深层凝析气井临界携液模型优化研究

以Turner模型为代表的临界携液流量模型在预测积液位置和表面张力方面均存在不足,导致积液预测结果与凝析气井实际情况偏差较大。为提高积液预测精度,考虑临界携液流量和表面张力沿井筒的差异分布,取井筒中临界携液流量的最大值作为积液判断标准,并根据不同温度、压力条件计算对应的表面张力。同时,考虑井筒中存在气体、凝析油和地层水三相,建立凝析气井井筒温压耦合计算模型。实例验证表明,改进后的4种临界携液流量模型与原始模型相比,均提高了积液预测精度,其中改进的李闽模型预测精度提高幅度最大,预测精度最高,适合于雅克拉-大涝坝深层凝析气井的积液预测。对现场开展积液判断和排液工艺优选具有指导意义。     

低气液比凝析气井井筒动态预测

凝析气井在生产过程中,随着产气量、产油量、产水量的变化,井筒中不同位置处的压力、气液组成、气液摩尔分数和积液情况也随之变化。综合利用Hagedom—Brown方法和低气液比井筒携液计算方法,结合流体相平衡热力学闪蒸计算,运用状态方程模拟,提出了低气液比凝析气井井筒动态预测方法,可准确预测不同生产时期低气液比凝析气井井筒中不同位置处的压力、气液组成、气液摩尔分数及积液情况等井筒动态,能更好地指导凝析气井的生产。并举例说明了低气液比凝析气井井筒动态预测方法,具有广阔的应用前景。图1表3参7     

凝析气井井筒动态预测方法

凝析气井在生产过程中,随着产气量、产油量、产水量的变化,井筒中不同位置的温度、压力、气液组成、气液摩尔分数和积液情况也发生变化。在考虑井筒温度变化的基础上,分流态综合利用垂直管流公式和井筒携液计算公式,结合流体相平衡热力学闪蒸计算,运用状态方程模拟,提出了凝析气井井筒动态预测方法。实例计算表明,该方法可预测凝析气井不同生产时期井筒内不同位置的温度、压力、气液组成、气液摩尔分数和积液情况,能更好地指导凝析气井的生产。     

凝析气井井简动态预测方法

凝析气井在生产过程中,随着产气量、产油量、产水量的变化,井筒中不同位置的温度、压力、气液组成、气液摩尔分数和积液情况也发生变化.在考虑井筒温度变化的基础上,分流态综合利用垂直管流公式和井筒携液计算公式,结合流体相平衡热力学闪蒸计算,运用状态方程模拟,提出了凝析气井井筒动态预测方法.实例计算表明,该方法可预测凝析气井不同生产时期井筒内不同位置的温度、压力、气液组成、气液摩尔分数和积液情况,能更好地指导凝析气井的生产.     

产水凝析气井积液诊断研究

在凝析气井中,当地层能量不足时,井筒中液体因无法排出而形成积液,导致井底压力增大,从而降低气井产能;更严重的情况可能会造成气井被压死,导致气井报废。因此,对产水凝析气井进行积液诊断至关重要。针对产水的凝析气井,以井底为连续排液的参考点,通过闪蒸计算得出凝析气井井底气油比,由此计算出井底凝析油产量,进一步计算油水混合物密度,分别带入Turner模型,Coleman模型,李闽模型进行分析计算,将不同模型计算的理论临界携液流量与气井实际产量进行对比分析,判断气井是否积液。诊断结果表明,Coleman模型和李闽模型诊断的准确率较高,Turner模型诊断的准确率相对较低。建议油田现场使用Coleman模型或李闽模型进行气井积液诊断。     

塔河凝析气井井筒积液判断标准

由于凝析气藏流体性质的特殊性,反凝析和气液分离常常造成井筒积液,严重影响气井产能。利用塔河凝析气井井筒积液前后的生产动态变化,求出了判断气井是否积液的临界动能因子,由此进一步计算出了各区块井的临界流量,并与李闽公式计算的结果和现场实际进行了对比,在此基础上结合实测流压梯度曲线,提出了塔河凝析气井井筒积液的判断标准。     

