携液
- 湿气管线携液临界流速预测的机器学习模型*
前有关气液两相流携液特性的研究主要集中在气井井筒积液方面[1-3], 针对直井、 水平井等气井稳定带液开采, 国内外学者进行了相应的试验及理论分析[4-6], 但对于地面输气管线的气体携液规律研究相对较少且多集中在力学平衡模型。 李国豪等[7]基于分层流最小剪切应力准则, 建立了湿气管道积液临界气速的计算模型。 潘杰等[8]依据液滴总表面自由能与气相总湍流动能相等确定了液滴最大粒径, 建立了椭球形液滴的临界气速模型。邢鹏[9]采用CFD 软件模拟多相流在起
石油机械 2023年5期2023-06-15
- 大位移水平井连续油管排水采气工艺研究
段构成,各井段的携液规律差别较大[5]。开发早期,地层能量充足,气井产量高,井筒积液现象不明显,水对气井生产影响不大。随着气井生产延续,气驱能量逐渐衰竭,气井进入中后期,产量逐渐降低,携液能力不足,气体不能将液体从井筒中带出,造成井筒开始积液,影响生产[6-7],导致气井产量降低甚至停喷,需要采取一定措施恢复气井生产。由于水平井的封隔器未解封,油套不连通,无循环通道,泡排、气举等排水方法难以实施,具有极大的局限性。因此,根据长北大位移水平井井身结构及气井生
天然气与石油 2022年6期2022-12-29
- 水平气井斜井段气流携液分析研究
段，持液率，临界携液，气液两相流型流态1. 引言水平井与直井在开采机理[1]、井身结构[2] [3]、适用条件等方面均存在较大差异，水平气井特殊的井身结构使其在斜井段能量损失较大，造成其在开采过程中易产生积液[4]，导致气井产量大幅降低[5]，甚至迫使气井停产[6]。目前普遍认为水平气井斜井段气流携液最为困难，因为斜井段气液两相流向转变剧烈、流体能量损失最为严重、最易产生积液，给实际气井稳产造成较大困扰。为此，准确预测分析水平井斜井段内的气流携液变化规律对
石油天然气学报 2022年2期2022-07-28
- 油—气—水三相流水平井携液临界气量计算方法
方法虽然较多，但携液临界气量模型判断法是目前最简单、方便，且成本最低的方法之一[7-9]。气井携液临界气量计算主要应用液滴或液膜模型，这两种模型均分别以液滴或液膜反转作为积液时机的判断依据[10-11]，但事实上当液滴或液膜反转时，大部分液体仍以扰动波向上运动，从而导致预测开始积液的时间偏早，存在与实际不符合的现象；另外，这两种模型均未充分考虑井斜角、含油率的影响，导致用现有模型计算气井携液临界气量判断井筒积液存在误差。针对以上问题，通过井筒携液模拟实验，
西南石油大学学报(自然科学版) 2022年3期2022-07-15
- 基于临界携液流速识别井筒积液方法研究及优化
环雾流状态下正常携液，但是流态判别影响因素较多，分析较为复杂，准确率低于70%。动能因子［7］描述了气水两相在油管内的流动特征，反映了气井具备的能量，从而体现了生产气井的携液能力；但是，受管流截面中液相占比不易确定，以及井底参数的测试或计算准确性的影响，使得采用动能因子法预测井筒积液的准确率一般为60%～75%。临界流速法是判断井筒积液应用范围最广的方法，也是目前井筒积液识别准确率较高的方法。在气流中自由下落的液滴，受到一种趋于破坏液滴的力的作用，而液滴表
天然气技术与经济 2022年3期2022-07-11
- 大斜度高液气比气井连续携液气流速预测方法
井为主，常规连续携液气流速预测方法难以满足生产需求，试采期间出现井筒积液造成产量下降。因此，气井连续携液气流速预测方法的研究对于气井油管尺寸优选、积液时机预测以及积液状态诊断具有重要指导价值，对于实现高液气比气井稳定生产具有重要意义。目前，国内外学者关于气井连续携液机理开展了大量研究，分别提出了液滴携带模型和液膜携带模型以预测连续携液临界气流速［1-5］。近年来，大量实验和理论研究表明，气井携液的本质为液膜携带的可能性较大。Magrini等［6］开展了液流
石油钻采工艺 2022年1期2022-07-06
- 深层页岩气水平井积液诊断及模型对比研究
程中存在一个临界携液流量，当气体流量大于该流量时气井可以正常携液，连续生产，当气体流量小于该流量时，井筒中液体开始堆积，气井产生积液。为解决天然气积液问题，国内外学者对气井临界携液机理进行了大量研究[3-5]，提出了适用于垂直井、大斜度井和水平井的积液模型，包括液滴模型和液膜模型。由于各大气田自身生产条件的不同，造成各种积液模型在判断各大气田积液气井时结果相差较大。本文针对深层页岩气水平井的积液问题开展了研究，首先优选出适合气井的井筒压力模型，并利用液滴模
当代化工研究 2022年11期2022-06-27
- 高液气比气井临界携液流量计算方法
