油井生产实时分析和优化专家系统PES.pptx

Click to edit Master title style,Click to edit Master text styles,Second level,Third level,Fourth level,Fifth level,*,*,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,油井生产实时分析优化教授系统,(PES),研发及应用,中国石油大学（北京）,北京雅丹石油技术开发有限企业,4月,闫学峰,13522462873,第1页,主要内容,PES,研发背景,技术目标及开发结构,主要功效及技术特色,现场应用情况,发展方向,第2页,研发背景,20,世纪,80,年代初，计算机技术辅助诊疗油井工况引入国内，,同时开始机械采油系统效率研究，,90,年代中期，系统效率测试行业标准建立,提升机采系统效率工作全方面展开,自动化设施开始大规模应用于油田现场，,各种分析、诊疗、优化软件作用得到重视。,我国一批学者开始了对整合各种新技术服务于油井生产总体目标思索与实践。,第3页,油气田自动化技术现实状况,在采油井产液量、含水率和产气量计量上，为适应低产油井需要，研制了许多新计量方法和设备，如三相不分离计量、功图法量油；生产过程控制系统,PLC,、,DCS,和,SCADA,系统应用。,PLC(Programmable Logic Controller,，可编程逻辑控制器,),DCS(,Distributed Control System,分布式控制系统),SCADA,系统,(Supervisor Control And Data Acquisition,，即监测监控及数据采集系统,),油气田自动化系统可分为两部分：,一是用来完成过程控制和数据采集,SCADA,系统或,DCS,系统,；,二是用来保护工艺设备和人身安全、保护环境、降低和防止事故发生,ESD,系统（紧急停车系统）,。对于辅助生产装置（如油田联合站注水系统等）采取,IPC,、,PLC,、,DCS,等控制方式。,研发背景,第4页,（,1,）整装油田自动化技术,整装油田,是指中国石油所属以大庆、辽河油田为代表东部油田，以长庆西峰油田为代表西部油田。,东部油田如大庆、辽河等油田，自动化大多以,单项工程或单项生产过程自动化为主，井口通常不设置自动化设施，没有形成整个油田自动化管理。,西部油田自动化依据,工艺技术和运行管理要求，仪表与自控系统从满足生产工艺过程安全、经济运行角度进行设置,，建立了全油田,SCADA,系统。,油气田自动化技术现实状况,研发背景,第5页,（,2,）沙漠及自然条件恶劣油田自动化技术,沙漠及自然条件恶劣油田如塔里木吐哈各油田，生产基本实现了油田井口、计量,/,阀组间无人值守；联合站内控制中心集中监控（站内,DCS,系统）；以作业区为控制中心，建立了全油田监控与数据采集系统（油区,SCADA,系统），接收油井、计量站以及联合站,DCS,系统传送数据，对全油田进行集中监视和管理。,研发背景,油气田自动化技术现实状况,第6页,（,3,）低产和边远散小油田自动化技术,低产和边远散小油田因为本身特点，其自动化水平较低，基本不设自动化系统。参数检测多为就地指示仪表，现场由人工进行操作。,研发背景,油气田自动化技术现实状况,研发背景,油气田自动化技术现实状况,第7页,研发背景,（,1,）抽油机井诊疗方法只针对示功图没有综合应用功图、电参、压力、温度等多元数据实时油井故障综合诊疗分析，更没有抽油机井以外井型多元数据诊疗方法，更没有以诊疗为基础优化设计,（,2,）没能与自动化系统实时采集数据结合，更没有配套硬件采集体系作为配套，其主要是针对油田普通性优化设计工作,（,3,）不具备远程控制决议功效，更没有智能控制功效。更没有依据以上复杂油井诊疗分析技术，实现油井远程实时“大闭环”智能控制。,采油工艺分析优化软件发展现实状况,第8页,研发背景,计算机化,采油工程技术方法,与,现场实际情况,之间存在矛盾。