底流压；定质量模型；变质量模型；加速度压降；变流量速度公式中图分类号：TE37文献标识码：A©2018Xinjiang Petroleum Geology.Creative Commons Attribution-NonCommercial 4.0International License收稿日期：2022-09-20修订日期：2022-10-21基金项目：国家科技重大专项（2016ZX05066-002-001）第一作者：张鹏（1980-），男，陕西渭南人，博士研究生，煤层气开发，（Tel ）183****1053（E-mail ）********************A Calculation Method of Bottomhole Flowing Pressure in Coalbed Methane Wells With Double⁃Layer Commingled Production in Gas⁃Water Co⁃Production StageZHANG Peng 1，ZENG Xinghang 2，ZHENG Lihui 1，ZHANG Jihui 3，WANG Xiangchun 1，PENG Xiaojun 1（1.School of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Petroleum Engineering Technology Research Institute Co.,Ltd.,Sinopec,Beijing 102206,China;3.Research Institute of Exploration and Development,Xinjiang Oilfield Company,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China ）Abstract ：Bottomhole flowing pressure (BHFP)is a key factor determining the rational production system of coalbed methane (CBM)wells for purpose of long⁃term stable production.The constant mass model (CMM)is not applicable to the wells with double⁃layer commingled production,since it does not consider the acceleration pressure drop (APD)in the reservoir interval and the mass variation in well sections.Additionally,the BHFP in the lower reservoir is taken as a control parameter for the two intervals,which does not meet the adjustment re⁃quirements of the upper reservoirs.In this paper,the APD expression was decomposed and derived,the relationship between APD and the radial flow rate per unit length was established,and the pressure drop formula for the reservoir interval with radial inflow was derived.The reservoir was divided into multiple intervals,and the pressure drop calculation method for each interval was established.Based on the gas/water flow rates in each well section,the corresponding equations for calculating gas/water phase velocities were bining the above equations,a variable mass model (VMM)was established.The production data were input into the VMM and CMM for comparative verification.The results show that when gas and water are co⁃produced,the error of the VMM is 2.75%-6.58%,while the error of the CMM is 7.15%-15.18%,indicating that the VMM is more accurate.The BHFP differs significantly in the two reservoir intervals,with the maxi⁃mum difference of 47.3%.Therefore,it is necessary to adjust the production system depending upon the respective BHFP of the two reser⁃voirs.The VMM can accurately provide BHFP for each commingled interval,so it agrees more with the field conditions.It also avoids the problem of using the same BHFP for both