天然气动态压力低的原因分析有哪些方法_天然气静态压力和动态压力的区别

1.原油动态计量中，温度的高低会对动态计量产生哪些影响

2.测定饱和蒸汽压常用的方法有哪些

3.博世壁挂炉故障代码er应该怎么解决？

一、动态监测技术要求

中国海洋石油制定的《海上油气田开发井动态监测技术要求》，规定了公司所属油气田的油、气井，注水井，观察井动态监测资料录取内容及要求。其内容及要求：单井生产能力监测；取油样要求及油井含水监测；液体性质监测；井口资料录取要求；地层压力监测；油井产液剖面监测；注水井监测要求。

二、油气田监测技术

目前海上人工举升的油井占有很大比重，由于受到海上生产平台条件的限制，主要用的人工举升方法有电潜泵油和气举法油，少部分井用螺杆泵、射流泵、增压泵等油方法。因此，用的监测技术亦不同。

（一）自喷井电缆过油管测井监测技术

惠州21-1、惠州26-1油田及西江30-2油田自喷井用国际上先进的井下作业监测系统，通过电缆过油管作业技术与一系列仪表工具配套使用，进行生产测井（PLT），获得井温、分层含水、产量、井底压力等数据。

定期的生产测井可以用来确定油井的产液部位、流体类型和比例、井下温度、井下压力、流体的流动速率，监控储层消耗进程，发现水侵部位、气侵部位、油水界面变化等，为油井配产提供重要的依据。

通过系统的生产测井资料分析，可以掌握储集层变化情况，取相应措施，使油井（或油田）维持在最佳状态下生产，解决油田高产和提高收率等问题。

西江30-2油田根据生产测井资料发现，影响油田产量的主要原因是水层的水向油层中倒灌，为此取了相应的措施保证油田高速生产。

目前已建立了几种三相斜井、水平井模型，并依据经验公式编出了解释软件。可以定性解释所有的井下情况，对90%以上的井况做出定量解释。

（二）电潜泵井监测技术

通过海上油田开的实践，逐渐形成了一套适用于不同油层特点、不同开方式（分、合）、不同管柱结构的电潜泵井监测技术系列：“Y”管柱测试技术；测压阀测试技术；井下测压装置（PSI和PHD）测试技术；毛细管测试技术；无线电波传递测试技术；液面测试技术等。

1．“Y”管柱测试技术

“Y”型管柱是电潜泵井油和测试的一种特殊管柱，只适用于 油层套管的油井。“Y”型管柱顾名思义，是指在油井生产管柱上端安装一个“Y”型接头，其一侧悬挂电潜泵机组，另一侧悬挂可以通至油层部位的测试管柱。测试管柱这一侧有一工作筒，筒内安放堵塞器，测试时通过钢丝作业，先捞出生产堵塞器，后将组合好的测试工具串和测试堵塞器一起下入井内，测试堵塞器在工作筒内被挡住，测试工具串继续下行到达预定的测试位置并进行测试。这种方法可以测试任何位置的油井温度、压力和出液剖面，既可以进行分层测试，又适用于单或多层分油井测试，解决了电潜泵井不起泵便可分层开和随时进行测试作业的难题。该项技术是目前渤海湾地区电潜泵井测试的主要方法之一。

2．测压阀测试技术

是一种机械式测压装置，装置本身不能进行测压，必须通过钢丝作业下入压力计才能完成测压工作，故不能连续监测，但可以准确测试泵出口和入口压力和温度，适用于有自溢能力的单或多层合的油井。具有测试时操作方便、作业时如发生事故也易处理、费用较低等特点。该项技术在渤海湾及南海西部北部湾地区部分电潜泵油井被使用。

3．井下测压装置（PSI和PHD）测试技术

属于电子式测压系统，是一种随完井管柱一起下入的测压装置，可以进行连续监测，在平台上随时读取泵挂处的压力、温度，PSI测试系统在停机后还可以测试井下机组系统的绝缘性能。适用于单或多层合油井。这项技术在渤海湾、南海西部北部湾部分电潜泵油井用。

4．毛细钢管测试技术

通过毛细钢管传递压力，可以连续工作和监测。其装置的井下部分通过充满工业氮气或氦气的毛细钢管将井下压力传至平台（地面），平台上的仪器由压力变送器和数据集系统组成。特点是可以在平台上随时直读井下压力和压力恢复数据，并具有数据储存功能。一般用此项技术进行电潜泵井长期生产监测、压力恢复测试、压降测试、干扰试井等。另外，毛细钢管测压装置可以下到油层部位，测得油层段的压力数据。该测试设备由于井下无电器元件，一般来讲经久耐用，可重复使用，而且测试精度高。毛细管测试技术适用于单或多层合油井。例如绥中36-1油田J区是一座无人驻守平台，用此技术的监测井占该平台开发井总井数的一半。现场应用情况表明，它比PSI、PHD等测压设备经久耐用。