,实时数据采集,与,数据应用,之间存在矛盾。,系统效率传统测试方法,与,其大规模推广应用,（实时测试分析）之间存在矛盾。,技术发展,与,教授经验作用,之间存在矛盾。,经过初步调研，形成以下认识,第9页,研发背景,经过初步调研，形成以下认识,总体看来,围绕,油井高效生产,这一中心任务而进行各项技术创新之间以及技术作用和教授作用之间,存在着,系统性不足,所以造成了各项技术效果,不能实现最大化,。对现有技术进行,系统性整合,，建立一个教授经验参加对生产数据进行采集、分析油井生产实时分析优化采油工程系统平台，是采油工程领域急需处理问题。,第10页,技术目标定位,（,1,）在油田,信息化背景下,对近年来各种采油工程技术进行,系统性整合,，使技术进步结果,最大化提升采油生产效益,。,（,2,）使,教授经验,能够参加到,平台智能控制与闭环优化,中，从而实现教授经验对生产,量化指导,。,（,3,）成本低、可靠性高、维护方便、人机交互型强、可拓展集成,软件硬件一体系统,。,第11页,实时分析优化平台与教授经验整合，采取基于自学习能力智能井技术吸收教授经验判据以及软件优化结果形成下一轮优化目标，以闭环形式进行多轮次控制与优化,分析优化软件系统,应用软件之间整合,第三层,第二层,第一层,分析优化软件包与基于自动化技术各种硬件系统之间整合,实时分析优化平台,油井生产实时,分析优化,教授系统,PES,开发层次,第12页,开发力量配置,团体,组成,职能,教授队伍,油田企业和高校教授,PES开发方案设计、技术整合指导以及系统运行期间技术咨询与方案审核,石油工程技术研发队伍,高校与技术企业人员,油田开发技术发展追踪、新技术研发、各项采油工程技术整合,软件开发与维护队伍,技术企业人员,系统软件程序开发、调试及升级以及软件与硬件接口编制,硬件设计队伍,技术企业及设备厂家人员,依据PES技术要求进行硬件系统设计与选择,现场教授队伍,油田企业现场经验丰富教授,PES,现场验证及现场应用，并提供生产需求,第13页,汇报交流内容,PES,研发背景,技术目标及开发结构,主要功效及技术特色,现场应用情况,发展方向,第14页,油井生产实时分析优化教授系统,PES,是,中国石油大学（北京）,与,北京雅丹石油技术开发有限企业,历时十年，联合开发一套,基于自动化技术、计算机技术、网络技术、系统工程方法以及油气田开发技术，以提升油井产量、系统效率、油田数字化水平和简化地面流程为目标，集油井生产数据,实时采集,、,数据管理,、,生产动态预测,、,实时工程分析,、,故障诊疗,、,远程计量,、,系统效率及损耗分析,、,生产参数实时优化设计,、,办法方案公布,、,智能控制,等硬软一体化工程数据平台及采油工程教授系统。,系统概述,第15页,围绕,一个中心,：优化油井生产,整合,五大技术,：自动化技术、计算机技术、网络技术、系统工程方法以及油气田开发技术,提供,十大功效,：实时采集、数据管理、生产动态预测、实时工程分析、故障诊疗、远程计量、系统效率及损耗分析、生产参数实时优化设计、办法方案公布、智能控制,实现,四大目标,：提升油井产量、系统效率、油田数字化水平和简化地面流程,系统概述,概括,起来,：,围绕,一个中心，,整合,五大技术，,提供,十大功效，,实现,四大目标。,第16页,系统概述,PES,集成系统概念模型,第17页,系统概述,PES,集成系统概念模型,第18页,系统概述,第19页,系统概述,第20页,智能井技术结构,系统概述,第21页,汇报交流内容,PES,研发背景,技术目标及开发结构,主要功效及技术特色,现场应用情况,发展方向,第22页,系统主要功效,第23页,系统主要功效,第24页,系统主要功效,数据采集子系统,PES_,Acquisition,第25页,系统主要功效,数据录入模块,第26页,系统主要功效,数据管理子系统,PES_Data,第27页,系统主要功效,分析预测子系统,油井产能分析模块,第28页,系统主要功效,分析预测子系统,油井生产动态分析预测模块,第29页,系统主要功效,工程分析子系统,井下力学分析模块,第30页,系统主要功效