命周期。计算临界携液流量是积液预测的重要方法之一，采用的模型分为2种，即液滴模型和液膜模型［2-13］。液滴模型不能准确解释气井积液本质，尤其对于定向井、水平井和高液气比气井。液滴模型基于垂直管流提出，通过分析液滴受力平衡计算临界携液流量，同时认为液滴回落是气井积液的主要原因［14］。然而在倾斜和水平管流实验中发现，液滴频繁回落至管壁形成液膜，再从液膜表面脱落，被气流卷起，导致液滴与液膜频繁转换，液滴无法稳定存在［15］。随着井斜角增大，临界携液流量先增大
断块油气田 2022年3期2022-06-09
- 页岩气井排水采气工艺综合优选方法
据压力供给与临界携液原则，综合考虑产气量、产液量、压力界限、携液界限和井身结构等多因素，建立了“一井一策”的页岩气井排水采气工艺综合优选方法，结合经济效益分析，实现排水采气工艺定量优选。1 排水采气工艺适用性评价不同排水采气工艺的本质原理都是从压力和携液两方面单独或共同作用来实现井筒排液。一方面可以通过改善压力供给，降低井底回压，提高产气量；一方面可以通过降低井筒临界携液流量，提高排液量。目前页岩气田现场常用的排水采气工艺包括井口增压、泡排、柱塞气举、优选
钻采工艺 2022年2期2022-05-18
- 基于井筒携液实验的临界携液流量预测方法
膜的两种研究气井携液能力的模型［2-17］。其中液滴反转模型由于解析式较为简单，广泛应用于国内外各大气田；而液膜模型由于涉及参数较多且计算过程复杂，因此在现场应用较少。1 研究背景Turner最早提出了直井的临界携液流量预测模型，即Turner 模型［18］。该模型主要是基于对垂直井筒中的液滴进行受力分析，认为井筒中的液滴主要受到气流向上的拖曳力F和向下的重力G，而两者平衡的状态即为井筒临界携液状态（图1）。图1 垂直井筒液滴受力向上的拖曳力F和向下的重力
复杂油气藏 2022年1期2022-05-16
- 水平气井全井筒携液模拟试验研究*
生产难题。气井的携液理论与试验研究主要针对直井，出现了多种预测气井临界携液流量模型[1-9]。在水平井的临界携液研究方面，国内外学者提出了基于 Turner模型的角度修正模型或以液膜反转作为积液起始的携液模型[12-17]，以及考虑持液率影响或从能量角度分析的携液模型[9，18-19]。但这些模型的前提是要满足环雾流条件，且所得到的临界携液流速未达到环雾流条件，或与正常生产的气井井筒实际流态相矛盾[3-8，20]；同时，这些模型未考虑水平井的全井筒井身结构
石油机械 2022年2期2022-02-28
- 水平井组合管柱排水采气研究及应用:以鄂北D气田为例
，导致水平井自主携液期较同规格生产管柱的直井大幅缩短。为了实现水平井全井筒协调携液，延长天然气水平井自主携液期，本研究以临界携液流量理论为基础，通过论证设计了水平井组合管柱并在鄂北D气田进行了现场应用，为天然气水平井排水采气工艺提供了新思路。1 水平井临界携液流量规律1.1 垂直段垂直段临界携液气流速模型有很多，应用较多的主要有Turner[4]、Coleman[5]提出的的圆球模型，李闽[6]提出的椭球模型及王毅忠[7]等人提出的球帽模型。根据鄂北D气田
承德石油高等专科学校学报 2021年5期2021-11-23
- 延安气田气井临界携液流量预测新模型
气井产量大于临界携液流量时,井筒中的液体能够被有效携带出去,因此准确计算气井临界携液流量具有十分重要的意义[2-7]。目前应用最广泛的计算模型是李闽模型[8]和Turner模型[9],李闽认为球形液滴在井筒气流的作用下会存在一个上下压差,进而变成椭球形;Turner针对高气液比气井(大于1 367 m3/m3),建立了液滴模型,模型中液滴为球形。但以上模型没有考虑液滴直径与井筒持液率的变化关系,所以针对不同持液率气井的计算结果偏差较大。该研究在原有研究基础
非常规油气 2021年5期2021-11-13
- 苏里格气田桃7区块井下节流参数优化
流工艺对气井有效携液能力的影响尚存在争议，部分学者认为，产水气井经过井下节流气嘴后，液滴变小，更有利于被携带至井口，开发实践表明，有部分气井的携液能力因井下节流而有所增加；但也有部分能正常携液生产的气井在实施井下节流后，因加速积液造成停产[5]。为此，文中针对桃7区块产水气井，在准确预测其井筒压力和温度分布的基础上，分析了井下节流对临界携液流量的影响特征，并对井下节流工艺参数进行了优化分析。1 井下节流气井压降和温降计算模型准确地计算气井井筒内压力和温度分
石油地质与工程 2021年5期2021-10-18
- 不同因素对临界携液流量的影响
正不同因素对临界携液流量的影响王鑫，王金鑫，刘正（延长油田股份有限公司 ，陕西 延安 716000）伴随着科技的快速进步和高速发展，增强对天然气的开采开发已经成为带动我国社会进步和推动经济发展的首要任务。然而天然气在开采过程中会不可避免的出现气井产水的现象，随着气井的持续生产产水量一直增加，一旦井筒中形成积液，就会影响气井的正常生产，降低气井采收率。因此，如何准确判断各类因素对气井积液的影响对气井实施排水采气工艺措施和有效提高气井的采收率有着重要的指导意义
