用示功圖計算抽油機井井口產液量方法研究

❶ 動液面的示功圖計算

一是通過靜載示功圖進行計算；二是通過地面功圖計算泵功圖，再利用泵功圖計算油井動液面。三是利用泵功圖計算動液面，消除抽油桿柱的變形、桿柱的粘滯阻力、振動和慣性等影響，更精確反應泵實際工作狀況，使動液面計算精度更高；利用井筒多相流方法計算沉沒壓力和泵排出口壓力，通過混合密度計算液柱壓降。
特點：
・克服了傳統利用聲波儀測試動液面現場操作周期長、勞動強度大、瞬時測試值代表性不強等問題；
・不需要增加硬體設備，升級成本低，更便於推廣。

❷ 油井採油技術是什麼

油井試油並確認具有工業開采價值後，如何最大限度地將地下原油開採到地面上來，實現合理、高產、穩產，選擇合適的採油工藝方法和方式十分重要。目前，常用的採油方法有自噴採油和機械採油（見圖5-1）。

圖5-10射流泵工作原理圖

5．射流泵採油裝置

射流泵分為地面部分、中間部分和井下部分。其中地面部分和中間部分與水力活塞泵相同，所不同的是水力噴射泵只能安裝成開式動力液循環系統。井下部分是射流泵，由噴嘴、喉管和擴散管三部分組成，如圖5-10所示。

射流泵的工作原理：動力液從油管注入，經射流泵的上部流至噴嘴噴出，進入與地層液相連通的混合室。在噴嘴處，動力液的總壓頭幾乎全部變為速度水頭。進入混合室的原油則被動力液抽汲，與動力液混合後流入喉管，在喉管內進行動量和動能轉換，然後通過斷面逐漸擴大的擴散管，使速度水頭轉換為壓力水頭，從而將混合液舉升到地面。

射流泵的特點：井下設備沒有動力件；射流泵可坐入與水力活塞泵相同的工作筒內；不受舉升高度的限制；適於高產液井；初期投資高；腐蝕和磨損會使噴嘴損壞；地面設備維修費用相當高。

❸ 煤層氣試采技術規范

1.總則

為規范煤層氣井試采管理，提高工程技術水平，特製定本規范。

煤層氣試采包括探井試采、試驗井組試采。

煤層氣試采應以獲得真實完整的產能、流體性質、地層壓力、溫度及解吸壓力等資料為目的，為進一步勘探或編制煤層氣開發方案提供依據。

2.試采工程方案與設計

2.1 編制煤層氣井試采工程方案應以獲得煤層真實產能、氣液性質、壓力、溫度等為目的。試采時間以能滿足儲量申報和獲得煤層真實產能要求為原則。

2.2 依據鑽井、測井、分析化驗等資料，確定試采層位、井段，明確施工井目的和目標。

2.3 依據煤層物性、含氣量、臨界解析壓力、煤層頂底板力學性質等參數，利用儲層模擬軟體預測氣、水產量歷史曲線、不同階段煤層壓力分布圖，綜合考慮自然、地理、生產條件等各種因素，優化試采設備，確定生產參數。

2.4 進行煤層應力敏感性試驗，根據煤層物性及其所含流體性質，結合試驗結果確定不同抽排階段的工作制度，主要包括液面下降速度和套壓、油嘴的控制。

2.5 研究分析防腐、防砂、防煤粉、檢泵、沖砂、解堵等技術應用的必要性，篩選主體配套技術及相應的工藝參數。

2.6 分析儲層傷害的潛在因素，篩選與儲層配伍的入井流體，提出儲層保護措施。

2.7 試采完成後，要求在煤層頂界以上100m 採取封堵措施，原則是既能保證煤層流體不發生泄漏，又方便重新利用。考慮到煤層排水後的高漏失，原則上禁用水泥塞。

2.8 對含硫化氫等有毒氣體進行預測，並有完整的處置措施；編制合理、經濟可行的氣、水處理措施。

3.試采設備

3.1 地面設備

3.1.1 修井機具有25t 以上的提升能力，能滿足1000m 以內煤層氣井作業的要求。

3.1.2 發電機滿足作為井下試采設備動力及日常生活的要求。

3.1.3 封井器具有10MPa 井口壓力的密封能力。

3.1.4 分離器滿足10×10⁴m³以下氣水分離能力。

3.1.5 舉升設備採用數控裝置，實現無級變速調節。

3.1.6 採油樹具備10MPa 井口壓力的密封能力。

3.1.7 測氣裝置滿足50～100000m³/d 的計量要求，有連續計量能力，既可記錄瞬時流量，又有累計流量，流量計應定時校正。

3.1.8 通信設備滿足從施工現場到基地及項目部三地的通信需要，實現數據、圖片電子化傳輸。

3.2 井下設備

3.2.1 油管具有防腐能力。

3.2.2 泵：要求有一定的防砂、防煤粉能力，組合排水能力為實際日產水量的1.1～1.5 倍，通過與變頻裝置配合，實現排水量無級變速調節，適用於不同階段排水量的變化。