,工程分析子系统,井筒温度压力场计算模块,第31页,系统主要功效,工程分析子系统,实时工况诊疗模块,第32页,系统主要功效,工程分析子系统,系统效率分析模块,第33页,系统主要功效,工程分析子系统,单井综合,第34页,系统主要功效,工程分析子系统,宏观控制图模块,第35页,系统主要功效,远程计量子系统,液量远程计量模块,第36页,系统主要功效,远程计量子系统,电量远程计量模块,第37页,系统主要功效,优化设计子系统,智能设计模块,第38页,系统主要功效,优化设计子系统,参数优化设计模块,第39页,系统主要功效,优化设计子系统,设计方案绘图模块,第40页,系统主要功效,方案公布子系统,第41页,1,、,软硬一体实现,实时采集,、,实时分析,、,实时优化,、,实时公布,2,、实时诊疗基础在线计量与优化设计,3,、大闭环优化,系统技术特色,第42页,系统技术特色,软硬一体实现,实时采集,、,实时分析,、,实时优化,、,实时公布,第43页,系统技术特色,软硬一体实现,实时采集,、,实时分析,、,实时优化,、,实时公布,第44页,青海油田数字化油田实施构想及方案规划,模式一：统一数据库、统一计算模式，该模式实现了各个自动化采集服务厂家统一数据库，建设统一应用系统功效，如诊疗、液量计算、系统损耗分析、优化决议等等内容，该模式下无法确保数据可靠度和准确性一致。,第45页,青海油田数字化油田实施构想及方案规划,模式二：统一数据库、统一解析服务器模式，该模式实现了各个自动化采集服务厂家统一数据库和统一解析服务器，建设统一应用系统功效，该模式下仍无法确保,RTU,一定适合于上位机，不能实现各个作业区数据统一管理，上位机由钻采院来做。,第46页,青海油田数字化油田实施构想及方案规划,模式三：统一到,RTU,模式，该模式实现了各个自动化采集服务厂家统一数据库、统一解析服务器、统一,RTU,，建设统一应用系统功效，该模式下确保,RTU,适合于上位机，轻易制订统一硬件采集设备接口和采集参数协议，能够实现硬件仪表集团化采购，节约硬件成本，利于局属处统一维护和统一运行，能够实现统一到油田一级，也能够实现统一到中石油甚至全国，为全国数字油田和智能油田提供很好模式。,第47页,实时监控油井生产动态改变。,油井产液量远程量油功效改变了传统分离器间断计量功效，实现了连续在线计量。压力、温度、示功图实时采集更直观、更准确、更及时反应油井生产情况动态改变，能够及时地反应出油井生产改变情况。,第48页,从小,11-13-1,井两天各小时产量改变看，该井间歇出油。,（,1,）液量改变,第49页,压力及产液量改变情况,压力改变,产液量改变,第50页,及时发觉工况异常,如：防冲距过小,计算产液量波动大，经查该井存在下碰泵问题，,10,月,10,日中午上调防冲距,10cm,后，功图正常。,第51页,（,3,）断脱,抽油杆在,23,：,20-0,：,19,之间断脱,第52页,实时诊疗基础在线计量,抽油机井,电泵井,螺杆泵井,第53页,综合应用,功图,、,电参,、,压力,、,温度,等多元数据实时油井故障综合诊疗分析及优化设计；,第54页,当前国内各油田采取油井产量计量方法主要有：,玻璃管量油孔板测气：,国内各油田普遍采取传统方法，约占油井总数,90%,以上。该方法装备简单、投资少，但因为采取间歇量油方式来折算产量，造成原油系统误差为,10%,20%,。,翻斗量油孔板测气：,翻斗量油装置主要由量油器、计数器等组成。一个斗装满时翻到排油，另一个斗装油，这么重复循环来累积油量。这种量油装置结构简单，含有一定计量精度。,两相分离计量法,三相分离计量方法等。,第55页,计量作用,传统意义计量,-,商品交易,单井液量计量,-,？