intervals,which hinders precise adjustment of the production system.Thus,the new model pro⁃vides a technical support for developing optimal production strategies and achieving high and stable production.Keywords ：coalbed methane well;double⁃layer commingled production;BHFP;constant mass model;variable mass model;accelerationpressure drop;variable flow rate formula全球已发现的煤层气储量占天然气总储量的30%以上，中国的煤层气资源总量约占天然气资源总量的41%[1-3]。
一种计算油井井底流压的新方法
一种计算油井井底流压的新方法叶雨晨;杨二龙;齐梦;隋殿雪【摘要】油井的井底流压是影响油田的生产能力和油田调整方案的重要参数之一,也是进行油气井动态分析的基础,直接控制井的生产能力.但实际应用中由于地层条件的复杂性,现在并没有一个系统的方法能十分准确的计算出井底流压.在液面折算法计算井底流压的基础上,将油套环形空间中流体分为气柱段、油气段、油气水段三种不同流动形态,研究不同流动形态下混合液密度与压降梯度的关系,采用分段计算模式,应用微积分方法计算油井的井底压力.现场试验结果表明,该方法计算的抽油井井底压力与压力计实测压力值平均相对误差为8.54%,可以满足现场实际需求.%Bottom-hole pressure is one of the important parameters that affect oil production capacity and the adjustment scheme of oil field.It is also the basis of dynamic analysis of oil and gas wells,and the production capacity of the well is controlled directly.However,due to the complexity of the formation conditions,there is not a systematic method to calculate the bottom hole flow pressure.Based on level conversion method,the fluid in the annular space of an oil sleeve is divided into three different flow patterns of gas column,oil and gas and oil gas water.The field test results show that the average relative error between the measured pressure value and the measured pressure value of the pumping well bottom hole pressure of the pressure gauge is 8.54%,which can meet the actual needs of the field.【期刊名称】《石油化工高等学校学报》【年(卷),期】2017(030)005【总页数】5页(P55-59)【关键词】抽油井;流压;混合液密度;程序设计【作者】叶雨晨;杨二龙;齐梦;隋殿雪【作者单位】东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆 163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆 163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;大庆油田第四采油厂,黑龙江大庆 163318【正文语种】中文【中图分类】TE3191.1 气柱段压力计算目前国内大部分油田处于地层压力下降、地层亏空的状态，在环空内气量相对较大。
油井合理井底流压的确定
油井合理井底流压的确定高飞;何玉发;陈昱林【摘要】针对油井实际生产过程中,井底流压降低到一定程度时,油井产液量不增反降,油井存在一个最大产量点的现象,考虑原油脱气对油相相对流动能力的影响,建立油井流入动态分析模型.通过无因次化处理和计算分析,得知油井的合理生产流压约为原油饱和压力的0.5倍.进一步回归模拟,得到油井合理生产流压随含水率变化的关系方程.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2014(016)005【总页数】3页(P30-32)【关键词】合理流压;流入动态;无因次;含水率【作者】高飞;何玉发;陈昱林【作者单位】中海油研究总院,北京100027;西南石油大学,成都610500;中海油研究总院,北京100027;西南石油大学,成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE312对于注水开发的油井，大量的生产实践和稳定试井资料表明，油井的产液量并不是随着井底流压的降低而不断增大的［1］。
当井底流压降低到一定程度时，油井的产液量不增反降，因此存在一个产液量最大的最佳井底流压值。
油井流入动态曲线出现向压力轴偏转的原因是井底流压降低到原油饱和压力以下后，井筒附近原油大量脱气，液相相对渗透率降低，最终造成油井产液量不增反降。
本文通过分析气、液相的相对流动能力，采用无因次化处理的方法，确定油井的合理井底流动压力，并进一步寻找合理井底流压随含水率的变化规律。
