水平井段连续携液理论与试验研究

在水平井筒中,地层产出的液体由于重力作用在较短的距离内就会沉降在水平井段底部,以液膜的形式沿着井底向气流方向移动,因而水平井段中连续携液临界气速的计算方法与直井段不同。在水平井段中分层流是主导流型,管底液膜厚度相比之下远大于管顶,是导致水平井段积液的主要因素。从水平井段液膜的流动和分布机理出发提出了分层流模型、携带沉降机理模型与Kelvin-Helmholtz波动理论3种水平井段连续携液临界气速的计算模型,并制作水平井段连续携液试验装置进行了试验研究。结果表明,气液界面不稳定波动携液在水平井段连续携液中处于主导地位,可将基于Kelvin-Helmholtz波动理论的临界气速计算式作为水平井段连续携液临界气速的计算公式。     

大斜度高液气比气井连续携液气流速预测方法

南堡油田天然气井液气比高,井型以定向井、大斜度井为主,现有携液液膜模型未充分考虑倾斜角的影响,导致临界携液气流速计算不精确。基于倾斜管环状流液膜厚度分布实验数据,提出了倾斜管底部液膜厚度与垂直管环状流液膜平均厚度之间的关系式,确定了垂直管液膜平均厚度以及界面摩擦因数的经验关系式,建立了大斜度高液气比气井临界携液气流速预测新模型。实验和生产数据表明,模型准确可靠,临界携液气流速平均误差?7.67%。该模型是对现有定向井携液理论的发展和完善,有助于提高气藏大斜度井的管柱设计水平、气井配产水平以及气井投产后的积液诊断能力。     

海上天然气水合物降压开采气液管柱设计及优化研究

海上天然气水合物试采过程中易出现产气量低、气液段携液率低、井底压力波动大等作业风险,水合物现场试采经验匮乏,且试采管柱设计不足严重制约了天然气水合物的安全高效开发。以气液管柱为研究对象,提出了光滑管柱内嵌线圈的线圈管结构,模拟预测了水合物降压开采过程中线圈管的产气产水概况,基于海域天然气水合物开采气液管柱多相流动模型,初步证实了线圈管柱稳定管内气液两相流的可行性,分析了线圈螺距、线圈直径等参数对管柱压降、出口流量和携液量的影响关系。结果表明：水合物降压开采初期累积产水量与累积产气量上升较快,开采后期上升速度缓慢,整个开采周期平均产气产水速率分别达到73 238 m³/d、295 m³/d;管柱内嵌线圈的方式降低了管内压降变化幅度,使管内气液两相流更加稳定,管柱携液效率也显著提高;线圈管压降及出口流量随线圈螺距和直径增大而呈下降趋。本文研究成果对海上天然气水合物安全高效开采具有重要的指导意义。     

高液气比气井临界携液流量计算方法

高液气比气井环状流场中的液相主要以液膜形式被携带,从液膜逆流角度建立气井携液模型比从液滴回落角度建立更为合理,因此研究了倾斜管低边液膜厚度、平均液膜厚度和气液界面摩擦因数的计算方法。基于液膜受力平衡和动量守恒,建立了适用于不同井型（直井、定向井、水平井）的液膜携带机理模型,得到了临界携液流量的理论计算方法;基于机理模型宽范围计算结果,建立了类似Belfroid模型的经验关系式。Belfroid模型中经验系数为常数,而文中提出的经验系数随管径增大而增大,随液相表观流速增大先增加后减小,随温度增加而减小。根据南海西部产水气井实例验算,积液预测准确率达100%,说明该方法具有较高的预测精度,可为海上和陆地气井积液预测提供理论支撑。     

气井连续携液机理

平行气流中的液滴趋于椭球状,而低黏度液滴临界韦伯数 We_crit 相差较大,在2.2~60变化,而已有的携液模型未综合考虑液滴变形和液滴尺寸差异对气井临界携液气量的影响。根据液滴质点力平衡理论,笔者导出了气井临界携液气量预测新模型。新模型引入的特征参数 C_k,Wecrit 综合考虑了液滴变形和最大液滴尺寸差异对携液气量的影响。根据一般能量守恒原理,推导出了液滴变形程度与临界韦伯数的函数关系,计算结果与实验数据和DDB模型预测结果一致,误差小于6%。新模型的关系式系数 C_k,Wecrit 在2.14～4.79变化,而根据文献数据和国内气田临界气流量反算的系数 C_k,Wecrit 在1.86~5.0变化。新模型从机理上解释了各气田临界携液气量相差较大和个别气田临界携液气量较低的原因,并以大牛地气田为例介绍了该模型的应用。     