,-,反应油井产能,-,反应油井能力动态改变,-,反应油井抽油设备工作情况,-,反应办法作业效果,所以，计量是,伎俩,搞清油井工作情况是,目标第56页,油井计量技术发展,各种液量计量方式优缺点对比,量油方式,投资,地面,建站,管线公里数,成熟,维护,准确,波动井,高气液比,功效,工艺,程度,成本,度,适应性,适应性,玻璃管量油,中,复杂,是,长,高,较高,普通,差,普通,单一,翻斗量油,较大,复杂,是,长,高,较高,普通,差,普通,单一,三相分离计量,大,复杂,是,长,高,高,高,差,普通,单一,两相分离计量,较大,复杂,是,长,高,较高,较高,差,普通,单一,远程计量,小,简单,否,短,早期,中,普通,好,很好,强大,第57页,油井计量技术发展,油井计量技术发展方向,（,1,）向新技术方向发展,伴随技术进步及各种气体和液体流量计量新技术广泛应用，油井产量计量中必定越来越多地使用操作简单、及时方便计量方法。,（,2,）向准确反应油井动态改变方向发展,我国油田多进入开发后期，需要准确及时地了解油井生产情况，为生产管理提供真实可信数据，对能准确反应油井动态改变要求必定越来越高。,（,3,）向快速化方向发展,为了及时掌握油井生产情况，需要缩短油井计量周期，对油井进行愈加频繁和及时测量，所以必须提升油井计量速度。,（,4,）向自动化方向发展,自动化技术发展为降低劳动强度和提升劳动生产率提供了可靠确保。同时，为了实现油井准确、快速测量，也必须采取自动化测量方法。,第58页,油井计量技术发展,油井远程在线计量关键技术,抽油机井,-示功图法,自喷井,-,压差法,电泵井,-,压差法、特征曲线修正法、系统损耗分析法,螺杆泵井,-,压差法、转速法,符合油井计量发展方向,第59页,抽油机井在线计量原理,在线计量原理,第60页,地面,功图诊疗,泵功图诊疗,泵功图诊疗,单井在线计量,功图测试技术,功图测试技术,波动方程（解泵功图）,计算机技术（几何特征）,功图测试技术,通信技术（实时功图）,波动方程（求解泵功图）,计算机技术（综合诊疗）,单井系统计量技术,简单定性,定性半定量,完全定量,技术伎俩,现场实现,技术本质,抽油机井在线计量原理,抽油机功图技术发展历程,第61页,1抽油机井功图法产量计算系统,油井计量设计,第一代方法：面积法,该方法利用功图实际面积与饱满（理想）功图面积比值作为有效冲程，来计算油井产量。,第二代方法：有效冲程法,该方法利用最小载荷所在位移与冲程比值，或利用功图下冲程直线段为有效冲程来计算油井产量。,以上方法,致命缺点,：,（1）因为功图不规则性（比如功图下冲程是波动），极难确定准确有效冲程。,（2）即使有效冲程是准确，但影响泵排量原因不只是有效冲程，还有充满系数、泵漏失系数、溶解气系数。,（,3,）功图面积与液量无相关性。,第62页,油井计量设计,面积法,因为功图不规则性（比如功图下冲程是波动），极难确定准确有效冲程。,右图中,2,个功图面积不一样而产液量却可能相同,第63页,油井计量设计,有效冲程法,有效冲程相同而产液量却可能不一样,第64页,抽油机井在线计量原理,“功图法”油井计量技术,是依据游梁机,-,深井泵工作状态与油井产液量改变关系，即把有杆泵抽油系统视为一个复杂振动系统，该系统在一定边界条件和一定初始条件（如周期条件）下，对外部激励（,地面功图,）产生响应（,泵功图,）。然后对此泵功图进行分析，确定泵有效冲程、泵漏失、充满程度、气影响等，计算井下泵排量，进而求出地面折算有效排量。,第65页,抽油机井在线计量原理,第66页,抽油机井在线计量原理,“示功图法”计量关键技术是,经过计算机模型成功地实现了对泵功图获取与识别，能够准确地确定凡尔开启、关闭四个关键点，描述出泵功图关键点、关键线和关键面积等几何特征，计算出产液量，而且准确地利用,几何特征,、,矢量特征,、,神经网络方法,实现对泵功图故障正确诊疗。,该技术本质,是经过泵功图来实现泵有效排量计算，泵功图故障正确诊疗是油井工况分析前提，正确油井工况诊疗是油井产液量计算基础。,第67页,抽油机井在线计量原理,常见油井故障泵功图几何特征主要表现在,8,个点、,2,条线和,3,个面积上，如图所表示。其中，固定凡尔、游动凡尔开启、关闭点是判断关键性指标。,第68页,抽油机井在线计量原理,油井计量精度同时受特殊井况影响,井身结构：斜井、定向井；,流体物性：高气液比、稠油、结蜡、出砂、乳化等；,工况故障：油管漏失、泵漏失、抽喷井、断脱等；,功图特征不显著井、各种故障重合；,低产、低效井等。