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《天然气勘探与开发》2019,(4)
井下节流工艺作为一项低成本清洁采气技术,广泛应用于气田开发。但是东胜气田普遍产水,且液气比相对偏高,由于对井下节流技术应用条件认识不清,造成高液气比气井采用井下节流工艺后出现积液减产、水淹停产现象,影响了产液气井的连续稳定生产。通过分析井筒携液能力影响因素,发现气井压力越高、产气量越大、产液量越低,节流器下深越大、井筒携液能力越强。重点从排液角度出发,首次建立了一种考虑气井产能、举液能力和临界携液能力的井下节流技术应用条件识别方法,新方法符合率达95.8%,有效弥补该领域的理论研究空白。并以此为基础提出东胜气田井下节流技术应用条件,即要求气井井底压力大于7 MPa、产气量大于5 000 m~3/d、产液量低于5 m~3/d或最佳液气比低于2 m~3/10~4 m~3。现场应用表明,产水气井在井下节流+增压外输条件下防堵和排液效果明显,生产时率达99.2%,实现了产水气井清洁稳定生产。 相似文献
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持水率是水平井产液剖面测井的关键参数之一,水平井油水两相流流型由于受到井筒斜度影响复杂多变,导致准确测量持水率非常困难。根据中国水平井的开发特点,采用集流式测井方案,利用环形阵列电导传感器与周向阵列电导探针传感器组合的持水率测量实验样机,在水平井多相流模拟实验装置上对油水两相流持水率测量方法开展了动态实验研究。分析模拟井筒倾斜角对持水率测量传感器输出响应的影响,计算持水率测量误差。实验结果表明,在流量为3~200 m3/d时,持水率的测量范围为30%~100%;当油水两相流总流量小于60 m3/d时,持水率的测量结果要进行井筒倾斜角的校正;当油水两相流总流量大于60 m3/d时,持水率的测量结果受井筒倾斜角的影响可忽略。研究结果为水平井产液剖面油水两相流的持水率测量提供了一种新方法。 相似文献
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井下双级串联式水力旋流器数值模拟与实验 总被引:1,自引:0,他引:1
利用Euler-Euler法与大涡模拟相结合对井下双级串联式水力旋流器的分流特性和分离特性进行研究,并与实际实验结果相对比。结果表明:入口流量由20 m3/d增加到60 m3/d时,总分流比的范围逐渐变大,且第一、二级水力旋流器的溢流口流量之比与总分流比的变化关系是函数关系;在一定范围内,底流含油质量浓度随着入口流量的增大先减小后增大,随着总分流比的增大先减小后增大;入口流量为25~50 m3/d且总分流比为0.28~0.75时,底流含油质量分数不大于200×10-6;数值模拟预报的分流特性与实验结果一致,预报的分离特性与实验结果存在一定差异。该模拟解决了文献[23]提出的监测模型难以用于配带双级串联式水力旋流器井下油水分离系统工况诊断的问题,并给出了井下工况调节时总分流比的推荐范围,从而可以为现场应用提供一定指导。 相似文献
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气水同产井在生产过程中,由于地层能量逐渐下降易产生井底积液,严重影响了气井的产能,甚至会造成气井水淹停产,常用的排液采气工艺需要借助外部能量或更换生产管柱,工艺运行成本高。为此,以Turner模型为理论基础,设计了旋流雾化装置将井底积液雾化为细小的液滴,以便容易被携带出气井井筒;进而开展旋流雾化数值模拟、室内可视化实验及现场试验确定旋流雾化排液采气工艺关键技术参数。研究结果表明:(1)实施旋流雾化排液采气工艺使气井能够在不增加外部能量的条件下将井底积液排出,实现气井的连续携液生产;(2)该工艺具有对气井凝析油含量不敏感、作业方便、生产成本低及装置工作可靠性高等优点;(3)旋流雾化排液采气工艺关键技术参数为:最大下入井深4 200 m,工作温度120℃,气井气液比大于1 100 m~3/m~3、产液量小于20 m~3/d,工具外径58 mm或72 mm;(4)两口井现场应用效果好:水淹气井滴西17井成功复产并实现连续携液生产,大直径油管完井的K82006井携液良好且气井产气量稳定。结论认为,旋流雾化排液采气工艺作为一种不动原井生产管柱、不增加外部能量的排液采气工艺,值得推荐。 相似文献
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《石油机械》2020,(6):69-76
海上油田含水率持续增高,增加了采油平台的处理负担和井下的举升压力,因此有必要对海上特高含水油井开展井下油水分离研究。根据海上油田采出液物性参数,初步设计了6种适用的油水分离旋流器。考虑海洋平台井下油水分离工艺的限制、加工成本及精度与分离效果等因素,确定了BLXDL-D为最佳分离装置。针对变螺距螺旋导流式单锥旋流器BLXDL-D结构类型,采用数值模拟的方法对其主要结构参数进行了优化研究,对模拟的可靠性进行了室内试验验证。研究结果表明:BLXDL-D油水分离旋流器最佳的旋流腔长度为65 mm,溢流管直径为12mm,底流管直径为25 mm,此时旋流器分离效率可达到97. 23%,且压力损失相对较小;不同分流比下分离效率的试验值和模拟值最大误差为4. 79%,验证了数值模拟的准确性。研究结果可以为海上高含水平台的井下油水分离旋流器的设计和应用提供参考。 相似文献
