水平气井气-水-油三相流动压降模型

准确预测气井井筒压降是进行产能预测、排水工艺设计的技术关键,气井低产气量时的搅动和产凝析油的特征使得目前工程常用压降模型的运用受到很大限制。为此,开展了气-水-油三相管流实验,定性分析了气相表观流速、液相表观流速、含水率和倾斜角对井筒持液率的影响。分析结果表明,持液率与气相表观流速呈对数关系,持液率与液相表观流速呈线性关系,而持液率与含水率和倾斜角呈二次项关系。基于实验数据,选择无因次准数,建立了新的预测水平井气-水-油三相流动的压降模型。采用压降数据对新模型进行了验证,结果表明,与常用工程压降模型相比,新模型精度最高。该研究成果对水平气井的高效开发具有重要的意义。     

气井井筒气液两相环雾流压降计算新方法

气液两相环雾流是气井生产中最常见的流型之一,正确预测其井筒压降是气井节点系统分析、生产动态预测的重要基础。从环雾流气芯-液膜分相流结构出发,建立了环雾流压力梯度方程;其中持液率计算综合考虑了液膜及液滴的影响,通过引入Henstock & Hanratty无因次液膜厚度关系式,导出了液膜厚度计算显式方程,基于液滴沉降与液膜雾化的动态平衡,导出了适用于气井低液相雷诺数条件的液滴夹带率关系式;摩阻计算考虑了液膜与管壁的剪切应力,最终采用龙格库塔法迭代求解井筒压力。利用国内外91井次气井测压数据评价表明,新模型提高了凝析气井和产水气井井筒环雾流压降预测准确度,优于传统的均匀流模型和分相流模型,而且能够获得液滴夹带率、液膜厚度等特性参数,为油气田开发提供技术理论支持。     

高气液比气井管流压降计算实用方法

阻力系数法是气井两相流压降计算模型中最简单实用的一种方法,然而传统的阻力系数图版多是针对油井条件提出的,仅适用于较低的气液比范围,而且多数图版坐标为英制单位量纲,使用不便。为此,以四川盆地南部和鄂尔多斯盆地66口气液比范围在480～344 360 m³/m³的气井数据为基础,绘制出了适用于高气液比气井的无因次阻力系数图版。首先,基于多相流压力梯度方程,采用无滑脱持液率,根据现场测压数据反算各测点的阻力系数;随后,引入无因次两相雷诺数,绘制阻力系数与两相雷诺数关系图,其中两相雷诺数是关于气、液雷诺数和气液质量比的函数;最后,对上述关系图中的两相雷诺数进行多次回归试算,并将其修正为包含３个修正系数的函数,从而得到了具有较佳拟合关系的新阻力系数图版。利用公开文献的50口气井压降测试数据进行评价,结果表明,该阻力系数法的流压平均相对误差仅为2.48%,流压平均绝对误差仅为5.37%,满足了工程需要。     

气井零液流量可视化试验研究

零液流量气提流动是产水气井中一类独特的持液流动现象,是油管中由于微量液体长时间逐渐地积存形成了液柱,而气体流速又不足以将液体带出井筒所致,表现为井筒中存在2相流气提区,而井口处的液体流量为零。该现象气液2相流动滑脱损率为100%。其现场意义在于它相当于积液气井气举排水过程中始喷点的概念。给出该流动现象的压降和持液率计算数学模型,并设计建立总高为16ITI、内径040mm的可视化试验台架模拟该物理现象。试验采用先进测试手段采集得到其流型图片以及压降、井口压力、注气量、持液率等数据。通过理论计算与试验数据对比,验证该理论模型的正确性;给出算例,模拟计算实际气井零液流量气提流动和无滑脱气液2相流动,从而得出规律性认识。该研究成果对于指导严重积液气井气举排水采气设计以及优化注气量有积极的意义。     