辽宁化工 2021年6期2021-07-24
- 页岩气水平井全井筒临界携液流量模型
忽视［1］。临界携液流量法是现场普遍采用的积液预测方法，然而，以Turner 模型、Coleman 模型为代表的球状液滴模型对于国内气井的积液预测精度并不理想，考虑液滴变形的李闽模型对于垂直井筒的积液预测精度较高，但是并未考虑井斜变化和产液量对井筒积液的影响［2］。之后，王志彬等［3］、潘杰等［4］考虑液滴变形和产液量，建立了垂直井筒临界携液流量模型，Belfroid等［5］、李丽等［6］、Chen 等［7］考虑井斜角变化，建立了倾斜(水平) 井筒临界携液
石油钻采工艺 2021年6期2021-06-06
- 临兴区块致密气井动态携液规律研究
及时预测致密气井携液临界流量对排采措施介入时机和提高采收率具有重要意义[8-9]。该文开展临兴区致密气井不同工况下井筒气液两相流实验，针对直井段、斜井段及水平段进行携液能力分析，利用实验结果对井筒连续携液液滴模型和液膜模型进行评价，建立修正Belfroid液膜模型预测临兴区致密气井临界携液流量。该研究成果误差满足现场使用范围，且在10°～90°内应用良好，对于及时预测井筒积液趋势，提早介入排采措施具有一定指导意义。1 实验装置与实验方法如图1所示，该实验装
非常规油气 2021年2期2021-05-24
- 鄂尔多斯盆地临兴气田临界携液流量模型
具有低压、低产、携液能力差等特点，大部分气井生产1～2年后井筒逐渐积液，影响气井正常生产，严重时甚至导致气井停喷[1]。如何准确判识井筒积液，及时采取相应的排水采气措施，成为该气田气井生产的重要难题。井筒积液判识方法主要有流压梯度测试法、采气曲线法、临界携液流量法等方法，其中临界携液流量法由于适用范围广，在气田积液判识中广泛使用。针对临界携液流量，国内外学者开展了大量研究。Turner[2]以直井为研究对象，建立了圆球形液滴的临界携液流量计算公式，该公式在
天然气勘探与开发 2021年1期2021-04-01
- 大牛地气田气井全生命周期采气管柱适应性分析
006）1 气井携液能力气井实际产量与临界携液流量的比值越大，说明其携液能力越强，反之越弱。气井临界携液流量计算公式[1]如下：式中： qcr为气井临界携液流量，104m3/d；A为油管截面积，mm2；p为压力，MPa； ucr为气井携液临界速度，m/s；Z为气体偏差系数；T 为温度，K。垂直管道气液混相流动的井筒压降计算公式[2-3]如下：式中：Δpf为井筒压降，MPa；H 为井筒深度，m；fm为气液两相摩阻系数； Gm为气液混合物质量流量，kg/s；D
石油地质与工程 2020年6期2020-12-11
- 苏里格气田有节流器气井临界携液参数沿井深分布规律
遍较差，不能满足携液要求，部分井井筒存在积液，严重影响气田稳定生产。目前，现场常以临界携液参数判断气井是否积液及评价排水采气工艺的增产效果，而前人已对临界携液参数进行了大量研究[1]。现场工程中常因井口温度、压力容易获取而以井口条件计算临界携液流量，但实际临界携液流量值沿井身分布而变化[6]，这一问题在苏里格气田有节流器气井更加突出。因此，有必要对有节流器气井的临界携液参数沿井身的分布进行分析，以明确合适的临界参数求取方法。1 有节流器气井临界携液参数沿井
特种油气藏 2020年5期2020-12-03
- 乐东22-1气田海上气井控水增产探索与实践
水淹;微正流量;携液;清喷1 项目背景乐东22-1气田A9H井于2009年8月投产，开采层位为L2I下、L2Ⅱ下、L2Ⅲ上气组。2016年10月乐东22-1气田A9H井产水量“爬梯式”上涨，井口压力下降趋势明显，且有较大幅度波动，截止2017年3月，水气比由0.01方/万方上升至2.95方/万方，产水及水气比持续上升，面临水淹停喷风险[1]。2 A9H井出水原因分析A9H井是中层系一口合采水平井，合采L2I下、L2Ⅱ下、L2Ⅲ上气组，其中L2Ⅲ上气组是主要
石油研究 2020年6期2020-07-23
- 间歇低产气井井筒携液敏感性模拟分析
）目前存在的临界携液流量模型是通过对井筒内液滴的不同形状进行计算：Turner等[1-2]针对不同井型或页岩气等情况提出了一些气井临界携液流量计算式。本文通过临界携液流量以及临界携液流量比来判断井筒是否存在积液，简便且易于实时监察气井生产状况。由于研究区块大多为低压气井，再加上后续井筒流型预测结果显示并非雾状流，符合Coleman在Turner模型基础上提出的适用于低压气井的临界携液计算条件，故考虑其进行气井临界携液能力计算。1 气井携液能力预测根据现场工
化工设计通讯 2020年6期2020-06-20