1 油井流入动态模型的建立考虑原油脱气和油井产水的影响，基于油井流入动态模型［2］，以原油饱和压力为节点，不同井底流压条件下，可将油井的流入动态划分为3种情况:当井底流压高于原油饱和压力(pwf＞pb)时，油井产量与井底流压呈线性关系:当井底流压等于原油饱和压力(pwf=pb)时，油井产量计算公式为:当井底流压小于原油饱和压力(pwf＜pb)时，水驱油藏中由于溶解气的析出，存在油气水三相流动，此时油相的相对流动能力可表示为:式中:Vm—采出1 t原油，井底条件下的油气水总体积，Vm=Vo+Vg+Vw。
压井计算公式(学习建筑)
井控公式1.静液压力：P=0.00981ρ H MPa ρ-密度g/cm3；H-井深 m。
例:井深3000米，钻井液密度1.3 g/cm3，求：井底静液压力。
解：P=0.00981*1.3*3000=38.26 MPa2,压力梯度： G=P/H=9.81ρ kPa/m =0.0098ρMPa；例：井深3600米处，密度1.5 g/cm3，计算井内静液压力梯度。
解：G=0.0098*1.5=0.0147MPa=14.7kPa/m3.最大允许关井套压 Pamax =（ρ破密度－ρm）0.0098H MPa H—地层破裂压力试验层（套管鞋）垂深，m。
Ρm—井内密度 g/cm3例;已知密度1.27 g/cm3,套管鞋深度1067米，压力当量密度1.71 g/cm3，求：最大允许关井套压解; Pamax =（1.71－1.27）0.0098*1067=4.6 MPa4.压井时（极限）关井套压 Pamax =（ρ破密度－ρ压）0.0098H MPaΡ压—压井密度 g/cm3 （例题略）5.溢流在环空中占据的高度 hw=ΔV/Va mΔV—钻井液增量(溢流)，m3；Va—溢流所在位置井眼环空容积，m3/m。
6.计算溢流物种类的密度ρw=ρm- (Pa-Pd)/0.0098 hw g/cm3；ρm—当前井内泥浆密度，g/cm3；Pa —关井套压，MPa；Pd —关井立压，MPa。
如果ρw在0.12～0.36g/cm3之间，则为天然气溢流。
如果ρw在0.36～1.07g/cm3之间，则为油溢流或混合流体溢流。
如果ρw在1.07～1.20g/cm3之间，则为盐水溢流。
7.地层压力 Pp =Pd＋ρm gHPd —关井立压，MPa。
ρm—钻具内钻井液密度，g/cm38.压井密度ρ压=ρm＋Pd/gH9、(1)初始循环压力 =低泵速泵压＋关井立压注：在知道关井套压，不清楚低泵速泵压和关井立压情况下，求初始循环压力方法：（1）缓慢开节流阀开泵，控制套压=关井套压（2）排量达到压井排量时，保持套压=关井套压，此时立管压力=初始循环压力。
作业题1-1-1 (采油作业答案,仅供参考)
56.1
51.1
43.7
34.0
22.0
8.8
0
依据上表数据绘制 IPR 曲线如下图 4 所示。
25
20
15
10
5
0 0.0 10.0 20.0 30.0
qo/(t/d)
40.0
50.0
60.0
70.0
图4 IPR曲线
1.5 已知某井产液量 ql 20t / d ，含水率 f w 40% ， 油藏压力 Pr 30MPa ，井 底流压 Pwf 20MPa，饱和压力 Pb 10MPa ，试绘制该井 IPR 曲线，并计算产液指数 和采油指数。 当 ������������������ > ������������ 时
2
= 146������/������
������������ = 1 − 0.2
������′������������
������������
− 0.8
������′������������
������������
2
∙ ������������������������������
给定不同流压，即可根据上面的式子计算出相应的产量 ,并列表如下： ������������������ /������������������
当 ������������������ < ������������ 时
������������ = ������������ + ������������ 1 − 0.2 ������������ = ������1 ������������ − ������������������
������������������ ������������������ − 0.8 ������������ ������������
利用动液面折算井底压力方法
G89-4气井:在压力20MPa左右时，气柱段压力梯度为0.21MPa/100米。 说明这时气柱压力不能忽略。
气柱压力：是气体比重、套压、深度和温度的函数。 可用图、表手段确定。 也可用经验公示计算：
公式一：(吉林油田采油二厂）
P气柱＝P套*8.202*10（-5）*L
P套--------套压，MPa；L----------液面深度，米；
起出压力计 14：25 8.2 0.6 温度梯度 （℃/100m）
套压 Mpa 油压 MPa 下入深度/垂深 （m） 477.1/477.085 777.1/777.06 1077.1/1076.68 1277.1/1274.20 1477.1/1454.10 1577.1/1529.23 1677.1/1601.12 1777.1/1671.80
原油密度的温度修正（辽河钻采院经验公式）
ρ0T＝ ρ
20+（13.561-0.191*C1)/1000-(63.9-0.87*C1)/100000*T
1.02；
其中： ρ0T---对应温度T时托起原油密度； ρ20----20℃时地面脱气原油密度；
c1=INT[100*(ρ20-0.8001)];
0.9998 0.9999 0.9994 0.9988 0.998 0.9968 0.9955 0.9936 0.9922 0.9902 0.988 0.9857 0.9833
65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130
0.9806 0.9779 0.9749 0.9719 0.9687 0.9654 0.962 0.9584 0.9548 0.951 0.9471 0.9431 0.939 0.9348
液面折算井底压力方法.