,第69页,高气液比抽油机井计量问题,第70页,高气液比抽油机井计量问题,（一）、中高气液比油井产液量计量现实状况,1,、中高气液比功图量液方法有优势；,2,、“气液比终究是多少”并不主要；,3,、过高气液比会出现“功图特征无法识别”！,第71页,高气液比抽油机井计量,（二）、气液比高井计量界限问题,软件自动判断出凡尔开启点比较困难。究竟多高气液比才不能计量目前还不能找到显著界限，但最少认识到不能由产气量和气液比简单地划分界限，因为气体对泵效影响与饱和压力、含水、套压、淹没度都有关系。,第72页,高气液比抽油机井计量,（二）、气液比高井计量界限问题,其它原因,（,1,）振动载荷对功图判断有一定影响；,（,2,）泵淹没度（连抽带喷）对功图判断有一定影响；,部分刚才转抽高气井可能会存在计量问题，刚才转抽高气井 可能经历连喷带抽和气体影响特征不显著两个阶段；,第73页,高气液比抽油机井计量,（二）、气液比高井计量界限问题,初步认为普通气体影响因子（泵入口压力下气液比）在,6-8,以上就,可能,出现“供液不足,/,气体影响特征无法识别”情况。,采取了套管定压放气装置和气锚井，其临界气体影响因子普通能够放到原来,1.5-2,倍,以上。,也就是说原来没有放气井出现特征无法识别情况，能够经过套管放气而变为能够识别井。,第74页,高气液比抽油机井计量,（二）、气液比高井计量界限问题,如气油比,500,，含水,80%,，那么气液比为,100,，套压,2MPa,，淹没度,300,米，则影响因子在,2.0,以下，普通是不会有问题。,而气油比,500,，含水,0%,，那么气液比为,500,，套压,1MPa,，淹没度,100,米，影响因子在,15-20,之间，就可能会出现不能准确计算情况。,在大港油田采油四厂白二站应用,13,井，没碰到“供液不足,/,气体影响特征无法识别”情况，说明采油四厂白二站所谓高含气并没有到达“供液不足,/,气体影响特征无法识别”临界气液比，,我们不用过分担心高气液比情况算不准,。,第75页,高气液比抽油机井计量,（二）、气液比高井计量界限问题,第76页,高气液比抽油机井计量,（三）传统方法高气液比油井计量误差也很大；,（,1,）气体分离不洁净；,（,2,）计量时地面集油管线内压力平衡打破，管线内气体压缩或膨胀，井口流量和分离器流量不一致；,（,3,）分离器不一样刻度段对应计量产液量差异较大，这一点在先导性试验中也已经有所总结；,（,4,）流量计适应性不好。,第77页,高气液比抽油机井计量,（四）、气液比高井计量含有相对优势,（,1,）普通高气液比油井往往也是产量波动较大井；,（,2,）传统方法高气液比油井瞬时计量误差也很大；,（,3,）应该说：在没有到达“排液段信息不显著”，即“无法识别”高气液比界限时，我们是不用担心“气液比不准确”对抽油机井产液量影响。,第78页,高气液比抽油机井计量,（四）、气液比高井计量含有相对优势,第79页,高气液比抽油机井计量,（四）、气液比高井计量相对优势对比,量油方法相对优势区间,第80页,高气液比抽油机井计量,（五）、经过优化设计能够改进计量情况,改进方法：,1,）套管放气要实施,降低泵气体质量经过量；,2,）井下分离有意义,降低泵气体质量经过量；,3,）合理下深，适当加深泵挂,降低泵气体质量经过量；,-,减小气体在泵入口压力下体积比；,4,）大泵强采,增加举升高度；,第81页,高气液比抽油机井计量,（五）、经过优化设计能够改进计量情况,经过优化设计功图量油相对优势区间扩大,第82页,高气液比抽油机井计量,（六）、油井气液比对液量影响有多大,?,当前软件适应范围是多少,?,答：气液比对液量影响很小。实际上气体影响分两部分，一部分是泵入口压力下自由气，普通占产气量绝大部分；另一部分是泵入口压力下仍处于溶解状态溶解气。因为功图上有明确自由气气体对液量影响结果信息，所以,自由气体积终究是多少并不关键,。