- Influence of Sand Production on Critical Liquid Carrying Flow in Gas Wells
液判断是通过临界携液流量模型进行。不同地区气井生产情况不同，气井临界携液流量存在一定差异。较早发展的模型是垂直气井方面的临界携液理论，这其中比较有代表性的是不同学者提出了一系列临界携液模型，如Duggan 模型[1]、Turner 模型[2]、Meshack 模型[3]、Coleman 模型[4]、Nosseir 模型[5]、杨川东模型[6]、李闽模型[7] [8]、吴志均模型[9]、Guo 模型[10]、王毅忠模型[11]以及魏纳模型[12]。针对不同实
石油天然气学报 2020年1期2020-05-19
- 带井下节流器的气井携液能力敏感性分析①
虑井间干扰。1 携液临界模型敏感性分析影响气体携液的因素有压力、温度、油管直径、气体压缩系数、气液密度等[8-10]。1.1 井口压力对携液的影响计算不同井口压力下气井携液流量、流速。取天然气相对密度0.597，临界温度197.03 K，临界压力4.56 MPa。不同压力下，密度、压缩系数和表面张力会改变，临界流速、临界流量随之改变，见表1、图1、图2。临界流速与压力负相关，临界流量与压力正相关。压力增大增强了气体携液能力[11]。图1 井口压力对临界流速
广东石油化工学院学报 2020年6期2020-03-09
- 一种预测凝析气井临界携液流量的通用模型
确预测出凝析气井携液临界流量对其合理配产和提高采收率具有重要意义。目前，有关凝析气井连续携液流量的研究相对较少。李治平等[1]考虑凝析气井实际界面张力的影响提出了临界携液流量计算方法。Zhou chao等[2]研究了凝析气井温度和压力对临界流量的影响，提出新的计算模型。苑志旺等[3]考虑井斜角的影响，但其假设前提是液滴沿井筒中央运动，不跟管壁发生碰撞，这在实际开采过程中不太合理。因此，首先对液滴进行受力分析，并综合考虑所有参数对凝析气井连续携液临界流量的影
钻采工艺 2019年6期2020-01-09
- 基于能量守恒定律的气井井筒携液工况诊断模型
，导致计算的临界携液气量差别较大；而临界动能因子法理论依据不明确，且诊断参数来源于实践统计，不同区域统计得到的临界动能因子也不同，导致该方法的应用存在局限性。Turner等[1]提出临界流速法时，指出液滴雾流模型仅适用于液气比小于等于0.000 7 m3/m3的情况，那么，产液量较大的气井，其携液机理是什么，在什么情况下井筒中会产生积液呢？为了解答上述问题，笔者在前期研究[16]的基础上，依据能量守恒定律，建立了新的气液两相垂管流携液工况诊断模型，通过与现
天然气工业 2019年9期2019-11-12
- 气井出砂对涡流工具携液能力的影响
井出砂对涡流工具携液能力的影响情况，针对气井井底积液以及井筒中存在固体杂质的问题，提出了一种气井中涡流工具携液携砂的三相流模型。通过对气井含砂与不含砂的情况进行模拟，分析了不同条件下涡流工具的携液作用，得到了气井出砂对液相流动规律、体积分数、速度分布的影响情况。结果表明：出砂量为10%的情况下，气井含砂有利于气井携液。气井含砂使运动阻力增加，液相的运动速度减小，轴向速度分布不规律，紊流程度增强，从而使运动更加复杂，气井对液体的携带作用增强;气井含砂使液相的
河北工业科技 2019年1期2019-09-10
- 徐深气田气井临界携液影响因素研究
多年来，针对气井携液的计算方法研究较多，气井携液模型主要有Turner的球形液滴携液模型[6]和改进后的Turner椭球形液滴携液模型[7]，但针对火山岩气藏出水井临界携液影响因素的研究较少，因此，重点研究徐深气田水井临界携液影响因素。通过对徐深气田A区块气井实测资料的计算分析，获得气井井筒内临界流速和临界流量随深度、温度和压力的变化规律，将该成果应用于A区块的出水分类治理，取得较好的效果，对于徐深气田气井配产具有重要参考意义。1 计算模型通过与徐深气田气
特种油气藏 2019年3期2019-07-26
- 气井临界携液流量计算方法的修正
要：氣井最小临界携液流量的准确计算对于确定气井合理配产、优化气田开发方案具有非常重要的意义。国内外学者在Turner模型的基础上，对临界携液系数进行修正，从而推导出了不同的临界携液流量计算模型，但这些模型均将界面张力和天然气偏差因子取为常数，忽略了温度和压力对它们的影响。因此，对液滴模型进行了修正，通过经验公式计算界面张力，运用DAK方法计算天然气偏差因子，提出了考虑实际界面张力和天然气偏差因子的气井临界携液流量模型。应用修正前后的3种常规模型分别对某气田
当代化工 2019年11期2019-02-04
- 预测水平井携液临界气流速的新模型
