高含水气井井筒压力计算新方法探讨

从气体稳定流动能量方程出发，运用两相流知识，详细讨论了模型推导中涉及的气-水井流密度、气-水井流质量流量、气-水井流体积流速、气-水井流Moody摩阻系数的计算方法，给出了各参数采用我国法定计量单位的实用公式，最后将各参数计算公式代人气体稳定流动能量方程，得出适用于高气水比气井井筒压力计算的修正Cullender和Smith模型。文中同时给出一计算实例，对比了采用传统Cullender和Smith模型和文中提出的修正Cullender和Smith模型进行了气井井底流压和井筒流压分布计算，其结果良好。     

含水气井井筒压力计算方法

Cullender和Smith模型是计算气井井底压力的首选方法。从气体稳定流动能量方程出发,运用两相流知识,讨论了模型推导中涉及的气-水井流密度、气-水井流质量流量、气-水井流体积流速、气-水井流Moody摩阻系数的计算方法,给出了各参数的实用公式,将公式代入气体稳定流动能量方程,得出适用于高气水比气井井筒压力计算的修正Cullender和Smith模型。经计算实例对比,新模型效果良好,计算精度可以满足测试要求。     

高压气井钻进过程中控制回压值研究

对于高压气井特别是含硫气井安全钻井的控制回压值确定,目前还没有明确结论。文中以漂移流动理论为基础,建立了高压气井带回压井筒气液两相流动计算模型,并结合算例采用数值方法分析了不同井口回压对气体膨胀抑制效果及井底压力的影响。在综合考虑抑制气体膨胀、控制井底压力降低幅度、井控装备工作安全和不同回压下井控人员心理压力等因素的前提下,给出了保持高压气井钻井安全宜施加2～5 MPa井口回压的建议。     

注N2井井筒温度压力耦合下的井底流压计算

在注N₂提高采收率的过程中,井底流压的大小是影响驱油效果的重要因素,在计算气井的井筒压力分布时,通常采用Cullender-Smith模型。但是氮气的物性参数随温度和压力的变化而变化,为了精确的计算注氮气井井底流压的大小,以注水井转注氮气井作为研究对象,根据垂直管流的能量平衡方程,结合适用于氮气的物性参数密度、黏度、偏差因子及摩阻等计算方法,提出了注氮气井井筒温度和压力分布耦合的井底流压计算模型,应用四阶龙格－库塔迭代方法,用MATLAB软件计算了井底流压的大小,最后评价了注氮气井的启动压力、注气速度和井底流压的关系。根据对红浅井区氮气试注试验的测井数据分析,表明新压力预测模型计算结果与现场实测结果相吻合,注气初期注入压力受注入量变化影响较小,注入压力高低主要与储层物性有关。     

气井测压方法探讨

本文讨论了通过改变气井产量（或称气井工作制度）测取井口压力资料，利用Cullender和Smith计算模型计算井底压力，选用Russell两产量试井分析方法进行资料整理，确定气层平均压力的方法。通过现场测试和编程计算证实是一种比较精确的计算方法。折算压力平均相对误差小于2％。     

苏里格气田井底流压简易计算方法及应用

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。     

气井气液两相管流压降计算模型评价与优选

目前工程上常用的气液两相管流压降计算模型建立的基础不同,其适用条件均具有一定的局限性。特别是含水气井,不同气水比时,气井井底流压计算结果差异大,影响气井生产动态分析和优化的准确性。鉴于此,文中整理了国内外102组气井生产实测数据,对8种常用气液两相管流压降模型进行评价与优选。结果表明:气水比大于2 441 m~3/m~3时,Hagedorn-Brown模型和Gray模型计算结果与实测数据最吻合,平均相对误差最小;气水比小于2 441 m~3/m~3时,Beggs-Brill模型计算结果与实测数据最吻合,平均相对误差最小。因此,气水比大于2 441 m~3/m~3的气井推荐使用Hagedorn-Brown模型或Gray模型计算,气水比小于2 441 m~3/m~3的气井推荐使用Beggs-Brill模型计算。     

建立气井产能方程及计算地层压力的新方法

气井产量取决于井底流动压力，所以气井产能方程应该能够直接描述流压与产量的关系。文中基于气井二项式产能方程，提出了可以直接反映流压与产量之间关系的二元回归形式的产能方程模型。介绍了该模型的基本原理并进行了实例分析。该模型可以预测地层压力。     

气井油管流压梯度计算方法的改进

从２０世纪40年代气井平均温度和平均偏差系数计算井底压力的文章发表以来，又有不少新算法相继问世，Cullender & Smith^［1］和Aziz^［2］发表的计算方法可谓是诸法中的姣姣者。在如何算准气井复杂井流油管流压梯度方面，沿循Cullender & Smith的思路，但做了三方面改进：一是对原来积分中的被积函数进行了置换；二是没有将油管全长等分为二进行计算，300 m一个步长，从井口依次算到管鞋；三是将被积函数中的温度变量直接植入大庆地区气井的实测资料，以提高计算精度。比较改进前后的计算结果，并用实测资料验证，表明使用该方法计算的井底压力值更准确。     