G36-P2气井:在油压0.6MPa时，气柱段压力梯度为0.01MPa/100米。说 明随着气体压力的增加，气体密度在增加，气柱压力逐渐表现。
G89-4 井 测 压 报 表
测量日期 压力计号 油层中部 /垂 深 m 压力计位置 时 间 套压 Mpa 油压 MPa 下入深度/垂深 m 484.6/483.52 884.6/858.15 1184.6/1135.06 1484.6/1407.42 1684.6/1596.34 1884.6/1792.93 2084.6/1992.39 2284.6/2192.26 2384.6/2292.22 2484.6/2392.20 2009.06.10 03# 2584.6/2492.18 下到井口 10 日 09:39 19 19 对应时间 06.10 09:44:11 06.10 09:50:15 06.10 09:56:11 06.10 10:02:19 06.10 10:08:10 06.10 10:14:25 06.10 10:20:05 06.10 10:26:45 06.10 10:32:18 06.10 10:39:14 测量类型 电 池 号 测 点 深度 / 垂 深 m 下到井底 10 日 10:38 19 19 对应压力 MPa 19.530 20.270 20.830 21.390 21.790 22.190 22.600 23.020 23.230 23.440 0.20 0.20 0.21 0.21 0.20 0.21 0.21 0.21 0.21 23.65 压力梯度 MPa/100m 流梯 02# 2484.6/2392.20 油 嘴 mm 装电池时间 选用梯度值 MPa/100m 上起压力计 10 日 10:45 19 19 油层中部 压力 MPa 关 10 日 09:34 0.21 起出压力计 10 日 11:15 19 19 对应温度 ℃ 27.00 35.75 43.25 53.00 59.75 66.00 72.00 78.00 81.00 84.25 2.34 2.71 3.58 3.57 3.18 3.01 3.00 3.50 3.25 温度梯度 ℃/100m
苏里格气田井底流压简易计算方法及应用
苏里格气田井底流压简易计算方法及应用金大权;张春;王晋;陈增辉【摘要】针对苏里格气田由于节流器节流在生产中不能下入仪器准确测取井底流动压力的问题，结合气田地质特征和气井井筒的结构特点，在总结了常用的平均温度、平均偏差系数方法和Cullender-Smith方法存在着参数变量多、计算繁琐等不足的基础上，利用实测数据线性回归分析推导出了一种简易计算方法，并选取具备实测条件的气井进行井底流压实测，将实测数据与简易计算方法的计算结果进行对比，平均绝对误差小，说明应用简易计算方法得到的计算结果较为准确，适用于苏里格气田常规直井、丛式井井底流压以及井底不存在积液条件时井底静压的计算。
【期刊名称】《天然气技术与经济》【年(卷),期】2014(000)002【总页数】4页(P41-44)【关键词】苏里格气田;井底流压计算;简易计算方法【作者】金大权;张春;王晋;陈增辉【作者单位】中国石油长庆油田公司第四采气厂，内蒙古鄂尔多斯 017300;中国石油长庆油田公司第四采气厂，内蒙古鄂尔多斯 017300;中国石油长庆油田公司第四采气厂，内蒙古鄂尔多斯 017300;中国石油长庆油田公司第四采气厂，内蒙古鄂尔多斯 017300【正文语种】中文0 引言井底流压是评价气井产能及生产压差的一项重要技术参数。
苏里格气田由于在生产油管中下入井下节流器，使生产过程中不能通过下入仪器准确测取井底流动压力。
因此，为确定这类气井在生产过程中井底流压的变化，有必要探索一种简单易行的井底流压计算方法，计算苏里格气田气井的井底流压，以满足单井产能评价及生产动态分析的需要，为气田地质研究及生产管理提供基础数据。
1 概况1.1 气田地质苏里格气田上古生界气藏是典型的“低压、低渗、低丰度”岩性气藏，有效砂体为普遍低渗透河道砂岩，其分布多呈窄条带状、孤立状，连续性和连通性差［1］。
