电磁阀内部流场CFD分析

利用计算流体力学软件FLUENT对一种气井专用的电磁阀内部流场进行了计算和分析,结果表明:阀芯后部存在低速区,下部出口管内存在两个明显的涡流区,涡流区的出现加大了流动的阻力;随着阀芯开度的增大,阀芯后部低速区仍然存在,涡流区的旋转强度减弱,阀体内的湍动能和湍能耗散率减小,电磁阀的总压降减小;锥形阀座壁面和下游出口管下部壁面剪应力较大,其它区域剪应力较小,因此在阀芯锥面以及阀座锥形壁面和下游出口管下部的壁面处容易磨损。研究结果为电磁阀内部结构的设计提供了指导。     

沁水盆地南部煤层气井排采储层应力敏感研究

为分析煤层气排采不同阶段煤储层应力敏感性及渗透率变化的影响因素,采集沁水盆地南部煤样,开展了不同实验条件的应力敏感实验。结果表明:有效应力从0增加到10 MPa时,煤样渗透率减少了50%~70%;有效应力从10 MPa增加到20 MPa时,损失量仅约占初始渗透率的10%;有效应力低于2.5 MPa时,应力敏感性较强;有效应力增加到3.5 MPa的过程中,渗透率损害系数急剧上升,渗透率损耗为20%~30%;有效应力从2.5 MPa增加到9 MPa时,应力敏感性最强,有效应力从3.5 MPa上升至9 MPa时,渗透率损害系数快速下降,渗透率损耗约60%;有效应力自9MPa之后,渗透率损害系数缓慢下降,渗透率损耗约10%;渗透率损害率介于30%~65%,临界应力为7~11 MPa。有效应力较低且不变时,煤样渗透率随孔隙压力增加而增加。围压不变时,随有效应力下降和孔隙压力增加,煤样渗透率下降,这与有效应力和孔隙压力变化引起的煤储层渗透率变化量有关。     

沁水盆地南部煤层气井排采伤害判别模式

为分析煤层气排采生产过程中储层伤害对煤层气井产能的影响,以沁水盆地南部成庄区块为例,对22口煤层气井排采生产特征进行了分析,划分了高、中、低产井和产水井,界定了不同产能井排采伤害发生的时间,建立了煤层气井的排采伤害判别模式。研究结果表明:成庄区块高、中、低产井和产水井排采前期易产生速敏效应,中期是地层气锁的高发期,后期会出现应力闭合伤害;3种主要排采伤害中,气锁发生的可能性比煤粉堵塞要大,速敏出现概率又比应力闭合大;高产井在生产过程中一般会发生一种类型的伤害,中产井中出现2种伤害类型的几率增大,低产井与产水井多为多种伤害类型组合甚至出现伤害的耦合效应。     

涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区,与北美相比,涪陵地区地表条件、地质条件和页岩气储层特征更加复杂、储层埋藏更深,开发初期钻井机械钻速低、钻井周期长、成本高。为此开展了涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术研究,形成了集水平井组钻井工程优化设计、水平井优快钻井技术、国产低成本油基钻井液、满足大型压裂要求的长水平段水平井固井技术、山地特点"井工厂"钻井技术以及绿色环保钻井技术为核心的页岩气水平井组优快钻井技术体系。在涪陵页岩气田推广应用了290口井,完井256口,平均单井机械钻速提高了182%,平均单井钻井周期缩短了55%,平均单井钻井成本降低了34%。为涪陵页岩气田年50亿m~3一期产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,对我国页岩气规模开发提供了重要的借鉴和引领作用。     

焦作某煤层气井田低产原因分析

某煤层气井田位于焦作矿区,面积79Km2。近年来河南某公司先后对该井田二十多口煤层气井进行不同类型的压裂改造,但压裂效果不明显,单井气产量普遍较低。本文通过对该井田内煤层结构、性质以及采用的压裂工艺、排采工艺进行研究,分析了造成该井田低产的几个主要原因,为以后煤层气井压裂改造提供帮助。     

X8井气水产出关系分析

四川盆地XN气田香溪群气井开采过程中见水普遍,气井见水后产能迅速降低或水淹停喷;气藏水体活跃,气井产气量低、产水量高,气藏开发效率低、采出程度不高。在分析气藏开发地质特征基础上,重点解剖了X8井开发过程中气水产出量的变化。与一般的有水气井不同,X8井见水后,初期每次开井先产水再气水同产,后期每次开井则先产气再气水同产。通过对水体特征和驱动能量的研究认为气藏水体体积有限,水体主要靠分隔气弹性驱动能量作用产出。分析了隔气式气藏的气驱机理,很好地解释了X8井气水产出的复杂现象。     

高温高压气井测试地层出砂的评价方法

随着石油勘探开发技术的发展和勘探领域的扩大,高温高压气藏、含硫油气藏、凝析油气藏等相继得到开发,而高温高压气井地层测试出砂问题广泛存在于国内外各油田,目前国内外更多的是从防砂工艺和出砂预测做文章,为了及早地控制地层出砂,文中着重从测试压差方面给出地层出砂的一些评价方法,如从抗压强度法、井口油压法、剪切强度法以及射孔流速法上来评价。     

排液采气技术在白庙气藏的应用研究

白庙气藏属于低渗、致密、深层凝析气藏。由于气藏断块小，单井可控制储量少，气井产量低，靠自身能量很难将井筒积液携带出来，必须采取适合的排液采气技术排出井筒积液，以提高气井天然气产量，延长自喷稳产期。文章重点介绍了应用于白庙气藏的主要排液采气技术及其应用效果。小油管排液采气技术主要应用于产气量较低气井的排液；柱塞气举排液采气技术、橇装气举排液采气技术都是间歇气举排液采气技术，前者主要应用于具有一定能量、产气量较低、靠自身能量排液效率较低的气井，后者主要应用于能量、产气量都比较低的气井。最后对排液采气技术的应用情况进行了总结。     

低渗透底水气藏压裂气井见水时间预测

通过建立平面径向流和半球面向心流相结合的压裂气井水锥计算模型,推导出低渗透底水气藏压裂气井见水时间计算公式,并结合数值模型模拟分析,证实了对于打开程度较低的压裂气井,裂缝的存在延缓了气井的底水锥进,见水时间延迟,并且裂缝半长越长,这种效果越明显。将该见水时间公式应用于中国石化所辖的某低渗透底水气藏YS1井的计算结果表明,压裂后气井的见水时间明显延长,无水采收率提高。     

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。