积液井气相携液能力影响因素的数值模拟

气井开采后期,井底积液是中低产气井中普遍存在的问题。随着井底积液的堆积,会对井筒造成水锁效应,影响采气过程。为解决这个问题,使气井恢复平稳生产,研究气相携液能力影响因素对后期排水采气有实际指导意义。通过VOF(Volume of Fluid)多相流模型模拟了在井底积液情况下气液两相流动过程,研究气量和井径变化对气相携液能力的影响,确定了积液井的临界携液气量和井径值。模拟结果表明,气相携液过程中受液体下落上升现象的扰动,井筒出现段塞流、搅动流和环状流流型;井口气相速度分布图呈中部峰值、两端低值的特征,且峰值随气量的增加和井径的减小而增大;气相携液能力随气量增加而增强,随井径的减小而增强;0.125 m管径积液井临界携液气量值为1 700 m~3/d,其携液率高于50%;200 m~3/d气量的积液井临界携液井径值为0.045 m,其携液率达到70%;模拟结果与临界携液模型计算结果吻合较好。     

气液界面形成气体水合物的实验研究

实验观测了静止气液界面气体水合物的形成,通过分析讨论在不同的气相压力和反应釜温度下界面处形成气体水合物的生长形态、诱导时间、生长时间以及生长速率的变化,揭示了气液界面水合物的成核以及生长规律。随着压力的增大和温度的降低,水合物膜的成核时间和生长时间都随之减小,水合物膜平均生长率呈现增长趋势;在一定的压力和温度下,当水合物膜生长到一定程度时生长形态基本无变化。     

海洋气水同产井井筒中天然气水合物非平衡生成风险预测

受海水低温环境的影响,气水同产井井筒中天然气水合物(以下简称水合物)非平衡生成问题突出,增加了井筒堵塞等安全事故发生的风险。为此,基于前人建立的甲烷水合物相平衡模型、水合物生成与分解动力学模型,建立了含水天然气采出过程中井筒温度和压力分布模型、海洋气水同产井水合物非平衡生成与分解理论模型;然后基于有限差分法进行数值模拟计算,形成了一套适用于海洋气水同产井生产过程中水合物非平衡生成风险预测方法(以下简称水合物生成风险预测方法);在此基础上,采用某陆上产气井LN-X的数据对该预测方法的可靠性进行了验证,进而研究了不同参数影响下海洋气水同产井井筒中水合物的非平衡生成与分解规律。研究结果表明:①随着日产气量增大或含水率升高,井筒中生成水合物的区域范围减小,同时水合物物质的量也减小,井筒越不易被堵塞,对海洋气水同产井的安全生产越有利;②井口油压越大,井筒中生成水合物的区域范围越大,同时水合物物质的量也越大,越容易堵塞井筒,对海洋气水同产井的安全生产越不利;③不同海面温度下水合物生成区域的范围一致,并且水合物分解区域的范围也一致,水合物物质的量仅在井口位置附近有差异,海面温度越高,水合物物质的量越低。结论认为,所形成的水合物生成风险预测方法可靠,可以为海上气藏的安全生产管理提供理论指导。     

气井积液机理和临界气速预测新模型

井筒积液是气井生产过程中面临的问题之一,积液会导致气井产量降低,严重情况下甚至造成气井停产。准确预测气井临界携液气相流速可以及时采取措施以预防积液的发生。对比最小压力梯度模型、液滴模型和液膜模型并分析积液实验的结果表明,液膜反向是气井积液的主要原因。根据液膜在不同气速范围内速度分布规律,将液膜与管壁剪切应力为0对应的气速作为气井积液临界气速。基于环雾流型并考虑到管径、液相流速、气芯中液滴夹带等因素的影响,构建了适用于垂直气井积液预测的零剪切应力模型。利用实验数据和现场数据对新模型及已有的积液预测模型进行对比验证,以模型预测结果正确率和预测误差为评价指标。结果显示,新模型的预测效果优于其他模型,基于零剪切应力的新模型能够较准确地预测气井积液。     

气井积液机理和临界气速预测新模型

井筒积液是气井生产过程中面临的问题之一,积液会导致气井产量降低,严重情况下甚至造成气井停产。准确预测气井临界携液气相流速可以及时采取措施以预防积液的发生。对比最小压力梯度模型、液滴模型和液膜模型并分析积液实验的结果表明,液膜反向是气井积液的主要原因。根据液膜在不同气速范围内速度分布规律,将液膜与管壁剪切应力为0对应的气速作为气井积液临界气速。基于环雾流型并考虑到管径、液相流速、气芯中液滴夹带等因素的影响,构建了适用于垂直气井积液预测的零剪切应力模型。利用实验数据和现场数据对新模型及已有的积液预测模型进行对比验证,以模型预测结果正确率和预测误差为评价指标。结果显示,新模型的预测效果优于其他模型,基于零剪切应力的新模型能够较准确地预测气井积液。     

A Study on the Formation and Removing Mechanisms of a Gas Hydrate Slug in Gas Pipelines

Most of the existing hydrate prediction models cannot describe the formation process of hydrate slug in gas pipelines. The authors developed the physical model of hydrate formation state in gas pipelines, and the corresponding mathematical model is proposed by utilizing the theories of heat transfer, multiphase flow, and phase equilibrium. The formation process of hydrate slug is described by simulation, and the removing mechanism of hydrate slug using depressurization is analyzed. The change of related parameters is obtained. which can effectively provide theoretical guidance for preventing and removing the hydrate slug.     

