偏差因子在富含CO2天然气井计算中应用

井筒压力、温度分布在气井的日常管理及气井设计、动态分析中足两个重要的参数,直接用烃类气井压力、温度模型计算富含CO2气井的压力温度,因CO2的性质和烃类差异较大导致计算结果不准确.为此,通过针对富含CO2气修正相应偏差因子,考虑CO2性质影响,基于质量、动量、能量守恒原理及传热学理论,建立预测井筒流体压力、温度分布的数学模型,进行井筒计算.通过计算,分析不同CO2含量情况下偏差因子、压力、温度及密度变化井筒中天然气相态变化情况,得出同一深度时压力随CO2含量的增加而变小,温度随深度增加趋于气藏温度,沿片筒向井口流速增高,向地层传热减少,井口温度增高,井口差异较大,在井口密度接近液相,即密度较大,越到井底密度越小,总的有从液相向气相过渡的趋势.     

超临界CO2钻井井筒压力温度耦合计算

超临界CO2钻井过程中,井筒温度和压力对CO2的密度、黏度、导热系数、热客等物性参数影响较大,这些参数的变化对温度和压力产生反作用.利用Span-Wagner基于亥姆霍兹自由能的气体状态参数计算方法,建立了超临界CO2钻井井筒压力温度耦合计算模型,并以超临界CO2连续油管钻井为例进行了实例分析.计算结果表明,钻杆压力和...     

CO2注入井井筒压力温度分布研究

根据垂直管流的能量平衡方程，结合Ramy井筒温度分布计算方法，推导出CO2在不同的注入速度、注入温度、注入时间等因素下的井筒压力、温度分布。以苏北油田草8井试注实测数据为例加以验证，计算结果：压力误差3．8％，温度误差2．5％。在此基础上进一步讨论了影响CO2注入井井底温度的因素，其中CO2注入速度为主要影响因素。     

CO2气井中水蒸气含量计算模型及变化规律

从CO2气井与天然气井的不同及CO2含量变化等问题出发,通过相应的能量守恒、传热学理论、状态方程及局部相平衡等建立相关压力、温度、湿度模型.利用模型相互关联偏差因子联立方程组求解,采用迭代计算方法和相应的数值积分方法,应用于CO2 气井的井筒水蒸气含量计算.结合油藏实例进行了计算,分析了不同CO2含量及产量下水蒸气分布规律.实例计算分析表明,CO2气井井筒中,水蒸气分布规律为随着CO2含量和产量的增加水蒸气含量也呈增加的趋势.实例验证了模型的适用性,为CO2气藏开采提供了相关基础数据和理论基础.     

CO2气井井底压力计算

根据垂直管流的能量平衡方程,运用CO2物性参数(密度,偏差因子及粘度等)的计算方法,结合CO2独特的井筒相态特征,得到了CO2气井的井底压力计算方法,对某CO2实例井的井筒压力分布进行了预测,预测结果较好.     

CO2井试采压力变化及其原因分析

为研究CO2气井井筒中压力的分布规律,根据CO2气体的物理性质、相态特征,分析了CO2气体开井、关井期间在垂直井筒内的相态变化;根据井口压力与井底压力之间的关系,分析了CO2气体在试采期间井口压力发生异常变化的原因.得出了CO2气体在垂直井筒内的相态变化规律,井口压力与井底压力呈非线性变化关系,井口压力不能准确地反映井底压力变化的认识.研究结果有利于CO2气井试采方法的改进.     

富含CO2凝析气井的腐蚀与防腐技术

富含CO2凝析气藏气井的腐蚀具有普遍性,作者对凝析气井多相流动腐蚀现象进行了阐述,分析了富含CO2凝析气藏气井的腐蚀机理是金属表面在酸性环境中形成微电池产生的电偶腐蚀作用的结果,研究了凝析气井多相流动腐蚀影响因素,包括温度、CO2分压、流速、相态的影响、流型等。提出了几种凝析气井腐蚀的防治的有效措施:不锈刚管、玻璃钢管,涂镀层油管,加入缓蚀剂,阴极保护,增加pH值,并以黄桥富含CO2凝析气田为例,指出对该富含CO2凝析气田所采取防腐措施是有效的。     