5．无线电波传递测试技术

这是20世纪90年代中后期研制的一种新型电潜泵井监测系统，系统分井下和地面两部分。井下部分随完井管柱下入，管柱下部安装具有温度、压力、流量、密度等感应测试功能的高温耐蚀元件，并将测得的参数调制成无线电波信号，以无线电波形式传递到地面（平台）。地面（平台）上安装有信号接收和解调的监测器，它能将接收到的信号解调还原，并具显示、储存和远传功能。此项技术已用于惠州32-2油田、惠州32-3油田电潜泵井的监测，并获较好的效果。

6．液面测试技术

液面测试技术用来监测电潜泵井的动液面深度，分析油井供液状况。测试方法又可分为回声法液面测试（式双频道CJ-2型、WSC-1型计算机综合测试）和物质平衡法液面测试。它能在不影响生产的情况下随时测试电潜泵井的动液面，分析供应状况。当用WSC-1型计算机综合测试仪测试时，其数据通过计算机以曲线形式显示出来。该项技术操作简单，在渤海湾地区的电潜泵井中广为使用。绥中36-1油田、埕北油田等主要应用电潜泵油的油田，每年动液面监测井数都不下几十口。

（三）气井监测

气井监测系统主要用静压监测来观察地层能量损失情况。

位于海南岛南部海域的崖城13-1气田，自1996年1月1日正式投产以来，平均每年进行2次系统压力测试。19年5月还利用气田设备维修改造的时机，对全气藏关井5d对气井进行测试、测压及测压力梯度。获得气藏地层压力并估算开发区气藏储量动用情况，取得了极为宝贵的资料，为其后的增产措施提供了可靠的依据，保证该气田稳定供气。

三、油气田的动态分析（一）查明油井低产原因，实施有效的增产措施

缓中36-1油田J区有16口开发井预测投产初期平均单井日产油94m3，全区日产油1500m3左右，年产油量50×104t。油井全部用电潜潜泵开，见图10-31。

图10-31　绥中36-l油田已开发区井位图

19年12月该区投产，平均单井日产油47m3，全区日产油751m3，远远低于方案预测。个别油井还因供液不足而欠载停泵。通过动态分析，查明造成油井低产的主要原因。研究工作是从两个方面入手的：一是根据16口井的资料与相邻（已投入开发）A、B区分析对比静态上的异同，二是进行钻井完井作业施工情况分析查找可能影响的因素。

1．静态资料分析

油层有效厚度（m）:J区56.8、AⅠ区73.2、AⅡ区65.8、B区62.4。

油层孔隙度（%）:J区32.6、AⅠ区31.5、AⅡ区32.2。

平均地面原油密度（g/cm3, ）:J区0.962、AI区0.4、AⅡ区0.957。

可能影响油井产能的几项数据，都不至于造成J区如此低产。

2．油井对比

选择与J13井相距350m的A2井比较，结果见表10-26。

相邻油井对比证明J区低产绝非储层因素所致。

表10-26　J13与A2对比表

3．钻井、完井作业

在J区作业时首次应用“屏蔽暂堵”技术，为的是在井壁周围形成强而韧的保护层，但是由于缺乏经验，选用的“屏蔽暂堵”架桥粒子的粒径不妥和数量不足，致使泥浆中部分固相微粒在作业时侵入近井地带，堵塞了孔道，严重伤害了油层。另外与J区相邻的A区由于投产多年，造成J区地层压力的下降，在作业过程中容易造成钻井、完井液浸入油层深部污染油层。

针对以上分析结果用了酸化解堵和酸化后更换大排量泵等措施。

J区酸化后效果明显，参见绥中36-1油田酸化效果统计表10-27和对比图10-32。各井产量均有大幅度提高，其中半数井单井增产超过100m3d。1998年仅J区酸化增产一项就增产原油22×104t。

表10-27　缓中36-1油田酸化效果统计表

另外，通过J区酸化增产这一事实联想到与本区相邻的AI区。AI区尽管投产初期产量达到配产要求，但其油强度仍不如J区酸化后的油强度（2.47m3/d.m），因此1998年12月对AI区4口井进行了酸化作业，作业后平均单井日增原油34m3。