定向气井临界携液流量预测新模型

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,并推导了该预测模型相对于Turner模型的修正系数。敏感性分析结果表明,修正系数主要与油管内径和井斜角有关,受管壁摩擦系数的影响较小;同时还给出了修正系数速查表,以便于实际中使用。现场实例计算分析结果表明:1所建立的预测模型计算误差小于5%,与定向气井临界携液流量常用计算模型相比,计算精度提高10.03%~48.72%;2计算结果与现场生产实际更加吻合,可准确地预测定向气井的临界携液流量。该研究成果对定向气井合理配产、携液动态预测具有指导意义和实用价值。     

高气液比气井临界携液气流量计算新模型

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拙上,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不足。现有携液模型及新模型的适应性分析结果表明,新模型在高、低压气井中均具有良好的适用性。现场应用新模型有效预侧了大牛地气田气井的积液状态,为产水气藏的有效开发提供了有力的技术支持     

考虑液滴夹带的气井连续携液预测模型

在有水气藏开发过程中，随着气藏压力的降低和含水量的增加，井筒内的气相能量不足以将水携带到地面，导致井底积液，从而影响气井产量，严重时甚至压死气井，造成停产。准确预测气井临界携液流速对判断气井是否积液和优化气井配产具有重要的意义。基于液膜携液假设，通过气液两相流受力平衡分析，建立了考虑液滴夹带影响的气井连续携液预测模型。模型引入了基于临界液膜流量和临界气相流速的液滴夹带判据，并采用了考虑液膜雾化与液滴沉积动态过程影响的液滴夹带率计算公式。结合实际气井生产数据，所建立模型与现有的液膜临界流速模型的对比结果表明，该模型的预测结果与气井实际状况更加吻合，可用于气井积液的判断。     

深水油气管线天然气水合物生成条件预测方法及应用

在深水油气田开发中,为了有效防止天然气水合物的生成,迫切需要对天然气水合物生成条件进行准确预测。为此,根据深水环境压力高和多温度梯度的特点,应用气液两相流理论与传热学原理建立了适用于深水油气管线的温度预测模型;在现有实验数据的基础上,对5种天然气水合物预测方法进行了对比优选,结合Beggs-Brill方法建立了预测深水油气管线天然气水合物生成条件的模型,并编制了相应的计算程序。实例研究结果表明,管线流量越大、绝热材料导热系数越小、绝热层厚度越大、停产时间越短时,天然气水合物的生成区域就越小。该模型可用于制订合理的管线流量指标、选择恰当的管线保温材料和准确计算无接触时间,对深水油气田的安全生产提供了技术支持。     

基于能量守恒定律的气井井筒携液工况诊断模型

井筒积液的产生对气井稳产有着较大的不利影响,而现有的井筒积液诊断方法又存在着应用局限性。为了明确产液量较大时气井井筒中两相流的携液机理、准确诊断井筒积液存在情况、合理制订气井生产措施,在前期研究的基础上,基于能量守恒定律,建立了气液两相垂管流的携液工况诊断新模型,通过与现场实践统计、室内实验数据进行比较,对新模型的准确性进行了验证,并采用新模型对某产液气井的携液工况进行了分析。研究结果表明:①产液量较少时,新模型计算得到的临界携液气量明显低于Turner模型的计算结果 ;②随着产液量增大,采用新模型计算得到的临界携液气量逐渐增大,并且压力越高,临界携液气量增大越明显;③气液两相垂管流的流型可分为气泡流、段塞流、过渡流、波浪流和环雾流5种,当两相流型为过渡流、波浪流或环雾流时,井筒中不存在积液。结论认为,新模型计算结果与现场实践统计、室内实验结果基本一致,诊断结论符合实际,具有普适性,可以为产液气井的携液工况诊断和积液预防提供理论支撑。     

油气集输管线中气液两相团状流

针对油气集输管线中气液两相团状流的流动机理和特点,将每一段塞单元划分为带液层的气塞区和液塞区两个区域.对气塞区,采用分流模型建立了其水力计算模型;对液塞区,采用均流模型建立了其水力计算模型,并用实验数据关联了液塞区气液混合物的沿程阻力系数与雷诺数之间的相关式.通过气塞区和液塞区水力计算模型的结合,给出了团状流的水力计算模型.经大庆油田12井次实际生产数据检验,该水力计算模型所预测的压力梯度比传统的按流动状态所预测的压力梯度更符合实际值.