气井井流动能析及考虑动能项的井底流压计算方法

在采气工艺中,利用井口压力计算井底压力及井筒压力分布是一项常用计算.进行这项计算的实用公式都是从气体稳定流动能量方程入手,经过一定的假设、简化推导而得的,其中的一项假设即是将总能耗之一的动能项忽略不计.然而,误差分析表明,此项假设仅适用于某些生产条件,如动能损失在总能耗中所占份额较小、测压仪表精度低等等.文章从气体稳定流动能量方程出发,首先推导并定义了动能因子(C),即动能损失占总能量损失的分数,其大小主要取决于油管直径、流量和计算管段上的平均压力.然后利用推导出的动能因子的实用公式,结合川东地区情况,分别对￠50.8、63.5、76.2mm油管,利用实用公式计算了气井产量在(1060)×104m3/d、井口流压在230MPa范围内取不同值时动能因子的数值.根据计算结果,从工程观点出发,选取C＜10-3作为一判别值,认为只要C＜10-3,则利用井口流压计算井底压力时动能项就可以忽略,否则应该予以考虑.最后文中给出了考虑动能项的井底压力计算实用公式.     

高气液比气井井底流压计算方法研究

为解决高气液比气井井筒温度分布和压力计算精度低、计算方法可用性差的问题,运用热力学、传热学以及两相流理论,对气井稳定连续生产时的流动特征和传热过程进行分析,采用Beggs和Brill普适化相关式,结合Kelessidis和Dukler流型判别方法及温度分布计算模型,建立高气液比气井井底流压计算模型并针对新疆一口气井进行求解。在高气液比情况下,计算得到的温度分布及井底流压与油田现场测试数据对比,平均相对误差仅为3%,表明了文中的温度模型以及压力计算方法具有较高的精确性。模型计算所需参数容易得到,具有较好的实用性,可大面积推广应用。     

气顶底水油藏水平井临界产量计算方法

气顶底水油藏水平井临界产量是衡量水平井井筒是否过早水锥和气锥的一个重要因素,准确计算其大小对气顶底水油藏开发至关重要。 基于水平井井筒周围气顶与底水锥进原理,考虑水平井井筒周围椭圆形等压面,并将该等压面等效为发展矩形族,利用椭圆渗流原理推导了气顶底水油藏水平井临界产量计算模型。通过实例计算与对比,本文模型计算结果与数值模拟方法临界产量计算结果相对误差为 9.08%,且油层厚度较大时,两者之间的误差更小,说明本文模型准确性较好,实用性较强。敏感性分析表明,随着水平井无因次井筒位置的增大,临界产量呈现先增大后减小的趋势,且由于气水物性差异,临界产量在无因次井筒位置为 0.4 时取得最大值。因此,在利用水平井开发气顶底水油藏的过程中,应优选水平井井筒位置以保持较大临界产量。     

蛇曲井稳态产能计算模型

蛇曲井是一种新的复杂结构井，其生产井段起伏较大，不能直接用常规水平井产能公式计算其产能。以1口蛇曲井在无界地层中生产时引起的势分布为基础，根据镜像反映和势叠加原理，建立了底水油藏、气顶底水油藏及边水油藏中1口蛇曲井生产时的势分布和压力分布方程。考虑井筒流动和地层渗流的耦合作用，建立了蛇曲井的稳态产能计算模型，给出了模型的求解方法。实例计算表明：当井的水平段起伏较大时，不能将其处理为水平井，而应根据蛇曲井产能计算模型计算其产能，否则将导致产能预测出现较大偏差。     

欠平衡钻井安全钻进控制参数评价

欠平衡钻进过程中,气体侵入井筒后,环空出现多相流动状态。由于气体具有可压缩性,环空压力场随着气体的侵入及侵入量的改变而呈现复杂的变化．整个井筒压力剖面将出现波动。、为使地层气体可控制地侵入井筒．需要及时调节控制回压和钻井液排量,保证井底压力在安全密度窗口内,维持合理的井底欠平衡状态,以实现安全钻进。、文中根据欠平衡钻进井筒压力平衡关系,建立了井底压力控制模型。通过分析影响井底压力的参数．建立了影响井底压力控制的安全钻进控制参数模型．并以控制回压为例给出了具体的求解流程。以新疆某井为例．说明控制参数对井底压力和环空压力场的影响、研究结果表明：地层出气后,能够通过增加控制回压,采用正常循环排出的方式,将侵入气体排出井筒,实现安全钻进;增加钻井液排量,气液混合速度增大,环空摩阻增大．导致井底压力增加。     