（二）研究调整措施，优化注水方案

1993年埕北油田已进入高含水产量阶段，边部油井含水率已达90%以上，尤其是B平台污水处理已满负荷。为了改善油田的开发效果，提高油田的收率，利用数值模拟方法对边部高含水油井进行堵水及关井研究。数值模拟研究的结论是，关井或封堵高含水层都能起到增油降水作用，从而减少平台污水处理量，降低油田开发成本。

图10-32　绥中36-1油田J区油井酸化前后油强度对比图

1994年，利用数值模拟方法，在获得较为理想的油田生产历史拟合成果（见图10-33）的基础上，对油田内部点状注水进行了全面研究，并优化了注水方案，方案设计4口注水井。1995年开始进行了稳油控水的产液结构调整和油田内部实施注水，油田开发效果明显改善，注水井周边油井压力回升、油田内部低压区消失、低压区油井气窜得到控制，东部气顶区多年未开的气窜井也恢复生产，注水井周边油井产量上升，油田产量递减速度减缓。

图10-33　埕北油田油藏模拟生产历史拟合曲线

（三）实施气层补孔，提高气田储量动用程度

崖城13-1气田位于海南岛南部海域，气田储量907.9×108m3，是迄今为止在我国海上发现的最大气田。一期开发气田北块，动用储量602×108m3，设计6口气井，日产气量981× 104～990×104m3。每年向香港输气29×108m3，向海南省输气5.2×108m3。

气田于1996年元旦正式投产，其生产动态特征：生产稳定、气油比和产水均较稳定、气田压力有规律地下降。在19年5月一次利用气田设备维修改造关井5d的时机，对气井进行静压测量并在A5井进行测试、测压，A1、A3井关井测压力梯度，测量结果压力值高低不一致。

经过对崖13-1气田静压及动态资料分析认为，造成以上现象的原因是：崖城13-1气田主要含气砂岩在纵向上分成的4个气层组，其间存在薄层（1～3m）泥岩、粉砂岩的夹层，在纵向上起到了一定的封隔作用，气井射孔时上部2个气层都已射开，但有些井下部2个气层没有全部射开。解决的办法是对未全部射开下部2个气层的井实施补孔。

1998年10～11月对Al、A4、A5井实施补孔作业，取得较好的效果。通过补孔，气井井筒压力明显上升，气田压降减缓。补孔不仅使下部产层储量得到充分动用，也将延长崖城13-1气田稳产年限。

（四）认清油田动态特征，改善开发效果

涠洲10-3北油田位于南海北部湾盆地，是一个小型碳酸盐岩潜山底水油藏，油田石油地质储量仅500×104t。1991年8月投产，其中5口油井日产油量500～1100m3，由于油井过早见水，含水上升速度快，产量迅速下降。1993年，针对油田动态特征进行系统的油田动态分析。内容包括：水体体积大小、底水活跃程度、驱动类型、极限水锥高度与油层厚度及油层射开程度的关系、油速度与产量递减及含水上升速度的关系等。结论是该油田水体体积大（估计水体体积为石油体积的100倍）、能量充足，属弹性水压驱动。充分利用天然能量可以不注水开发油田，但需要引起重视的是，带水锥生产是普遍现象，生产过程中油井产量和生产压差不要超过极限产量和极限压差，产量应控制在极限产量30.0%～50%为宜，油速度为2%较合理，油层射开程度控制在10%为宜。

油田1993～1995年期间油速度过高，都在3.0%以上，综合含水也从5.1%猛增至34.6%，到19年底，由于油田含水较高（80%左右）、产油量较低难以维持平台操作费而废弃。通过油田生产实践，更加清楚地认识到，只有充分认清油藏动态特征，加上科学的管理，才能实现这类油藏最佳开发效果。

原油动态计量中，温度的高低会对动态计量产生哪些影响

天然气入户压力一般都是2到3千帕。

天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、和岩石圈中各种自然过程形成的气体（包括油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物生成气等）。

而人们长期以来通用的“天然气”的定义，是从能量角度出发的狭义定义，是指天然蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物。在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其组成以烃类为主，并含有非烃气体。

扩展资料：

天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等，也有少量出于煤层。它是优质燃料和化工原料。

天然气主要用途是作燃料，可制造炭黑、化学药品和液化石油气，由天然气生产的丙烷、丁烷是现代工业的重要原料。天然气主要由气态低分子烃和非烃气体混合组成。

主要由甲烷(85%)和少量乙烷(9%)、丙烷(3%)、氮(2%)和丁烷(1%)组成。又称“沼气”。主要用作燃料，也用于制造乙醛、乙炔、氨、碳黑、乙醇、甲醛、烃类燃料、氢化油、甲醇、硝酸、合成气和氯乙烯等化学物的原料。

天然气被压缩成液体进行贮存和运输。煤矿工人、硝酸制造者、发电厂工人、有机化学合成工、燃气使用者、石油精炼工等有机会接触本品。主要经呼吸道进入人体。属单纯窒息性气体。浓度高时因置换空气而引起缺氧，导致呼吸短促，知觉丧失;严重者可因血氧过低窒息死亡。高压天然气可致冻伤。不完全燃烧可产生一氧化碳。?