,溶解气量计算与饱和压力、气油比相关，如饱和压力,15MPa,泵入口压力,1 MPa,则只有约,1/15,气体仍处于溶解状态，这需要在井下排量算出后在修正成地面标准情况下产液量时考虑。,第83页,高气液比抽油机井计量,第84页,电泵井计量,第85页,电泵井计量,电泵井计量方法,-,压差法,-,特征曲线修正法,-,系统损耗分析法,第86页,电泵井压差法,-,经验公式,气液比,R,是敏感参数，而现场无法得到准确数据，所以，误差较大，有时甚至很离谱,电泵井计量,第87页,电泵井计量,电泵井压差法,-,欧洲流量计标准模型,第88页,电泵井计量,电泵井压差法,-,欧洲流量计标准模型,这里，气液比,R,不再是敏感参数,第89页,应用情况评价,（,1,）到达了和孔板压差流量计混相计量相同计算准确度；,（,2,）未经标定情况下，估算,90%,以上井计算误差能够确保在,15%,以内；,（,3,）能够经过标定深入提升计算准确度；,（,4,）能够反应产液量改变趋势；,（,5,）考虑了天然气没有完全析出成为自由气情况；,（,6,）模型有坚实物理理论基础，使用范围基本没有限制。,电泵井计量,电泵井压差法,-,欧洲流量计标准模型,第90页,关于“孔,板压差,/,涡轮番量计混相计量”认识,（,1,）压差法产液量计量技术其实质还是孔板压差流量计混相计量。,（,2,）孔板压差流量计和涡轮番量计计量,水,较准确，误差能够在,2%,以内；,（,3,）孔板压差流量计和涡轮番量计不一样，涡轮番量计测量是流体速度，会存在相对速度滑移，尤其粘度小气体或低速状态下速度误差会较大，涡轮番量计测试多相流时候造成其不准主要原因是气体比重与相对滑脱不知道。,电泵井计量,第91页,关于“孔,板压差,/,涡轮番量计混相计量”认识,（,4,）石油工业中孔板压差流量计用来计量油气等混合液体多不准，不准原因并不是模型本身误差很大或者适应面太窄，而主要是因为以下几个原因造成：,1,）公式需要混合液密度数据，而工业用普通孔板压差流量计根本没有采集混合液密度功效，而只是出厂前预设一个水密度值,根本不论应用中气体量对混合液密度影响；,2,）即使是专门用于混相计量情况，普通也是人工预计一个密度值或者提供一个首次应用标定，,3,）有些昂贵流量计可能含有密度采集换算功效，不过现有技术水平是极难在流动状态下算准流体密度；,4,）流量计生产企业不可能对每一个流量计应用前分别调研其使用条件下压力、气体含量等参数而换算出密度，只能是预设一个密度值；,5,）有电子流量计计算很准确就是因为表盘上能够在使用中输入气体百分比或密度值。,电泵井计量,第92页,实际上，普通气体较多电潜泵井都要采取井下气体分离和套管放气工艺，电潜泵正常工作泵入口状态下自由气体体积不能超出,10%,，而实际上在超出,13%,之前早已经欠载停机了。,也就是说，对于泵入口压力小于,8MPa,电泵井来说，因为输入气油比误差（,50%,）造成产液量计算误差不会超出,10%,，即使是泵入口压力到达,10MPa,电泵井，产液量计算误差也不会超出,15%,。,孔板压差法流量混相计量误差分析,电泵井计量,第93页,得出以下结论：,1,）电泵井压差法计量模型能够确保绝大多数井产液量计量误差在,10%,以内；,（,2,）适当地减小油嘴直径，增大油压，对量油准确度是大有好处，电费增加不多！普通电泵排出口压力都能到达,10MPa,以上，如增加,0.5MPa,油压还不到总输出压力,5%,，电费增加量不会超出,3%,。,（,3,）尤其大气液比时计算误差趋于恒定，不论气液比怎样增加，误差增加极少，主要影响原因是,输入气油比错误程度,，也就是说，压差法计量模型对于极高气液比自喷井中应用时，能够经过相对搞准气液比值或者标定方法得到相对较准确计算值。,孔板压差法流量混相计量误差分析,电泵井计量,第94页,压差法计量当前主要问题,（,1地面节流压差法模型本身还是比较准确，不过因为,气液比不能较准确地获知,，或者不能实时获知气液比改变情况，致使地面节流压差法不能准确地计算电泵井液量；,（,2,）处理方法：,1,）滩海电泵准确地获知泵排出压力，能够应用电泵伴侣采集泵排出压力实时计算出气液比，再依据该气液比计算出电泵井产液量；,2,）普通陆上电泵井因为没有电泵伴侣实时采集泵排出压力，需要应用经过改变气液比使后文中三个方法耦合收敛，反推出气液比，计算出三个方法对应产液量和加权平均产液量。