凝析气井井筒动态分析方法及软件研制

常规凝析气井井筒动态分析仍多沿用单相气井的节点分析进行经验修正的方法去近似分析，忽略了井筒中流体相态变化和组成变化的影响。特别对于富凝析气井，更应该考虑井筒中相态变化的影响。文章在常规方法基础上，按流态的不同综合利用垂直管流公式，根据井筒内气液比高低将凝析气井井筒动态分析分为高气液比和低气液比两种情况，结合流体相平衡热力学闪蒸计算，运用状态方程模拟，对其中的偏差因子、气液界面张力、粘度等进行修正，该预测方法就比常规方法更适用于凝析气井。同时根据文章给出的凝析气井井筒动态预测方法和计算模型，采用VB语言结合Access数据库，编制了相应的凝析气井井筒动态计算软件包，运用该软件，可以准确预测凝析气井的井筒动态，改善数值模拟一体化动态分析效果。现场应用取得了较好的效果。     

高温、高压凝析气井井筒动态分析新方法

在总结常规方法的基础上,分流态综合利用垂直管流公式,根据井筒内气液比高低将凝析气井井筒动态分析分为高气液比和低气液比2种情况,结合气-液两相、气-液-液三相流体相平衡热力学闪蒸计算,运用状态方程模拟,对其中的偏差因子、气液界面张力、粘度等进行修正,这样考虑了多相流体复杂相态变化的井筒动态预测方法就比常规方法更适用于凝析气井,特别是对于高温、高压富含气态凝析水的凝析气井,能得到更为精确的预测结果。根据给出的凝析气井井筒动态预测模型在数值求解的基础上,编制了相应的计算程序,可准确预测不同时期凝析气井的井筒动态,改善数值模拟一体化动态分析效果。     

应用人工神经网络方法预测气井积液

气井井筒积液对天然气的开采影响极大,准确地计算气井临界流量对气井开发至关重要。气井携液临界流量理论计算模型主要有液滴模型和携液率模型,然而在实际计算过程中往往会出现计算结果偏差大、不能满足工程需要等问题。文中提出一种应用人工神经网络方法预测井筒积液的新模型,该模型充分利用了气井现有的生产测试数据,简化了大量复杂的机理研究,具有更广泛的实用性。生产井的计算结果表明,应用神经网络模型预测气井积液的成功率较高,可以用来判断气井积液。     

一种预测凝析气井临界携液流量的通用模型

凝析气井中流体的流动规律与常规气井有较大差异,但目前凝析气井的临界携液流量预测仍采用常规气井的相关计算模型,从而造成预测误差较大,与现场实际情况不符。针对这一问题,基于质点分析理论和气液雾状流转换理论,首先推导出了凝析气井临界携液流量预测的通用模型,通过分析得出,影响新模型预测精确性的主要因素包括温度、压力、曳力系数、表面张力和临界韦伯数。然后经过优选得到温度、压力和表面张力的计算关系式,论证了临界韦伯数取定值的不准确性,并使用精确度对比和非线性拟合方法得到层流和湍流条件下曳力系数的计算关系式。最后分别建立了产油凝析气井和油水同产凝析气井多元耦合计算模型。现场实例计算分析结果表明,所建立的新模型预测精度超过90%,与凝析气井临界携液流量常用计算模型相比,预测精度提高了26%～41%。该研究成果对于提高凝析气井的最终采收率具有一定的指导意义。     

高气液比凝析气井井筒动态预测

在考虑井筒温度变化的基础上，综合利用Cullender—Smith方法和井简携液计算公式，结合流体相平衡热力学闪蒸计算，运用状态方程模拟，可对井筒中不同位置处的温度、压力、气液组成、气液摩尔分数和积液情况进行预测，掌握不同生产时期高气液比凝析气井的井筒动态，更好地指导凝析气井的生产。     

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...     

凝析气藏井简积液的诊断及排除方法综法综述

井筒积液是凝析气藏产量下降的一个重要因素,如不及时发现和排除,气井有可能因积液严重而水淹.及时预测井筒积液的形成对有效采取合理的措施起到关键性作用.分析了凝析气藏井筒积液产生的原因,概括了纯气井和气液同产井井筒积液的诊断方法,如生产测试法、生产数据对比法、临界流量分析法、试井解释法和节,点分析法等.最后,全面综述了油田正在推广使用的各种典型排水采气技术,主要有油管排液、N2排液、泡沫排液、机械排液、超声波排液和天然气循环排液等.现场需根据单井实际情况,选择适合的排液技术.     