油气混输管流中压降和持液率的影响因素分析

压降和持液率的计算在多相管流工艺计算中占有重要的地位，一般说来，影响压降的主要因素有温度、管径、管路粗糙度、气液相流量等；影响持液率的因素主要有压力、管径、气液相流量等。针对低粘油品用不同的计算模型，编制了计算压降和持液率的软件并进行了计算，结合具体的算例对压降和持液率的影响因素进行了分析。     

基于SOA优化LSSVM的气液两相流持液率预测

为准确预测气液两相流持液率，在筛选前人实验研究结果的基础上，采用海鸥算法(SOA)优化最小二乘向量机(LSSVM)模型对气液两相流持液率进行预测，并将预测结果引入Beggs-Brill压降计算模型，形成改进压降模型，用于现场验证。结果表明，与传统经验模型相比，SOA-LSSVM模型考虑的影响因素更加全面，实际值与实验值偏差较小，模型的均方误差(MSE)较传统经验模型缩小了85倍，R²提高了0.138；与其余机器学习模型相比，计算精度和收敛速度均有明显提升，证明了该模型在预测持液率方面的优越性；根据现场情况，利用管道沿程压力和低点排液量验证了改进压降模型的准确性。研究结果极大扩展了持液率模型的计算精度和适用范围。     

气井连续携液临界产量的计算方法

针对产水气井的实际生产状况，运用流体力学相关理论，对气井连续携液临界产量的计算方法进行了深入研究，分别提出了高气液比携液临界产量模型和低气液比携液临界产量模型。在高气液比携液临界产量模型中，液滴存在形式为圆球形，模型推导中充分考虑了井筒内流动状态的变化，采用与Turner经典液滴模型相同的力学分析方法，得到了针对不同雷诺数范围的临界产量计算公式，使经典液滴模型在理论上更加完善。在低气液比携液临界产量模型中，以Hagedorn和Brown井筒压力计算方法为基础，定义了理论持液率、实际持液率的概念和计算方法，并通过整个井筒内理论和实际持液率的对比来确定低气液比条件下气井连续携液临界产量，解决了低气液比条件下携液临界产量的确定方法问题。现场应用结果表明，这种方法能准确预测气井连续携液的临界产量，对气井合理生产制度的制定有一定的指导意义。     

裸眼完井水平含水气井分层流井筒压降计算研究

运用微分的方法对裸眼完井水平含水气井分层流的井筒压降进行了研究,针对气液两相分层流动特点,结合裸眼完井的井壁均匀入流的实际流动情况,推导出了适合计算裸眼完井水平含水气井分层流井筒压降的简单实用公式.在推导的过程中进行了如下假设:液相为不可压缩的牛顿流体;相间不存在传质;等温、稳态流动;不考虑滑脱效应,气相和液相的流速相同;井筒中气相、液相的密度为常数;忽略井壁入流引起的混合损失.采用所推导出的公式对不同井径裸眼水平气井的井筒压降进行计算,得到了水平井段的压降及水平井筒中的压力分布情况.计算结果表明在井径较小时井筒中的压降较高,因此在进行气井产能预测时不能将其忽略.水平井筒的井径对井筒压降的影响非常大,增大井径会很大程度地减小水平井筒中的压降,增加气井的产能.     

零液量气井积液诊断及理论液气比计算

针对零液量气井油套压差大可能产生积液这一生产问题,以套压从环空按单相静止气柱计算的井底静压为基准,将油压从油管按单相流动气柱计算的井底流压与之比较,提出了零液量气井井筒积液的压降诊断方法.并对积液气井采用适于凝析气井的Gray模型预测井筒压降,拟合井底静压得到了理论液气比.经四川某气田开采末期实施增压开采气井证实:该方...     