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传统的油田集输工艺损耗能量大,运行成本高。鉴于此,基于Fluent数值模拟软件,采用RNG k-ε湍流模型和欧拉多相流模型对T形管分离器的流场特性以及油水分离过程展开研究。研究结果表明:油水两相速度分布规律基本相同,在主管中沿流动方向速度逐渐降低,分支管中速度最大,水相在主管顶部区域速度较小,在汇管中上述分布趋势更加明显;湍流在分支管和主管连接处、分支管和汇管连接处以及汇管上游较为剧烈,油水发生强烈掺混;入口流速对油水分离过程的影响较大,流速越大,流体的停留时间越短,分流扰动后恢复为分层流更加困难;流速越大,油水剪切作用增强,油滴更均匀分散在水中,混合层携带更多的油相,故操作中需要确定最佳流速;随着含油体积分数增大,混合层厚度增加,最终分离效率呈现先缓慢增加,后逐渐下降的趋势;分流比较低时,汇管主要流出底层水,分离效率较低;随着分流比增大,汇管的流量增大,油水间扰动增强,流体流经汇管携带了部分混合层流体,分离效果明显提升;但分流比继续增大,混合层全部流入汇管后,油层开始流入汇管,此时分离效率随着分流比的增大呈线性降低。基于研究结果,最优操作参数为:入口流速0.10~0.30 m/s,入口含油体积分数5%~9%,分流比0.5~0.7。研究结果为油水分离提供了新思路,可为探究高效分离效果的设备结构设计和优化提供参考。 相似文献
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相对于单原理油水分离方法而言,利用旋流+膜联合原理进行油水分离是一种新的油水分离方式。为提高井下油水分离性能,探讨一种联合原理的油水分离器。建立旋流+膜联合油水分离器的物理数学模型,并用数值模拟的方法计算其中的流场分布规律,针对不同分流比、入口流速和入口含油体积分数对其性能进行系统研究。结果表明:分流比的变化影响第一级和第二级出油口相汇流动规律,应用时应进行性能核算从而保证两级分离的效果;随着入口流速的增大,旋流+膜分离性能逐渐更优,若流速过低,则旋流+膜分离性能较差;随着入口含油体积分数增大,旋流所分离的油相占比减小,留给膜分离的油相占比增大,即含油体积分数较大时,旋流+膜联合油水分离的应用更有必要。 相似文献
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利用重力式油水分离模拟试验装置,以柴油和水为试验介质,通过分析入口和油出口、水出口的油水分离效果以及液滴粒径的分离效率,研究了7种物理聚结构件对油包水乳化物的分离特性。研究结果表明,对于水包油型乳状液,亲油性聚结填料的油水分离效果要优于亲水性聚结填料,表面粗糙的亲油性聚结填料油水分离效果要优于表面光滑的聚结填料;板间距越小,油水分离效果越好;粒径分析方法得到的结论与入口和油出口、水出口的油水分离效果所得到的结论一致,聚结构件能进行有效分离的粒径为20μm以上。 相似文献
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目的 石油开采及运输过程中产生的含油污水中大多含有泥-砂等固体颗粒,为了提高油、水、砂混合液的分离速率,设计了一种一体化的油、水、砂预分离设备,并对其进行实际能力测试。方法 基于正交试验使用数值模拟方法对设备的旋流油水分离单元进行了结构参数优化,并探究了最佳操作条件,通过实例验证模拟的结果是否准确、设计的设备尺寸是否可行。结果 通过正交试验模拟优化出的旋流器主直径为66.5 mm,溢流口直径为4.6 mm,底流口直径为14 mm,大锥角为20°。在该尺寸下进行了最佳操作条件的探究,当油相体积分数为10%时:模拟得到最佳入口流速为15 m/s,溢流分流比为15%,除油效率为83.1%;实例试验的最佳入口流速为15 m/s,溢流分流比在15%~20%之间,除油效率为79%。结论 数值模拟的结果与实验结果基本一致,优化的设备能够满足油水分离预处理的要求,具有良好的应用前景。 相似文献
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杨晓培 《油气地质与采收率》2012,19(2):72-74
河南油区稠油油藏通过直井蒸汽吞吐取得了较好的开发效果,但部分储量丰度较差的浅薄层稠油油藏及叠瓦状分布的条带状边水稠油油藏,采用常规直井开发,单井可采储量低,很难取得经济效益。为合理开发河南油区稠油油藏未动用储量,利用数值模拟技术,结合其地质特点,开展水平井开发技术研究,优化了水平井及注采工艺参数。结果表明:水平井目的层段垂深应大于150m;最佳水平段长度为80~150m;水平井与油水边界的距离大于60m后,基本未见边水入侵;水平井与断层距离大于20m时,断层不会开启;井底注蒸汽干度大于50%,开发效果明显改善;第1周期注汽量为2000t,油汽比和周期产油量均较高,分别为0.54t/t和1000t,吞吐效果较好;当注汽速度为300t/d时,优选注汽压力为14MPa、排液速度为20t/d左右比较合理。 相似文献
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