田中应用最广泛的携液临界气流速预测模型是TURNER等[5]基于圆球形液滴提出的液滴反转模型，出于安全考虑，其安全系数取1.2．COLEMAN等[6]对现场积液气井研究后发现，对于油压低于3.5 MPa的气井，不加安全系数，模型精度更高．李闽等[7]认为液滴受力后会变形，从而基于椭球体液滴建立了新的携液临界气流速模型，其计算值仅为TURNER模型的1/3．此外，许多学者也基于液滴受力分析开展了广泛的研究[8-14]．尽管液滴模型应用广泛，其携液机理却缺乏验
深圳大学学报（理工版） 2018年6期2018-11-20
- 涩北气田低渗气井临界携液流量计算新模型
井积液预测的临界携液流量模型均有一定的局限性。1969年，Turner等人提出了用于计算气井临界携液流量的2种物理模型，即液滴和液膜模型。他们发现液滴模型更符合实际，并以此推导出了液滴形状为圆球形的临界携液流量模型[1]。但根据我国矿场实际资料应用该模型时，Turner模型所计算出的临界携液流量远大于气井的实际产气量，与气井未产生积液并正常生产的情况不符。根据李闽等人的研究成果可知，液滴在井筒中运动时存在一定压差，使液滴由圆球形变成椭球形，且椭球形液滴的有
重庆科技学院学报（自然科学版） 2018年4期2018-09-10
- 气井临界携液流量计算方法的改进
准确预测气井临界携液流量，对于排除气井井底积液、优化气井生产制度具有重要意义。Turner［1］通过建立气流中的液滴模型，推导出了气井临界携液流量公式。国内外学者在Turner公式的基础上，通过对液滴形状、曳力系数等参数进行修正，推导了不同的临界携液系数，得到不同的临界携液流量公式，主要包括Coleman 公式［2］、Nosseir公式［3］、李闽公式［4］等。对这些公式进行归纳可得气井临界携液流量qsc的通式：式中：A为油管截面积，m2；p为压力，MPa
断块油气田 2018年4期2018-07-30
- C T速度管柱合理管径优选
可以减小最小连续携液流量，能够提高气井的排液能力，可以使水淹气井恢复自喷生产；作业时，其不需要进行压井作业，可以避免压井对地层的伤害，以及能够减小起出原有管柱所造成的油管断脱等一些复杂事故风险；鉴于以上优点，CT速度管柱排水采气技术在我国各大油气田广泛被使用。连续油管作为生产管柱，合理选择其管径对气井的连续生产有着很大的影响。连续油管的管径选择比较大时，会降低连续油管内天然气的流速、降低连续油管的排液能力，连续油管的管径选择更大时，则不能够满足自喷管柱的临
时代农机 2018年4期2018-07-04
- 计算气井临界携液流量的新方法
准确预测气井临界携液流量对于排除气井井底积液、优化气井生产制度十分重要。最早Turner通过建立气流中的液滴模型推导得出了气井临界携液流量公式[1]。后来国内外学者在Turner公式的基础上通过对其携液系数进行修正，得到了不同的表达式，主要包括Coleman公式[2]、李闽公式[3]等。然而这些公式存在以下两个问题：（1）将表面张力及气体偏差系数取为常数，忽略了其随温度、压力变化对计算临界携液流量产生的影响；（2）公式不具有普遍适用性，将这些公式应用于具体
石油化工应用 2018年2期2018-03-21
- 乐东气田水平井井筒积液诊断技术研究
。研究认为，临界携液流量和压降梯度是积液诊断和指导排水采气措施的2个重要参数，然而针对水平井的理论计算结果往往与实测数据相差较大。通过优化理论模型，考虑井斜角的影响，形成了一套适用于乐东气田的水平井井筒积液诊断技术，包括临界携液流量模型和井筒压降模型，可以准确预测水平井井筒积液，为制定合理的排水采气措施提供科学依据。1 水平井临界携液流量预测模型1.1 Turner液滴模型及其修正模型1969年，Turner 等[3]人建立了液滴模型，该模型得到了广泛应用
重庆科技学院学报（自然科学版） 2018年1期2018-03-14
- 气井携液机理与临界参数研究
天然气产销厂1 携液工况诊断方法简介1.1 临界流速法临界流速法认为，气流流速决定了气流的携液能力，连续携液时，液滴是液相存在的主要形式，雾流是基本流型。假设液滴为圆球形，依据质点力学理论，如果上升气流对液滴施加的拖曳力等于液滴的重量，液滴将以滞止状态悬浮于气流中，此时的气流流速即为气流携带液滴上行所需要的最小流速——携液临界流速，可以用下式表示[11]：式中vc表示携液临界流速，m/s；g表示重力加速度,9.81 m/s2；ρl表示液体密度，kg/m3；
天然气工业 2018年1期2018-02-01
- 最小携液模型在高桥区低压产水气井应用研究
10018）最小携液模型在高桥区低压产水气井应用研究袁继明1，2，艾庆琳1，2，谢 姗1，2，田 敏1，2，何 磊1，2，伍 勇1，2（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018）靖边气田高桥区主力产层马五12含气饱和度低，导致气井生产过程中，井口压力低，产水量大，气井积液情况严重，已有临界携液计算模型判识情况与实际结果出入较大，因此在筛选适合高桥区的最小携液模型基础上，