CO2井筒相变流动温度压力计算模型研究

CO2在井筒流动过程中的气液相变对井筒温度、压力分布的计算有较大影响。CO2流体在气液相变段的流动属于两相流动,目前常用的计算方法均未考虑该气液混合段的两相流计算。文章从传热学及两相流理论出发,建立了井筒流体相变过程中温度、压力分布的耦合计算新模型;考虑沸腾传热和凝结传热的影响,对流体相变过程中井筒总传热系数进行了修正。该模型主要创新在于可以对CO2流体相变过程中气液混合段的温度、压力进行求解,并能对该混合段气液组分含量变化的动态过程进行计算。运用此模型对吉林油田H75-29-7井压力、温度、质量含气率进行了计算,计算结果与实测结果对比显示本模型计算精度较高。     

地层水侵入对超临界CO2钻井井筒温度和压力的影响

为了研究sC-CO<,2>(超临界CO<,2>)连续油管钻井过程中地层水侵入对井筒温度和压力的影响,在综合考虑CO<,2>流体的黏度、密度、导热系数、热容、焦耳-汤姆逊系数等参数影响的基础上,建立了SC-CO<,2>连续油管钻井地层水侵入井筒流动模型,并采用各参数相互耦合的方法对井筒温度和压力分布进行了计算.结果表明,...     

凝析气井井筒压力计算

准确计算凝析气井井底压力是正确预测产能、合理制订生产方案的关键,近年来凝析气井压力计算重点考虑黑油模型和组分模型的差异,而对优选气液两相管流压降模型的重要性却认识不足。为此,采用Govier-Fogarasi公开发表的94口凝析气井实验数据对工程常用的无滑脱模型、HagedornBrown、Orkiszewski、Gray、MukherjeeBrill、HasanKabir分别按黑油模型和组分模型预测井筒压力。井底流压和压降梯度统计评价结果表明:两相流模型的选择对凝析气井井筒压力预测结果影响较大,而组分模型和黑油模型对部分两相流模型在一定条件下对凝析气井井筒压力计算产生影响;推荐使用Gray模型+黑油模型和HagedornBrown模型+组分模型来预测凝析气井压力剖面,并给出了无滑脱模型的适用条件(液气比为0.5~5m3/104 m3、产气量大于5×104 m3/d);最后指出,采用组分数据计算凝析气井压力剖面时,其数据选择尤为重要,否则预测的误差会增大。该研究成果对于凝析气藏的高效开采具有重要的意义。     

高温高压气井关井期间井底压力计算方法

常规的井底压力预测方法认为,气井关井后压力恢复初期井口测压受到井筒储集效应影响,后期受温度降低引起的续流影响,并且在压力恢复期间井筒中不存在流体的流动。但是,新疆克拉2气田部分高温高压气井的实测结果表明,关井后测得的井口压力恢复曲线总体呈下降趋势,与常规方法所计算的压力曲线并不一致。对高温高压气井关井后的井筒温度特征、井筒续流特征和井筒流体参数变化特征进行了分析,认为,关井期间井口(底)压力同时受到井筒储集效应和温度变化的影响,并且在压力恢复过程中井筒内一直存在续流流动,需要进行流动气柱压力计算。为此,综合考虑井筒续流、井筒温度及井筒流体参数的变化特征,基于井筒压力恢复原理,建立了关井期间的井底压力计算模型,并对该模型进行了实例计算验证。实例验证表明,该模型计算出的压力恢复曲线正常,可用于产能试井解释。      

高温高压含硫气井测试优化设计技术与应用

在高温高压含硫气藏测试难点分析的基础上,形成了以压力温度预测、管柱力学分析、水合物形成条件预测、储层参数及产能预测等研究为基础,综合考虑测试方式、测试设备、测试工艺间相互影响的测试优化设计指导原则;探讨了以管柱及工具优化设计、井口装置及地面流程设计、测试方式优选、施工参数优化为核心的测试优化设计主要技术。通过在川东北重点探井推广应用,取得了良好的经济效益和社会效益。     

塔里木油田气举井压力及温度梯度测试工艺研究

塔里木油田气举井压力及温度梯度的测试存在很大的难度,气举压力大,压力计下井困难,钢丝容易打扭造成生产事故。采用停反梯、电缆车直读测试等方法,可大大提高测试资料的质量,为油田开发方案的调整提供可靠依据。     