,电泵井计量,第95页,电泵井计量,特征曲线修正法,-,已知泵扬程（排出压力），从泵特征曲线查得产液量,第96页,电泵井计量,特征曲线修正法,-需要数据,-,泵特征曲线、油套压、管柱组合、流体物性；,-,或泵排出压力（电泵伴侣能提供），泵特征曲线、流体物性。,第97页,电泵井计量,系统损耗分析法,-,需要数据,-,泵特征曲线、油套压、管柱组合、流体物性、电参数、设备（电缆、电机、分离器等）数据；,-,或泵排出压力（电泵伴侣能提供），泵特征曲线、流体物性、电参数、设备数据。,第98页,综正当产液量计量技术,实际上能够得到三个产液量，系统损耗法计算产液量、粘度含气校正算得产液量和压差法计算产液量，这三个液量用哪一个呢？怎样在一起应用能够愈加准确地计算出产液量呢,-,回归法。,电泵井计量,-,需要数据,-,泵特征曲线、油套压、管柱组合、流体物性、电参数、设备（电缆、电机、分离器等）数据；,-,或泵排出压力（电泵伴侣能提供），泵特征曲线、流体物性、电参数、设备数据。,第99页,4螺杆泵井远程产量计算系统,-螺杆泵产液量，,m,3,;,S-,转速，转/分；,M-,扭矩，；,P-,载荷，,kN；,-流量标定系数，小数。,油井计量设计,第100页,动态参数,地面折算有效排量,折算体积排量,静态参数,R,s,多相,管流,螺杆泵,杆管柱,井液,性质,螺杆泵抽油系统,力学计算,螺杆泵井液量计算技术思绪框图,油井计量设计,第101页,综正当产液量计量技术,电泵井计量,第102页,系统技术特色,远程实时对油井,“,大闭环,”,智能控制,第103页,数据采集,-,综合分析,-,优化决议,-,智能控制,四个部分功效，最终实现“大闭环”智能控制,第104页,汇报交流内容,PES,研发背景,技术目标及开发结构,主要功效及技术特色,现场应用情况,发展方向,第105页,现场应用情况,油井生产实时分析优化教授系统,PES,在全国各,主要油田,都有不一样程度应用。其中在大港油田安装了,近,口,井，包含抽油机井、电泵井、螺杆泵井及自喷井四种井型。在中原、玉门、新疆、南阳、胜利、大庆等油田得到了应用，技术水平得到大幅度提升，实现了很多新石油工程内容。,到当前为止，系统在全国应用超出,7000,口井,，产生了巨大经济效益也社会效益。,第106页,现场应用情况,第107页,现场应用情况,用户,实施井数,备注,大港油田,2400,主要分布在五厂、三厂、一厂、六厂,新疆油田,331,采油二厂108口、新港企业23口,华北油田,268,教授系统应用与采集分析,大庆油田,2340,三、六、七厂,胜利油田,476,胜采,300,，临盘,36,，孤岛,40,辽河油田,224,录井企业代管各厂油井120口,中原采油,130,采油六厂,冀东油田,10,教授系统应用与采集分析,延长油矿,180,教授系统应用与采集分析,河南油田,200,采油一厂、教授系统应用与采集分析,吐哈油田,180,教授系统应用与采集分析,玉门油田,596,教授系统应用与采集分析,青海油田,43,一厂（33）、三厂（10）：教授系统应用与采集分析,吉林油田,20,教授系统应用与采集分析,总计,约,7398,口井,截至11月底，我企业产品在大港、新疆、华北、南阳、大庆、胜利、中原、玉门、吐哈等油田应用了7398口井。,第108页,现场应用情况,第109页,现场应用情况,第110页,现场应用情况,第111页,未来发展方向,改进技术细节。具体分析、优化方法选择必须具有具体适用条件。,扩展技术体系。如增加国外应用较多气举采油技术、组合举升技术、分层采油技术等等。,加强平台互动性。经过软件技术和网络技术应用，加强PES用户群体和开发队伍之间互动，加强专家与用户之间互动。,完善服务体系。必须根据市场、技术发展，一方面改进技术体系，其次完善服务体系。,第112页,谢谢！,第113页,