石油化工应用 2017年11期2017-11-30
- 涡流携液影响因素研究
50028）涡流携液影响因素研究韩正全（哈尔滨石油学院，黑龙江 哈尔滨 150028）气田进入开发中后期后，含水率不断上升，本文通过对影响涡流工具携液效果的影响因素进行敏感性分析，为涡流工具的设计提供理论支持。涡流工具；携液效率；井筒积液；最终采收率伴随着我国油气田开发的不断深入，很多油气田已经进入中、高含水期。气井产水量的不断增加对天然气的生产构成了严重的威胁，为了解决这类问题，排水采气技术的研究被提出，并得到广泛的发展和应用，涡流工具因为自身的优势成为
化工管理 2017年18期2017-07-25
- 连续油管速度管柱排水采气技术研究及应用
气田低压水平气井携液能力差，井筒出现积液，原有生产管柱不能满足生产需求等问题，研究了水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案。首先分析了水平井临界携液流速理论模型，利用该模型优选出Φ38.1 mm的连续油管作为速度管柱。然后详述了连续油管速度管柱排水采气技术方案，最后在苏76-2-20H井进行现场应用，应用结果表明，水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案降低了气井的临界携液流速，提高了气井的携液能力，气井油套平均压差减小1.82 MPa，可有效地排出井筒积液
石油化工应用 2017年5期2017-06-08
- 气井水平井井筒积液分析
）水平井筒内气井携液流动的运动机理与垂直井筒中截然不同，因而不能简单地使用Turner公式或者其修正公式去计算水平井筒的携液临界流量[1-2]。因此利用质点分析理论，推导出适合于水平井筒的最小携液临界流量计算公式。同时，随着可视化技术的发展，对气液两相流实验和流态的划分也越来越准确，实际测量携液临界流量成为了可能。从气液两相流态角度考虑，只有雾状流能近似使井筒中的全部液滴完全携带出来。因而根据 Soliiman、Shollenberger等人提出的环状流到
辽宁化工 2017年2期2017-03-19
- 气井直井井筒积液分析应用
利用 Tumer携液模型对本研究区实例井进行分析预测，这些井均处在积液状态，这同各井均处在正常生产状态的实际情况不符，因此该理论公式不适用于本研究区（图1）。图1 Turner排液模型针对于研究区实际情况，选择了西南石油大学李闽等人所研究的气井极限流量计算新模型，运用新模型对研究区凝析气田单井进行预测分析，发现气井生产数据所计算的点，均在对角线的上面半部分，计算结果与实际情况生产数据相吻合（图2）。因此采用李闽等人所研究的气井极限流量计算模型公式，来对研究
辽宁化工 2017年2期2017-03-19
- 大牛地气田水平井井眼轨道参数对携液能力的影响
井井眼轨道参数对携液能力的影响牛 似 成(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院， 郑州 450006)针对大牛地气田水平井携液难度大、井内易积液等问题，建立了不同井眼轨道参数下的仿真模拟井眼轨道和受力模型，分析井眼轨道参数对水平井携液能力的影响。研究表明，大井眼曲率及最终井斜角大于90°有利于井内携液，双增井眼轨道稳斜段井斜角应尽量避开40°至 70°造斜段，等靶前距条件下加大稳斜段长度有利于携液。在DPH-19井与DP55S井实践应用中，对井眼轨道参数
重庆科技学院学报（自然科学版） 2016年4期2016-09-28
- 定向气井临界携液流量预测新模型
司定向气井临界携液流量预测新模型陈德春1姚亚1韩昊1付刚1宋天骄1谢双喜21.中国石油大学（华东）石油工程学院2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司陈德春等.定向气井临界携液流量预测新模型.天然气工业，2016,36(6):40-44.摘 要针对定向井气体携液机理不清、临界携液流量预测误差较大等问题，基于定向井筒中液膜的受力状况，考虑气芯与液膜之间的剪切力、液膜与管壁之间的剪切力、流体重力和液膜前后的压差等作用，建立了定向气井临界携液流量预测模型，
天然气工业 2016年6期2016-07-06
- 气井携液临界流速多模型辨析
57061）气井携液临界流速多模型辨析娄乐勤1，耿新中2（1.中国石化中原油田分公司技术监测中心，河南 濮阳 457001；2.中国石化中原油田分公司天然气产销厂，河南 濮阳 457061）围绕气井携液临界流速的计算，有很多理论推导或实践回归模型。因为模型之间的差异很大，在模型选择与应用方面一直没有定论。通过多模型对比与辩证分析发现，模型之间存在基本恒定的比例关系，对井筒两相流动中液相存在形态认定的不同是模型之间的主要区别，没有一种模型可以对井筒连续携液工