水合物钻探井筒多相流动及井底压力变化规律

天然气水合物钻探过程中,破碎后的水合物碎屑伴随钻井液上升到一定位置后开始分解,分解出的天然气使井筒流动变为复杂的多相流,导致井底压力预测困难,甚至可能引发井涌等复杂情况。针对这一问题,考虑水合物分解和相变热的影响,建立了水合物层钻井中的井筒多相流动模型和传热模型。通过对模型的求解,分析了水合物分解临界点和井底压力的变化规律。结果表明,降低钻速和钻井液入口温度,有助于抑制水合物分解,稳定井底压力;增大排量,水合物临界分解位置降低,整个井筒中气体体积分数较小,井底压力较稳定;适当提高钻井液密度控制井底压力能够有效抑制水合物分解。在水合物层钻井时,应对以上参数进行优化,以避免因水合物分解而引发的事故。     

气井非稳态流井筒温度压力模型的建立和应用

国内外围绕井筒温度方面的研究主要集中在稳态流条件下,建立了较成熟的气井稳态流井筒温度、压力计算模型。但气井在生产过程中,由于生产组织和试井测试的需要,对其产量将进行调整,此时井筒管流属于非稳态流,已有的基于稳态流的井筒温度模型不适用于非稳态流的井筒温度计算。为此,通过分析井筒非稳态传热温度变化特征,根据井筒瞬态温度与稳态温度的关系,将任意时间点的井筒温度变化划分为递减、稳定和递增3种类型。采用微元时间段计算井筒温度和压力的思路,对定产量开井井筒温度模型进行改进,提出温度叠加递增井筒温度压力计算方法,并根据杜哈梅的等效叠加原理,提出温度叠加递减井筒温度压力计算方法,建立了气井非稳态流井筒温度压力模型,解决了变流量条件下气井井筒温度、压力的计算问题。通过实例分析对比表明,在气井开井和产量调整初期,气井非稳态流井筒温度压力模型比稳态流井筒温度压力模型计算更加准确,该模型适用于气井生产全过程,应用范围更广,符合生产实际。     

非均质气藏考虑压力计位置的产能方程校正方法研究

为了消除压力计位置对非均质气藏产能的影响,提出了压力计下入的位置或者压力的校正位置应该是地层系数为总地层系数的一半时的井底深度鼠处而不是储层中部,并且将压力计位置的井底压力校正到井底深度风处的压力,发现校正后的压降由重力压降和摩阻压降组成,并在此基础上推导了对压力校正到‰处的产能方程。从校正的产能方程发现,重力压降的影响并入到了井底流压中,而油气在井筒中的流动摩阻压降系数的影响并入到系数曰上。与压力计处于储层中部时产能方程相比,推导产能方程系数4没变,但是系数B由地层中的非达西系数和井筒中的摩阻压降系数组成。如果没有考虑方程的校正,当压力计处于储层上部时,生产压差偏小,摩阻压降增大,会使得系数口减小甚至可能出现负斜率,最终会高估了气井的产能;当压力计处于储层下部时,生产压差偏大,摩阻压降减小,使得系数B增大,最终会低估了气井的产能,这与该文的模拟结果是一致的。提出了考虑压力计位置影响的试井资料处理方法,该方法能够很好的评价气井的产能。     

CO2泡沫压裂井筒气-液-固三相流动模型

CO₂泡沫压裂技术具有低伤害、易返排、节约水资源等优点,已被广泛应用于非常规油气开采,但目前CO₂泡沫压裂液井筒流动模型大多只考虑气、液两相,忽略了支撑剂固相对CO₂泡沫压裂液流动性的影响。通过体积平均法将支撑剂固相与CO₂泡沫耦合建立气-液-固三相CO₂泡沫压裂液井筒流动计算模型,并与现场压裂井实测温度数据对比,温度平均误差仅为2.7%,验证了模型的正确性。实例计算表明:支撑剂固相会使CO₂泡沫压裂液井筒压力升高,井筒内温度和压力随支撑剂体积浓度的增加而增大,体积分数从0增加到0.3,井底压力增大9.0 MPa;泡沫质量增加会明显增大井筒内CO₂泡沫压裂液温度;增大质量流量会导致温度和压力降低,质量流量增加10 kg/s,井底压力降低5 MPa、温度降低0.4℃。研究成果可以实现CO₂泡沫压裂井筒气-液-固三相流动温度和压力等参数耦合计算。     

气井多相流水击数学模型的建立和求解

针对气井关井瞬间产生的水击现象,由于井筒多相流和高压、高温以及天然气的强可压缩性特征,用于水力学的常规水击压力模型难以适用。基于水力学水击理论,分析气井水击机理,根据质量守恒定律和牛顿第二定律,建立由运动方程和连续性方程组成的描述气井多相流水击压力的数学模型;根据该方程属于拟线性双曲偏微分方程的特点,结合气井压力测试和应用需要,建立了两类边界条件:一类适用于通过井底压力计算井口及沿井深的水击压力,另一类适用于通过井口压力计算井底及沿井深的水击压力;通过特征线法对水击压力数学模型有限差分离散求解。计算结果与实测压力对比结果表明,水击压力模型能够精确地反映水击压力的大小、水击周期和水击衰减规律,从而提高压力恢复试井早期段数据质量,改善试井曲线拟合效果,提高试井解释准确度。