3.2.3 泵掛：對壓裂直井、斜井，管式泵、桿式泵吸入口初期階段下至射孔井段以上20～100m，後期下至射孔井段底界以下10m。潛油電泵井、螺桿泵井泵掛最底端下至距實探砂面25m；對多分支水平井、洞穴井，泵掛最底端下至射孔段或洞穴井段以上5m。

3.2.4 排水設備標准選擇：日產水量 <100m³，優先選擇抽油機作為舉升設備；日產水量100～200m³，且煤層出砂、煤粉情況不嚴重，選擇螺桿泵；日產水量100～200m³，且煤層出砂、煤粉嚴重，或日產水量>200m³選擇潛油電泵。

3.2.5 抽油機選型：利用API 計演算法和圖表選擇法進行抽油機選型，採用舉升優化設計技術對舉升系統進行優化，主要內容包括：泵深、泵徑、抽油桿尺寸及配比、油管尺寸、地面設備型號、工作參數等；在經濟技術條件允許和滿足產水量的前提下，泵徑越小，光桿負荷越小，有利於設備利用，同時為了提高沖程效率和泵效，盡量利用長沖程、小沖次；懸點載荷應較油井附加一定的安全系數，對斜度小於4°的井附加10%；大於4°的斜井附加10%～50%；高產水量井（>200m³/d），氣層套管內徑不得小於150mm。

4.排采工程

4.1 抽排制度

4.1.1 抽排以最小工作制度啟動，逐步增大排量，保證井底流動壓力均勻緩慢下降。對於直（斜）井排采初期日降液面小於20m，當接近解吸深度時日降液面應小於5m；對於洞穴井、多分支水平井等特殊井應控制降液面速度，一般應小於5m/d。抽排過程應連續，無特殊情況中途不得間斷。

4.1.2 以油嘴或針型閥控制環空壓力，套壓控制以0.5MPa 為宜，原則上不超過1.0MPa。

4.1.3 當有煤層氣產出，但不能連續測氣，應在出口處每8 小時點火一次，進行產氣情況描述，若產氣連續，應將套管和油管產出氣一並引出進入地面流程計量。

4.2 抽油機井工作制度

4.2.1 對於抽油機井應定期進行示功圖和動液面測試並診斷分析，及時採取調參、換泵等措施。

4.2.2 定期進行系統效率測試，採用先進的提高抽油機井系統效率優化設計技術，通過調整工作參數、選用節能降耗設備等措施提高系統效率。

4.2.3 及時調整抽油機井平衡，保持平衡比在85%～100% 之間。

4.2.4 按有關標准和規定做好地面設備日常維護保養工作。

4.2.5 應採取氣錨等防氣措施，對於斜井、發生桿管偏磨的井應採取扶正等防偏磨措施。

4.3 電潛泵工作制度

4.3.1 根據煤層特徵、地下流體特徵、壓力、溫度等資料，合理選擇電潛泵和泵掛深度，使電潛泵保持在最佳工作區間，保證高效、經濟、合理、安全運行。

4.3.2 電潛泵正常運行時按電機額定電流1.2倍調過載保護，按電機實際電流的0.8倍調欠載保護，欠載延時啟動時間不得小於30min。電機工作電流不平衡度不能大於5%，電壓不平衡度不得大於3%。

4.3.3 加強對變壓器、控制櫃等設備維護保養，若出現過載停機或欠載停機時，應按照規程進行檢查，查明原因並採取有效措施後方可重新啟動電潛泵。電潛泵啟停應由專業管理人員操作。