断块油气田 2016年4期2016-03-13
- 大牛地低渗气田气井携液气量低的原因分析
牛地低渗气田气井携液气量低的原因分析张文洪1郑 峰1吴伟然1李克智1王志彬2刘岳龙1王锦昌11.中石化华北分公司, 河南 郑州 4500422.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室, 四川 成都 610500气井积液对气井产能有影响。预测气井临界携液气流量的理论有Turner模型(系数6.5)、Coleman模型(系数5.5)、杨川东模型(系数大于6.5)、椭球模型(系数2.5)和球帽模型(系数2.25)等,各模型计算结果相差较大。我国渗透性较好
天然气与石油 2016年5期2016-02-16
- 苏里格气田气井积液诊断方法探讨
着对影响气井临界携液的因素进行分析文章，最后，利用筛选出的临界携液模型结合采气曲线编写出积液诊断软件。苏里格气田；模型；积液；诊断；软件气井产水会在管柱中形成水气两相流动，增加气井的能量损失，造成气速和井底压力的下降，使天然气没有足够的能量将水带出井筒，最终在井筒形成积液将气井压死。避免气井积液发生的关键是保证有足够的天然气速度将水或凝析液携带到地面。因此，准确确定气井的临界携液流速或流量，提前预测气井积液，对于延长无水采气期，提高气藏采收率有重要指导意义
石油化工应用 2015年4期2015-10-26
- 致密气藏水平井速度管下入时间确定方法
度、利用井筒临界携液流量和生产动态数据相结合确定速度管下入时间的理论计算方法。1 下入时间计算1.1 研究思路气田的生产实践经验表明，随着气藏开发不断深入，气井必然积液。井筒积液会增加井筒回压，导致气井产能降低，严重时造成气井停产。在气井的实际生产中，提高排液能力对于气井减少积液、保障连续生产具有十分重要的意义。如果能在气井开始积液时增强气井的排液能力，就能大大地改善气井的生产情况。故本研究从积液的角度应用临界携液流量模型计算速度管下入时间。先选择适合水平
断块油气田 2015年4期2015-05-14
- 临界携液流量与流速沿井筒分布规律研究
10016）临界携液流量与流速沿井筒分布规律研究宋玉龙1，杨雅惠2，曾川1，丁磊1，赵润东1，袁玥3（1.中国石化华北分公司第一采气厂，河南 郑州 450042；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；3.中国石化西南油气分公司，四川 成都 610016）随着大牛地气田的不断开发，气井压力逐渐降低，气井积液越来越严重，准确预测气井的临界携液流量与流速对气井的配产以及积液判断有着重要的意义。除了寻找适合本气田的临界携液流量模型外，还要
断块油气田 2015年1期2015-02-20
- 苏里格气田井下节流参数优化
节流油嘴是否利于携液这一生产技术难题，建立了带井下油嘴的产水气井压力、温度模型。在井下一级节流方面，对比分析了节流前后气液流速、持液率、液体体积流量、举升压降等参数，井下节流后气体流速增幅远大于液体流速，使液体持液率下降，但液体体积流量增大，即携带相同体积流量的液体所需的临界气量更小，证实了井下节流对携液有利。据此在卡瓦安全的前提下推荐井下一级油嘴位置为距产层顶部300～500m。在井下二级节流方面，从节流压降、温降入手对比分析了“下小上大”和“下大上小”
长江大学学报(自科版) 2015年14期2015-02-19
- 深层凝析气井临界携液模型优化研究
深层凝析气井临界携液模型优化研究周 朝1，吴晓东1，刘雄伟2，黄 成2，汤敬飞1(1.中国石油大学，北京 102249；2.中国石化西北油田分公司，新疆 阿克苏 842017)以Turner模型为代表的临界携液流量模型在预测积液位置和表面张力方面均存在不足，导致积液预测结果与凝析气井实际情况偏差较大。为提高积液预测精度，考虑临界携液流量和表面张力沿井筒的差异分布，取井筒中临界携液流量的最大值作为积液判断标准，并根据不同温度、压力条件计算对应的表面张力。同时
特种油气藏 2015年6期2015-02-17
- 泡沫排水和压缩机气举的综合应用
二、气井井筒最小携液量理论计算1.气井井筒流态气井井筒内气液上行流态类型如图2所示。2.井筒内最小携液产量在采气工艺优化过程中,气井临界携液流量是非常重要的一个数据,通过其与实际产量的比较可以判断产水气井井底是否产生积液,为采取相应的排水措施提供依据，在气举过程中，合理确定气井临界携液流量，是气举成功的关键因素。临界携液流量的预测方法：目前现场大多采用特纳(T Ume r)公式进行计算,其是以球形液滴为基础推导出来的模型，而根据力学取得的最新成果,气井携液
化工管理 2014年29期2014-12-12