参考资料：

测定饱和蒸汽压常用的方法有哪些

气体分子排列松散 ,随着温度或压力的变化 ,分子间距发生变化 ,其体积与压力成反比 ,与温度成正比 ,在温度和压力变化的情况下 ,是无法计量和比较气体的体积的。

通常计量气体流量的方法有三种 :(1)涡轮流量计 :它是利用流体冲击涡轮叶片 ,其转数与。

博世壁挂炉故障代码er应该怎么解决？

测定饱和蒸汽压常用的方法有哪些

测定饱和蒸气压的方法主要有：　①静态法：在一定温度下，直接测量饱和蒸气压。此法适用于具有较大蒸汽压的液体。　②动态法：测量沸点随施加的外压力而变化的一种方法。液体上方的总压力可调，而且 用一个大容器的缓冲瓶维持给定值， 汞压力计测量压力值，加热液体待沸腾时测量其温度。　③饱和气流法：在一定温度和压力下，用干燥气体缓慢地通过被测纯液体，使气流为该 液体的蒸汽所饱和。用吸收法测量蒸汽量，进而计算出蒸汽分压，此即该温度下被测纯液体的饱和蒸气压。该法适用于蒸汽压较小的液体。

点火失败，检查水压，燃气问题，再断电重启试试，多次点火失败联系师傅上门维修。博世壁挂炉显示A7：热水温度传感器损坏

解决方法：检查温度传感器和连接电缆是否中端或者短路，必要时更换传感器。

博世壁挂炉显示Ad：水箱温度传感器不能识别

解决方法：检查温度传感器和连接电缆，必要时更换温度传感器。

博世壁挂炉显示C1：风机转速过低

解决方法：检查电压电压，还有就是检查烟管系统，必要时清洁或者修复。

博世壁挂炉显示C4：风机关闭时风压开关不能打开

解决方法：检查风压开关和布线，检查连接软管。

博世壁挂炉显示C6：风压开关不能关闭

解决方法：检查带插头的鼓风机电缆以及鼓风机，如果损坏就需要更换鼓风机。检查风压开关和烟气输送装置。

博世壁挂炉显示C7：风机不能运行

解决方法：检查带插头的鼓风机电缆以及鼓风机，发现损坏的话就要更换。

博世壁挂炉显示CE：取暖设备的注水压力过低

解决方法：往取暖系统内部注水即可。

博世壁挂炉显示d7：燃气费损坏

解决方法：检查连接的电缆，检查燃气阀门，必要时更换燃气阀门。

博世壁挂炉显示E2：暖出水温度传感器损坏。

解决方法：检查温度传感器和连接电缆是否中端或者短路，必要时更换传感器。

博世壁挂炉显示E9：主换热器上的限温器被触发

解决方法：

1、检查限温器和连接电缆是否中断，必要时更换。

2、检查供暖设备的工作压力

3、检查限温器，必要时更换。

4、检查泵启动的情况，必要时更换水泵。

5、检查保险装置，必要时更换。

6、为设备排气

7、检查水侧的主换热器，必要时更换。

8、检查烟气温度限制器和连接电缆是否中断，必要时更换。

博世壁挂炉显示EA：未检测到火焰

解决方法：

1、检查地线是否有效连接

2、检查燃气阀门是否开启

3、检查燃气接口压力，必要时校正

4、检查电源连接

5、检查电机和电缆，必要时更换

6、检查烟管系统，必要时清洁和修复

7、检查燃气设置，必要时校正

8、使用天然气时，检查外部气体流量检测器，必要时更换

9、清洁主换热器

10、检查燃气阀门是否损坏，必要时更换

博世壁挂炉显示F7：燃烧器已经被关闭，但是能检测到火焰

解决方法：

1、检查电极的脏污情况，必要时更换

2、检查烟管系统，必要时清洁或者修复

3、检查电路板是否受潮，必要时使其干燥

博世壁挂炉显示FA：燃气关闭后，检测到火焰

解决方法：检查燃气费，看是否漏气，必要时更换。检查电机和连接电缆，必要时更换。检查烟管系统必要时清洁和修复。

博世壁挂炉显示Fd：错误地按下按键过久(超过30秒)

解决方法：再次按下按键，少于30秒