倾斜气井积液临界气相流速预测新模型

井筒积液是气井生产过程中常见的现象,特别对于页岩气、致密气等低渗透性气井,积液产生一定的背压会使得气井产量进一步降低,严重情况下会导致气井停产。准确预测气井积液临界气相流速可以指导生产者及时采取积液防治措施。斜井中液膜在重力作用下不均匀分布,使得其内部的积液研究较为复杂。通过对比已有的实验和理论研究,分析认为液膜的反向流动是积液的主要原因,并且起始于井筒横截面底部最厚处的液膜;通过分析斜井井筒中液膜速度分布规律,确定以液膜与井壁剪切应力为0作为积液判定条件。基于环雾流型并考虑斜井井筒中液膜周向不均匀分布、气芯液滴夹带的影响,建立适用于不同管径、不同液相流量的全倾角气井积液预测新模型。利用井斜角为0°～88°的实验数据、直井和斜井的现场生产数据对新模型及已有的6种积液预测模型进行分析验证的结果显示,基于零液壁剪切应力的新模型相比于其他模型更能准确地预测全倾角气井积液临界气相流速。     

气井井筒积液与排液周期预报技术

在气田开发过程中,由于地层水和天然气中的凝析水的影响,常会造成气井井筒积液,在井底产生回压,影响气井正常生产,积液严重时会压死气井。根据气井积液规律和气藏开发压力递减规律,通过计算气井向井流和油管流出动态,确定气井日产气量、日产水、日产油,并进行井筒积液判断与排液周期预测;对于气井未来流入预测,引入了极限视采气指数的概念;在理论模型和方法研究的基础上,编制了气井井筒积液分析软件;计算表明,气藏在开发过程中,随着地层压力下降,排液周期会越来越短。     

气井井筒温度、压力与积液综合预测模型

气井积液是产水气藏开发设计和气井生产管理面临的重要问题,但目前对气井流动机理与携液预测还存在争议。从气液两相流的基本流动机理出发,建立了考虑液滴变形和井斜影响下气井井筒的流型、温度、压力与携液综合预测模型,并用实际井数据对模型进行了验证。结果表明,所建模型可用于直井、斜井和水平井的产水气井井筒温度压力预测,预测误差小于5%;在环雾状流动情况下,井筒内液体以液滴和液膜的形式被完全带出井口,不会出现井筒积液;对常规垂直气井,利用井口数据便能判断气井积液情况,Turner模型计算气井携液临界值较实际值偏大,李闽模型计算结果明显偏小,建议采用彭朝阳模型计算气井携液临界值;对斜井和水平井,则需要同时考虑液滴变形和井斜的影响,水平井近水平段携液临界流速和流量明显较垂直井段小,而造斜井段携液临界流速和临界流量随井斜角的增大先增大后减小,在井斜角为30°~60°之间达到最大值,因此造斜井段是气井积液判断的重点部位。     

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。     

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凝析气井在生产中常常会出现反凝析液析出的特殊现象，单井生产系统因而表现出与常规气井不同的生产特性。凝析气井生产系统优化分析的关键问题在于如何将反凝析特性反映进生产优化过程。文章提出了以防止储层出现反凝析液析出并避免气井积液为凝析气井生产优化目标，认为生产系统优化应根据井底流动状态分别考虑;引入了两相拟压力函数来建立气液两相流入动态方程，能够准确地描述凝析液对储层渗流的动态影响，而常规单相气或修正方法往往是高估或低估了气井无阻流量;在井筒流动模型中考虑了凝析气相态变化影响，与常规多相流或拟单相流模型进行了对比分析，结果表明考虑气液相变的多相流模型有助于正确分析井筒流动状态。利用提出的优化分析方法进行了程序设计，并对两口凝析气井进行了实例分析,结果表明文章提出的优化分析方法有助于正确制定凝析气井合理工作制度，从而确保单井在最佳状态下生产。     

凝析气井井简压力计算

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、Hagedorn&Brown、Orkiszewski、Gray、Mukherjee&Brill、Hasan&Kabir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Hagedorn&Brown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0.5～5 m3/104 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.     

凝析气井合理管径的确定

根据凝析气井生产系统分析方法，可以认识到正常发挥气井产能的极限管径；根据凝析气井流入动态曲线和油管携水曲线的分析，认识到井筒出现积液的极限管径。综合考虑以上两点，便得到凝析气井合理油管直径，从而建立了既考虑凝析气井流体相态变化的特点，也考虑地层能量的供给能力、井筒举升能力和井筒携液能力的合理油管直径计算方法，能更好地指导凝析气井的生产，具有广阔的应用前景。根据该方法，对WD7井合理管径进行了预测，结果表明WD7井的合理管径应为Φ５０．８ ｍｍ。