- 气井携液临界流量计算新方法
712）气井最小携液临界流量是气田开发方案编制非常重要的一个数据［1-15］，它决定着气井生产管柱直径的选取与出水气井的合理配产，目前现场大多采用Turner公式和西南石油大学李闵教授提出的修正公式进行计算。Turner 公式和李闵公式分别是以液滴为球形和椭球形为基础推导出来的［16］，但这2 个公式在计算过程中都将界面张力作为常数来计算携液流量，没有充分考虑气水界面张力对临界携液流量的影响；而实际上界面张力是温度与压力的函数，不同的温度和压力都将影响界面
断块油气田 2014年3期2014-06-15
- 水平气井连续携液实验研究及模型评价*
00水平气井连续携液实验研究及模型评价*王 琦1，李颖川1，2，王志彬1，程金金21.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500 2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川 成都 610500水平气井较直井更难于连续携液，为了研究水平气井连续携液问题，利用可视化水平井气水两相井筒管流模拟实验装置（垂直段6 m，水平段10 m，倾斜段6 m）模拟水平井气液两相流动，对比观测直井段、倾斜井段、水平井段的流动型态。实验表明：水
西南石油大学学报(自然科学版) 2014年3期2014-06-07
- 一种计算苏里格气田最小携液流量的方法
算苏里格气田最小携液流量的方法马海宾1，2冯朋鑫1，2王宪文1，2徐文龙1，2茹志娟1，2宋汉华1，2（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西 西安 710018）气井最小携液流量是采气工程方案编制的一个重要参数，目前现场主要应用的是Turner、李闽和王毅忠模型进行气井最小携液流量计算，结合苏里格气田的实际情况，提出采用动能因子计算苏里格气田积液气井的判断标准，摸索出了与苏里格
天然气技术与经济 2014年6期2014-02-18
- 高气液比气井临界携液气流量计算新模型
高气液比气井临界携液气流量计算新模型周舰1，王志彬2，罗懿1，李颖川2，李璇1（1.中国石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州 450006；2.西南石油大学石油工程学院，四川成都 610500）基于气井井筒积液对气藏开发的危害性，在现有携液模型的基础上，利用受力平衡理论和能量守恒原理，建立了气井临界携液气流量计算新模型；通过引入新模型系数，对液滴大小及液滴变形特征进行了综合表征。模型计算结果表明，新模型系数随压力增大而增大，有效地弥补了现有携液模型存在的
断块油气田 2013年6期2013-07-05
- 连续油管排水采气工艺技术在苏东41-33区块的应用
气井在生产中后期携液能力差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，结合苏里格气田现场情况，开展了连续油管排水采气工艺试验。依据管柱优选理论,根据不同油管规格临界携液流量的不同，优选临界携液流量低、油管磨阻小的∅38.1mm油管作为生产管柱,通过对2口井试验前后油套压差和产气量对比分析发现,采用该油管有助于提高气井携液能力,取得了良好的排水采气效果。苏里格气田;苏东41-33区块;连续油管;排水采气苏东
长江大学学报(自科版) 2012年22期2012-11-22
- 海上气井携液临界流量模拟分析研究*
确确定气井的临界携液流速或流量，提前预测气井积液，对于延长无水采气期，提高气藏采收率有重要指导意义。这就意味着，在气藏开发的前期研究设计阶段，确定合理的气藏配产非常重要。特别对于深水气井，由于后期修井维护作业十分昂贵，在前期研究设计阶段充分考虑气井的携液能力，采取合理的采气速度，确定合理的气藏开发指标，保证整个开发期限内气井的正常生产意义重大；另外，气井的携液能力对于确定合理的经济年限和气井的废弃时间也都有重要的指导意义；对于已经投产的气井来讲，根据气井的
天然气勘探与开发 2012年1期2012-01-11
- 不同产能气井携液能力的定量分析
公司不同产能气井携液能力的定量分析刘捷1廖锐全1赵生孝2长江大学石油工程学院 2.中国石油青海油田公司在老气田的生产开发过程中,井筒积液是一个非常严重的问题。为了保证气井不产生积液,国内外很多学者对气井的最小携液流量都进行了研究,建立了一系列的数学模型,但对气井产量大于临界流量时其液体能否被携带至地面的问题尚未深入探讨。为此,在井筒积液水力学分析的基础上,运用多相流理论,从垂直管柱内环雾流的动量方程出发,建立了气井最大携液量计算的数学模型,并利用VB软件实
天然气工业 2011年1期2011-12-18