4.3.4 應採用井口變頻裝置，適時調節電機轉速，保證供排協調。

4.3.5 加強對電流卡片的分析，結合其他動態資料對潛油電泵的工況進行綜合診斷，及時採取調整措施，保證在合理的地面驅動工況下運行。

4.4 螺桿泵井工作制度

4.4.1 根據氣井特徵，對地面驅動設備、桿管柱、井下泵、工作參數等進行系統優化設計。

4.4.2 螺桿泵在使用前應進行水力性能檢測，未達到指標要求嚴禁使用。

4.4.3 螺桿泵應採用防反轉裝置，井下管柱必須錨定。

4.4.4 螺桿泵井正常生產時沉沒度應在100m 以上，泵掛處產出液溫度應低於螺桿泵定子額定耐溫指標，產出液硫化氫含量應小於2.5%。

4.4.5 加強螺桿泵地面驅動裝置日常維修保養，搞好日常管理和工況分析，發現問題及時處理。

4.5 中途作業工作制度

4.5.1 作業首先應在對當時井下技術狀況進行分析的基礎上，根據安全、可靠、合理的原則，做出合理設計。

4.5.2 壓井液應與煤層進行配伍性試驗，優化壓井液密度、黏度等參數，防止和減少煤層傷害，有條件的盡可能採用煤層產出液（需過濾殺菌）。

4.5.3 作業過程中如果採用鑽、銑、磨工序，應確定合理的鑽壓、鑽速以及工具，保證不損壞套管。

4.5.4 所有工具（含油管、抽油桿）、儀器應清潔，經地面檢查、測量，確認可靠後方可下入井內。

4.5.5 採用可靠的井口防噴裝置，制定可行的井控措施，保證施工安全。

4.5.6 嚴格計量漏失壓井液量，對可能造成的煤層傷害進行評估。

5.儲層模擬

5.1 煤層氣井生產時間長，出氣機理不同於常規油氣，短期內獲取煤層氣井完整生產特徵應藉助於儲層模擬。模擬應採用國際上通用的COALGAS、COMMET等軟體，提倡自主開發軟體。

5.2 預測項目包括：氣、水日產量，氣、水累計產量，地層壓力變化等。

5.3 儲層模擬應包括以下方面：試采前模擬主要用於預測初始階段出水產氣情況，並根據預測情況指導設計；試采期間模擬與實際生產相結合，用於修正模擬參數，並利用修正後參數預測下一階段生產特徵；若產量歷史擬合曲線與實際生產曲線有連續2個月符合率在90%以上，則認為試采結束。

6.資料錄取

資料錄取工作包括正常抽排時日常資料錄取、增產措施和中途作業資料錄取、測試資料錄取等。

6.1 日常資料錄取

6.1.1 錄取項目包括：開井時間、工作制度、油嘴、套壓、油壓、環空動液面或井底流壓、氣水產量、累計產量、取樣時間、取樣部位、氣體組分、產出水水型分析、固體顆粒物產出情況描述、點火描述等。

6.1.2 油套管、分離器、管線均選擇合適的壓力表，所測壓力要求在壓力表1/3～2/3量程范圍內。

6.1.3 氣、水應連續計量，既有瞬時流量，又有累計流量，流量計應定時校正。

6.1.4 如採用墊圈流量計計量氣量，每4 小時測氣1 次，日產量採用平均值。

6.1.5 取樣要求：在井口或氣水分離器處採取樣品；現場初期每日取水樣一個，並進行簡易分析，要求做出氯根、pH值、含砂及煤粉量。採用凍膠壓裂的井，排完壓裂液前要求做黏度分析；每30日取樣做氣、水全分析1次，每次取樣各3支，樣品量不少於500ml，水樣水型應一致，氯根相差小於10%，天然氣樣含氧小於2%，樣品密度差小於0.02；特殊取樣要求在專業人員指導下進行。

6.1.6 鼓勵煤層氣試采井組採用遠程自動化計量。

6.2 增產措施和中途作業資料錄取

6.2.1 通井包括時間、油管規范、根數、方入、遇阻加壓頓位、井底深度、通井規簡圖、管柱結構示意圖、通井規痕跡描述。

6.2.2 檢泵包括泵型號、各附件名稱、型號、深度、管（桿）柱結構示意圖、防沖距。

6.3 測試作業（主要包括注入/ 壓降試井、流壓/ 靜壓點測試、抽油機井示功圖測試和環空動液面測試等項目）錄取

6.3.1 測試作業應實行全面質量控制，嚴格遵守行業標准和相關規定，保證錄取資料的有效性，滿足試采管理和動態分析的需要。

6.3.2 測試施工前應清楚測試井下狀況，井筒條件應能保證測試儀器暢通起下；施工時應嚴格執行設計，取全取准各項資料。

6.3.3 測試儀器、儀表及其標定裝置應按照國家、行業計量的有關規定進行檢定，並定期調整和校準，超過校準檢定有效期的不準使用。

6.3.4 測試資料解釋應用多種方法進行對比驗證，要求提供詳細的試井分析曲線、數據及分析解釋結果，同時參考地質、測井、岩心等資料進行綜合分析，使選擇的解釋模型和計算參數准確可靠。

6.3.5 測試施工一次成功率90% 以上、測試資料合格率99% 以上，儀器儀表及其標定裝置定期校準檢定率100%。

6.3.6 注入/ 壓降試井要求：應在煤層首次排采之前進行；應選用專用的煤層氣試井設備，可實現井下多次開關井；高性能的井下電子壓力計，精度不低於0.05%FS，解析度不低於0.001MPa，采樣間隔不大於3s，一次采樣點不少於20000點；應採用地面直讀設備；注入前，應進行階梯注入破裂試驗；注入速率應適中，既不致使煤層破裂，又可造成煤層足夠的壓力激動。注入過程速率波動值不大於10%；注入時間8～10h，應保證注入過程的影響半徑不小於10m，關井不少於3倍注入時間；注入/壓降過程中，要求連續記錄井口壓力值、注入量；測試用液體為經過濾處理的防膨活性水，以減少注入液對煤層的傷害。配液量為預測注入量的2倍。