气藏无明显气水界面［2］，气田中区平均产出水气比约为0.49 m3／104m3，产水水型为氯化钙淡化地层水，气藏温度梯度为0.030 9℃／m，各区块气质组分稳定，甲烷含量约为91.2%，相对密度为0.595 2～0.614 7。
井筒流压计算
根据λ与NRe2的关系，查图得λ， 求得dp/dh。
2.Gilbter图版法 优点：使用简便 缺点：不够精确
3.Orkiszewski方法 Griffith和Wallis及Duns和Ros方法在低流 速范围比较精确,但在高流速下不够准确。
他将Griffith计算段塞流的相关式改进,推
广到高流速区。采用Ros的方法处理过渡流
（1-80）
对于层流（Re≤2300）
（1-80a）
对于泡流，一般为层流。
(1-79)
fw-含水率 fw=1-fo
f.动能项
fo-含油率
（泡流条件下忽略）
2.段塞流
a.混合物密度
CO- 液体分布系数； U1-油膜与油滴的体积； U2-气泡的体积； Wm-混合物质量流量。
气泡雷诺数: 混合物速度雷诺数:
采油方式优选及工艺设计
孙艾茵 副教授
2011年3月
一、求解单元段压力梯度的步骤：
（1）以井口或井底为起点(由已知压力的位置定) （2）选择一个计算区间长度:ΔH一般取50～100m （3）假设这一区间的压降值ΔP(由经验定) （4）计算出区间的平均温度和平均压力Pav,Tav （5）确定Pav和Tav下的物性参数 （6）判断流态
2、变量的无因次化
应用π定理对上述因素进行处理（参变量
的无因次数组化，基本物理量：g、 L、）,
得出二个无因次变量:
无因次液体速度
（1-100）
无因次气体速度
（1-73）
3、流态划分
ROS通过实验研究: I 区为泡流区； NLV
II 区为段塞流区；
III 区为雾状流区； 介于II 区和III 区 Ⅰ Ⅱ Ⅲ
（1-85a）
气井油套合采时井底流压的计算方法
浅析气井油套合采时井底流压的计算方法【摘要】气井井底流压是分析气井生产动态的重要参数之一，目前国内外很少报道油套合采时井底流压的计算方法。
本文运用流体力学原理，将气井油套合采简化假设成并联管路流动，基于油管生产和油套环空生产时井底流压的计算公式，推导了油套合采时油管和油套环空的产量分配公式，通过分析公式中各项的权重，得出油管和油套环空产量分配的简化式，从而将油套合采时井底流压计算转化成油管生产或油套环空生产时井底流压的计算。
计算表明，采用简化产量分配公式与精确产量分配公式所计算的井底流压，相对误差很小，说明建立的油套合采时井底流压的计算方法可靠，具有较强的实用性。
【关键词】气井油管油套合采井底流压获取准确的井底流压是正确分析油气井生产动态，作好油气井配产工作的前提和基础[1]。
井底流压主要有下井底压力计实测和井口压力计算两种方法。
生产中，每次井底流压参数的获得通过下井底压力计实测是不现实的，通过井口压力准确计算井底压力在现场生产中十分重要，不仅为油田节约一定的测试费用，降低生产成本，还能为油田提高生产时率，提高产量服务。
气井的生产方式主要有三种，油管生产、油套环空生产和油套合产。
某工区9-2井常因节流而无法正常生产，为防止节流发生，在开井初期采用油套合采的方式，因此确定井底流压成为指导该井生产的重要工作。
目前常用气井井底流压计算方法—平均温度和平均压缩因子法，cullender和smith法[2-3]针对油管生产和套管环空生产，目前国内外很少介绍油套合采。
将油套合采时井筒内流体的流动假设成二并联管路流动，如何正确计算井底流压转化为计算油套环空和油管产量分配。
确定油套环空和油管产量分配后，根据并联管路流动原理，任何一支管线的流动压降就是整个管路的流动压降，用油管或油套环空生产时井底流压计算方法计算出油套合采时井底流压。
计算结果表明，油套合采时进行的简化假设是合理的，建立油套合采时井底流压的计算方法可靠。
试论油井合理井底流压计算方法李业凤李东珍