多相管流中压降和持液率的影响因素分析

在多相管流中，影响压降的主要因素有温度、管径、管路粗糙度、气液相流量等，影响持液率的因素主要有压力、管径、气液相流量等。针对高粘原油用不同的计算模型，编制了压降和持液率的软件进行了计算，并结合具体的算例对压降和持液率的影响因素进行了分析。     

川西积液水平井井筒压力及液位预测

正确预测积液水平井井筒压力与液位是优选排液工艺、制定排液参数的技术关键。基于U型管原理,结合流体静力学与动力学方程,建立了积液水平井油管与油套环空压力平衡模型。模型中油管压降来源于液位以上流动气体与液位以下的两相流动,其两相流持液率基于漂移模型得到;油套环空压降则来源于液位以上的静气柱压力和液位以下的静液柱压力;油管与油套环空压力在井下连通点处相等;模型计算采用了先借助地面回声仪获得油套环空中的液位,再利用模型求解油管液位及压力的方法。川西气田什邡6-1HF水平井的模型预测压力与实际测压数据的误差为3.75%,表明该方法能够正确预测川西气田积液水平井的井筒压力与积液液位,且预测时效优于传统的测压方法。影响因素分析表明,油管液位通常高于环空液位,油套压差的减少能够间接反映油管积液量的减少,为类似油田的开发提供技术指导。     

A mechanistic model of heat transfer for gas–liquid flow in vertical wellbore annuli

The most prominent aspect of multiphase flow is the variation in the physical distribution of the phases in the flow conduit known as the flow pattern. Several different flow patterns can exist under different flow conditions which have significant effects on liquid holdup, pressure gradient and heat transfer. Gas–liquid two-phase flow in an annulus can be found in a variety of practical situations. In high rate oil and gas production, it may be beneficial to flow fluids vertically through the annulus configuration between well tubing and casing. The flow patterns in annuli are different from pipe flow. There are both casing and tubing liquid films in slug flow and annular flow in the annulus. Multiphase heat transfer depends on the hydrodynamic behavior of the flow. There are very limited research results that can be found in the open literature for multiphase heat transfer in wellbore annuli. A mechanistic model of multiphase heat transfer is developed for different flow patterns of upward gas–liquid flow in vertical annuli. The required local flow parameters are predicted by use of the hydraulic model of steady-state multiphase flow in wellbore annuli recently developed by Yin et al. The modified heat-transfer model for single gas or liquid flow is verified by comparison with Manabe's experimental results. For different flow patterns, it is compared with modified unified Zhang et al. model based on representative diameters.     

滴流床反应器中流体流动规律及其对异戊二烯加氢反应的影响

在滴流床冷模实验中,考察了气含率与压降随气液条件的变化规律,并在热模条件下以含异戊二烯的环己烷为原料进行选择性加氢反应,考察了催化剂装填位置、液速和气速对异戊二烯选择加氢反应的影响。结果表明,相同液速条件下,气速小于0.88 m/min、气液体积比小于4.0时,气含率随着气速的加大而急速增加,压降降低,随后气含率增加趋势变缓,压降增大。位于液相为主区域的催化剂其异戊二烯加氢活性和异戊烷选择性明显高于气相为主的催化剂,异戊二烯加氢反应在整个滴流床反应器中是不均匀的。气速对异戊二烯选择加氢和深度加氢的影响明显大于液速。液速由0.07 m/min增加到0.29 m/min时,异戊二烯转化率和异戊烷选择性不变;但气速由0.11 m/min升至0.27 m/min时,异戊二烯转化率和异戊烷选择性分别由96.6%和91.0%增加到98.5%和96.1%。     

好氧－厌氧复合内循环生物反应器流体力学研究

对所开发的一种好氧-厌氧复合内循环生物反应器的流体力学特性进行研究,考察表观气速、表观液速、固含率对床层压降、气含率及循环量的影响。结果表明,表观气速越大,床层压降越小,气含率越大,循环量越大;表观液速对床层压降、气含率和循环量的影响不大;固含率越大,床层压降越大,气含率越低,循环量越低。     