6.3.7 現場每天測液面一次，試采停止後測液面恢復24h。

7.煤層氣試采動態分析

7.1 煤層氣井產出狀態分析：根據理論模擬和室內計算的解吸壓力推算解吸出氣的排采時間、動液面，分析煤層氣井出氣前後的液面變化、流體性質等。

7.2 煤層氣井生產能力變化分析：根據區塊煤層氣藏的地質特徵，單井控制儲量、煤層滲透率等資料分析產氣量的變化因素、延長穩產時間，不斷提高煤層氣藏採收率。

7.3 根據煤階特性，分析煤層氣井合理的工作制度和降液面的幅度，控制煤粉產出和防砂的技術方法。

7.4 大井組和區塊開發的煤層氣井應分析井間干擾的相互關系程度和煤層氣藏壓降的速度等，提出快速合理整體降壓的有效辦法。

7.5 根據煤層的能量情況，分析煤層氣井產水、產氣的能力與抽汲設備的匹配狀況，提出抽汲設備潛力和存在問題，提高設備效率，最大限度地挖掘氣藏潛力。

7.6 煤層氣井試采動態分析應包括月度、年度生產運行數據及曲線；綜合開發數據表及排水采氣曲線；煤層氣藏壓力分布等值線圖；煤層氣藏單井累計產出水與出氣關系曲線；煤層氣井氣、水組分和性質數據表；煤層氣井排采工藝數據表及泵效分析數據；煤層氣井抽汲效率分析數據表。上述分析主要針對直井，對於水平井、多分支井等特殊井的動態分析，還應在實踐中補充完善有關資料。

7.7 煤層氣井試采工藝技術分析應包括：井筒管理狀況分析；抽油機地面配件和井下配件使用效果分析；產出水處理效果和環保要求分析；生產測井工藝技術及效果分析；氣、水計量設備、儀器、儀表使用效果分析；井下作業質量分析；新工藝、新技術推廣效果分析。

❹ 抽油機示功圖中的力比是什麼意思

示功圖：是載荷隨位移變化的封閉曲線。
地面示功圖：是表示懸點載荷隨懸點位移變化的封閉曲線；
減程比：以懸點位移為橫坐標，圖上沖程與實際沖程之比值稱為減程比；
力比：以懸點載荷為縱坐標，每毫米縱坐標表示的載荷稱為力比。
實測示功圖：若是用動力儀在懸點處測得的示功圖，稱為實測示功圖。
理論示功圖：而人工繪制的懸點理論載荷隨懸點位移變化的封閉曲線，稱為理論示功圖。

❺ 什麼是抽油機井示功圖有何用途

示功圖：示功圖是由載荷隨位移的變化關系曲線所構成的封閉曲線圖。在有桿泵採油過程中，用動力儀繪出示功圖，定性地分析深井泵的工作情況，是了解井下抽油泵工作狀況的重要手段。

❻ 如何計算抽油機示功圖面積

相鄰兩個點與橫度坐標組成一下梯形，交N個梯形面積相加再減去下沖程與橫坐標組成的圖形面積即可。

❼ 示功圖分析

幫你找到圖了~~~~~~~

是你要的吧~~~~~~~~

抽油機井示功圖矩特徵識別方法

圖1 矩特徵量的提取

這樣根據中心矩的概念，可以提取出詳細描述示功圖各部分形狀變化的12個特徵量，分別是：
LU20—表示示功圖左上部分繞垂直軸線的慣性矩；
LU02—表示示功圖左上部分繞水平軸線的慣性矩；
RU20—表示示功圖右上部分繞垂直軸線的慣性矩；
RU02—表示示功圖右上部分繞水平軸線的慣性矩；
LD20—表示示功圖左下部分繞垂直軸線的慣性矩；
LD02—表示示功圖左下部分繞水平軸線的慣性矩；
RD20—表示示功圖右下部分繞垂直軸線的慣性矩；
RD02—表示示功圖右下部分繞水平軸線的慣性矩；
μ20—表示整個示功圖圍繞垂直軸線的慣性矩；
μ02—表示整個示功圖圍繞水平軸線的慣性矩；
μ30—表示整個示功圖關於垂直軸線不對稱性度量；
μ03—表示整個示功圖關於水平軸線不對稱性度量。
與特徵量有關的各階中心矩的計算方法如下