试论油井合理井底流压计算方法李业凤李东珍发布时间：2021-03-16T11:38:13.203Z 来源：《中国科技信息》2021年2月作者：李业凤李东珍[导读] 由于地层内部情况复杂，不能对井底流压进行直接测量，只能通过已知的各种经验和生产数据，经过各种计算得到井底流压的估算值。
流压与沉没具有很好的线性关系然而井底流压的大小对于反应地层能量和地层供液能力的大小、地层能量的补充情况和油气井产量是至关重要的。
影响井底流压的因素很多，现场应用中只考虑单一因素，导致判定的井底流压有一定误差，因此要寻找准确合理的井底流压计算方法，就必须把能影响井底流圧大小的所有因素胜利采油厂管理一区李业凤李东珍摘要：由于地层内部情况复杂，不能对井底流压进行直接测量，只能通过已知的各种经验和生产数据，经过各种计算得到井底流压的估算值。
流压与沉没具有很好的线性关系然而井底流压的大小对于反应地层能量和地层供液能力的大小、地层能量的补充情况和油气井产量是至关重要的。
影响井底流压的因素很多，现场应用中只考虑单一因素，导致判定的井底流压有一定误差，因此要寻找准确合理的井底流压计算方法，就必须把能影响井底流圧大小的所有因素考虑清楚。
关键词：油田开发；合理流压；计算方法；优化参数经过多年的开发，油田已经进入特高含水期开发阶段，油井呈现采出程度高、含水高的特点。
通过加强注水、提高注水质量、加密井网、多次布井、调整注采系统、改变生产方式以及大面积推广驱油技术，可采储量不断增加，保持了旺盛的生产能力，取得了较好的开发效果。
随着开发条件发生重大变化，水驱含水上升控制难度加大，传统的合理流压确定方法已经不适应目前开发和现场生产需要。
1原流压计算方法在现实的油井开发过程中，每当井底的流压出现增加之时，尤其就是明显的大于了饱和压力的时候，在此时，含油层里由于受到饱和压力的影响，而使得井底中原油流动出现变化，一般都表现为单相的水油流动，而含油层中的原油则将不会受到任何影响，不会因此出现改变，这也与油气开启的线性渗流这一法则，而这一情况则也达到了达西定律基本要求。
煤层气井底流压计算方法
煤层气井井底流压分析及计算2010-12-14杨焦生王一兵王宪花摘要：煤层气井井底流压的大小直接决定煤层气产量的大小，为了获得高产，必须清楚认识井底流压并精确计算其数值。
根据垂直气液两相环空管流理论，首先描述了煤层气的环空流动特征及井底流压的组成部分；结合现场生产测试资料，采用Hasan-Kabir解析法和陈家琅实验回归两种方法计算了井底流压值，并分析了其与气体流量的关系。
结论认为：①油套环空中流体由上而下分为纯气体段、混气液柱段(高含气泡沫段和普通液柱段)，井底流压为套压、纯气柱压力及混气液柱压力三者之和；②两种方法计算的井底流压值大体相同，与实测值误差小，精度高；③井底流压与气体流量呈负相关关系，而且随着井底流压下降，压降漏斗不断扩大，井底流压下降相同的数值能产出更多的煤层气。
关键词：煤层气；井底压力；流动压力；流体流动；环形空间流动；生产制度；流量；计算在煤层气井的生产过程中，井底流压是影响产气量的独立参量，稳定的产气量的大小将实际受控于井底流压和排水量，这是制订合理的排采制度的基础。
煤层气井排水采气井井底流压由套压、油套环空纯气柱压力和混气液柱压力3部分组成，其中混气液柱的压力计算是难点。
国内外学者都对此进行了研究，在理论推导和实验模拟的基础上，建立了多种不同的计算模型和方法[1～2]。
笔者考虑到煤层气井生产的特殊性，充分分析其垂直环空管流特征的基础上，借鉴Hasan-Kabir推导的井底流压解析公式和陈家琅室内模拟实验回归结果，计算了环空混气液柱的压力梯度，进而获得了井底流压值。
在此基础上，讨论了计算方法的适用性和精度，并对计算结果进行了对比分析。
这些成果有利于深化对煤层气井生产过程的认识及控制。
1 井筒流动特征及井底流压组成煤层气井投产后，初期只产水。
随着排水降压的进行，当井底流压低于临界解吸压力时，井筒附近煤层表面的吸附气开始解吸并扩散到煤层割理、裂缝中，随着解吸气量逐渐增多，在水中形成连续气泡，气体突破形成流动相，从煤层裂隙流入井筒油套环形空间产出。