电磁加热凝析气井井筒温度分布

井下电磁加热使凝析油蒸发或流动。在反凝析区域,若升高温度可以得到蒸发凝析油的效果,甚至成为单相。所以通过加热方法升高近井区温度,使凝析油蒸发。凝析气井井筒温度分布是进行气井节点分析和动态分析必不可少的参数。根据传热学原理推出了凝析气井井筒温度分布计算公式,研究了温度计算基础数据求取方法。对某一井深为3390m的凝析气井进行了计算,该气井气油比为3000;地层温度为114℃。计算结果表明:气井温度随井深呈非线性分布;气井井口温度随储层温度的增加而增加。     

拟均匀流态下气井井筒压力分布特征

以井筒动力学为基础,系统地研究了拟均匀流态下气井井筒流体在关井、开井状态下,重力、摩擦力、动量、温度及含水对井筒压力分布的影响;确立了井口压力与井底压力的关系,研究了井筒流体密度的变化规律,并用建立的井口压力与井底压力的关系对长庆气田２０余口井的静压、流压值进行了推算,其值怀实测结果接近。该研究成果的应用减少了测压作业次数,取得了较好的效果。     

气井井底流压计算方法优选

气井井底流压是动态分析的重要参数,目前计算井底流压的方法较多,但每种方法适用的条件又不相同。针对这种情况,介绍了求取井底流压的三种方法：静气柱计算法、单相流计算法和气液两相流计算法,并对这三种方法的适用条件及优缺点进行了分析。     

深水油气井温度压力计算

井筒温度分布是深水油气井开发和生产动态分析的必需参数。由于深水油气井裸露在海水中的井段较长,其传热规律不同于地层段,海水温度又随其深度呈非线性分布并随季节呈周期性变化,使得其温度计算较陆上和浅海油田更复杂。根据传热学基本理论和海水、地层段井筒传热特点,建立了深水油气井井筒温压耦合数学模型,采用龙格库塔法求解。该模型考虑了变化的环境温度梯度、井身结构、管斜角、不同环空传热介质等。实例计算结果表明,所建立的模型与实例数据吻合较好,可满足开发工程需要。     

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本文介绍了利用压力恢复曲线计算气井平均地层压力的MBH法。通过对威远气田42井次地层压力的计算,表明NBH法不仅适合于气井地层压力的计算而且是较为精确的方法。     

注CO_2井筒温度压力预测模型及影响因素研究

为了提高注CO2驱替效率及驱替成功率,开展了影响驱替效率的井筒压力温度分布及影响因素研究。针对CO2特殊的物理性质,选用基于赫姆霍兹自由能的Span-Wagner状态方程,将井筒传热、压力与CO2物性参数耦合迭代计算,建立了注CO2井筒温度压力分布的数学预测模型。该模型能够预测井筒温度压力及其他物性参数,应用该模型预测井筒各点温度压力,并与江苏草舍油田草8井现场2次实测结果对比,其温度误差均小于1%,压力最大误差不超过1.6%,表明该模型能够满足现场应用要求。利用该模型可以研究注入温度、注入压力、注入速度及注入时间等工艺参数对井底压力温度的影响规律,实现系统敏感性分析。研究表明,建立的模型具有很高的精度,对提高CO2驱替效率具有指导作用,并适用于(超临界)CO2钻井、压裂过程中井筒温度压力预测及影响因素分析。     

河坝1井高压含硫气层井控技术

河坝1井是川东北部通南巴构造带上的一口重点探井。全井预计产层9个，地层压力相差较大。而且海相地层裂缝、溶洞发育，很容易出现“喷漏同存”的复杂情况，不利于井控。加上碳酸盐岩地层压力预测不准。天然气中舍有硫化氢以及井场自然条件的限制。该井井控难度极大。为此，该井不但应用了高压抗硫井控装备、配备了气体监测仪器、做好了各种应急预案，而且在钻井过程中也采取了地层承压堵漏、简化下部钻具组合、近平衡压力打开产层等预防井喷、井涌的工程技术措施。该井共发生井涌2次。但均压井成功。顺利钻至设计井深。