煤层气集输管道持液率影响因素及排液点优选

煤层气开采压力低、产量小,且常含有大量液态水,集输管道上坡段容易产生管道积液,使得摩阻增大并出现段塞流,引起压力骤降,不利于集输管道安全运行。本文利用模拟软件OLGA分析入口流量、管径、气液比和出口压力对煤层气集输管道持液率的影响,得到了煤层气集输管道各管段持液率分布规律,并进一步比较了基于管道持液率、流型、压降和排液点个数的4种排液点设置方案。结果表明,煤层气集输管道压力骤降段均出现在上坡段,出口压力对管道持液率影响最为显著,入口流量和气液比对管道持液率影响规律相似,不同管径下管道持液率在流动方向上的分布也具有一定的相似性;设置排液点后,管道持液率明显下降,管道积液情况得到改善,且方案比较表明,当排液点设置在管段低洼处时,管道持液率最低,且各管段均无段塞流出现,管道压降最小。     

黑油模型在凝析油气多相集输管流工艺计算中的应用

采用黑油模型计算凝析油气的热物性参数,并采用经验或半经验关系式计算集输管路的压力、温度,计算精度能够满足要求。在输送压力高于凝析油气露点压力的情况下,首先应考虑采用黑油模型进行工艺计算。     

Optimization of Required Volumetric Flow Rates for Aerated Mud Underbalanced Drilling

Abstract

In the aerated mud underbalanced drilling, the bottomhole pressure is intentionally reduced by reducing the hydrostatic mud column due to the two-phase flow occurrence in the annulus. However, in the field, it is incorrectly assumed that the aerated mud can be treated as a homogenous mixture of liquid and gas, neglecting the slippage between the two phases and, thus, the flow pattern and its effect on pressure drop calculation. Accurate prediction of bottomhole pressures and optimal flow rates requires the modeling of the complex flow mechanisms involved in aerated mud flow, which includes flow pattern prediction and slip liquid hold-up. The objective of this study is to develop a simulation tool to optimize the gas and liquid volumetric flow rates using bottomhole pressure and borehole stability as the selecting criterion. The investigation of the drill pipe size effect on the optimal gas and liquid flow rates was also part of this study. A vertical, two-phase, flow comprehensive mechanistic model is modified and incorporated in the simulator to predict the pressure drop in the annulus according to the existing flow pattern. The modified model predicts the annulus bottomhole pressure and the corresponding optimal gas and liquid flow rates for various drill pipe diameters. The simulator was validated using field data, and the results show a fairly accurate match. In conclusion, the optimization of required flow rates for aerated mud drilling was achieved by the developed simulator, which considers flow pattern occurrence in the pressure drop calculation. Furthermore, the drill pipe size was found to be an influential parameter for flow rate optimization.     

高压深井分段改造管柱封隔器间压力预测及应用

针对高压深井分段改造过程中封隔器间环空压力下降造成的改造管柱和封隔器受力状况恶化问题,基于能量守恒原理和井筒传热理论,建立了考虑摩擦生热和对流换热等影响的注入工况井筒温度场二维瞬态预测模型,并分析了井筒温度和压力变化对封隔器间环空体积的影响;然后结合井筒温度瞬态预测模型、环空流体PVT状态方程、油管柱径向变形计算模型和地层瞬态渗流方程,建立了典型高压深井封隔器间环空压力预测模型。最后,以塔里木油田1口高压气井为例开展了封隔器间环空压力预测。分析结果表明:常规设计方法认为安全的管柱,考虑封隔器间环空压力下降后就存在非常大的失效风险,高压深井分段改造管柱设计过程中必须充分考虑该因素。该研究成果为高压深井分段改造管柱的优化设计提供了新思路。     

页岩气井生产过程异常诊断方法研究——以涪陵页岩气田为例

涪陵页岩气田开发已超过7年,井筒积液、油管腐蚀穿孔、管柱堵塞等问题逐渐显露,严重影响气井的正常生产.为提高涪陵气田页岩气井异常判别的准确性,基于"U"型管原理,建立气井生产过程合理油套压差计算方法,从8种组合方式中优选出H&B—B&B组合模型作为井筒多相流流动计算模型,并优选了振荡式冲击携液模型计算临界携液气量.结合各...