对天然气节流井筒参数的探讨

井下天然气采集过程中,当利用井下节流器预防水合物的生成时,由于井下节流气嘴安装在井下,其实际节流前后压力与设计节流嘴直径时所假设的前后压力有一定的差别。一旦节流嘴工艺设计偏差时将引起节流嘴失效导致作业失败。本文在借鉴前人模型的基础上, 考虑气嘴多相流节流的各阶段特征,分析过气嘴节流各阶段温度压力降落特征,建立适合工程实践应用的节流主要技术参数计算式,对井下节流工艺进行设计,避免操作的盲目性,对于现场气井测试及生产具有重要的指导意义。     

大宁-吉县区块井下节流特性

为了解决大宁-吉县区块致密气井井下节流易于出现水和物堵塞油管的问题.针对该区域采用井下节流工艺的气井,基于质量、能量守恒方程,结合并筒流入动态,建立考虑多因素耦合的井筒温度压力计算模型,并与Ramey模型、Hassan&Kabir模型进行对比;考虑天然气水和物生成条件,结合考虑多因素耦合的井筒温度压力计算模型,建立井下节流温降压降耦合模型,得到节流后井筒温度场与压力场分布,分析井下节流器不同下入深度井筒温度压力分布.结果 表明:与Hassan&Kabir模型、Ramey模型相比考虑多因素耦合的井筒温度压力计算模型具有更高的精确性,更低的模型变异系数.大吉14向1井、大吉4-5井节流器最优下入深度为1900m;模拟节流嘴直径、下入深度对气井产气量变化的影响,揭示了气井产气量随节流嘴直径和节流器下入深度变化的规律;通过FLUENT模拟得到节流流场内温度、压力在节流嘴入口处急剧减小,速度急剧增大.研究可为现场预防天然气水和物生成和井下节流参数确定提供理论依据.     

苏里格气田节流气井积液规律分析

苏里格气田广泛使用了井下节流工艺,该工艺对气井生产后期的井筒积液产生很大影响。为了弄清井下节流器对气井积液规律的影响,本文采用物理模拟实验方法研究了节流器上端和节流器下端的积液先后顺序,利用苏里格气田实际气井生产动态数据,分析了节流器打捞后的积液动态变化规律,结合井筒压降数学模型和临界携液流量数学模型,提出了苏里格气田节流气井积液的四个过程,采用数值模拟软件和井筒压力计算软件相结合的方法,计算了气井节流器的最优打捞时机,为苏里格气田节流气井生产制度的合理制定提拱了依据。     

井下节流气井的井底压力确定新方法

针对气井压力计测试方法测取节流器以下井段压力存在困难,回声仪测压方法有时测不准液面等问题,推导了具有节流效应影响的压力公式:由节流器上流油压与套压的变化关系,计算出积液深度,再从油套环空采用井深迭代方法,得到一种新的计算井底压力的方法.通过气田现场应用表明:该方法与回声仪测压方法的静压平均相对误差小于2%,流压平均相对误差小于6%;与压力计测试方法的静压和流压平均相对误差分别小于9%和4%.该方法能比较方便和准确地得到气井井底压力,是气田动态监测的一种可靠手段.     

井下节流技术在徐深气田的应用探讨

井下节流技术是实现大庆油田公司预计新开深层低产气区块经济有效开发的重要技术手段。本文重点讲述了在徐深气田试验井下节流技术来达到降低地面压力、防治天然气水合物的目的,通过试验前后的生产情况对比显现了井下节流技术的优势,同时针对试验过程中存在的实际问题进行了详细的分析。通过在该区块进行的节流技术试验,加深了对该技术的认识,取得了一定的效果,为以后大面积推广该技术积累了经验,奠定了基础。     

井下节流天然气井理论产气量及积液诊断方法

针对井下节流天然气井需要通过判断井筒积液严重程度来优化采气工艺的情况,提出了一种计算井下节流气井无积液条件下的理论产气量,并与实际产气量进行对比来判断井筒积液程度的方法.假设气井无积液条件下,根据油套环空静气柱模型、油管Beggs&Brill管流模型,由油压、套压计算节流器进、出口压力;通过设定气井产气量,结合节流器进...     

超高压气井井口节流工艺选择与优化

超高压气井的节流系统对气井的生命周期起到至关重要的作用,而合理的节流工艺,不但可以延长气井开采寿命,还可降低成本。对国内超高压气井使用的节流工艺进行了介绍,并基于计算流体力学对川西北气矿产气井不同节流工艺内流场进行仿真,运用流场分析软件对单级节流和两级节流工艺系统内部的压力、流速等问题进行了分析,确定了不同节流工艺系统合理CV值及开度,得到了不同节流工艺系统的最高流速,提出了现场不同节流工艺下的节流参数选择及使用建议。研究表明,3种节流工艺均可满足节流要求和现场生产情况,其中,单级节流工艺简单,但流速均在850 m/s以上,阀门冲蚀严重;一级固定二级可调节流的最大流速在550~600 m/s,低于单级节流,但最大产量受限;两级可调节流的最大流速与一级固定二级可调节流相仿,可实现按需调产,但成本相对较高。     

基于FLUENT火焰切割专用割嘴内部流场的数值分析

采用数值模拟的方法来研究一种专用割嘴内部的气液流动情况,液态流场采用标准k-ε湍流模型和离散相模型(DPM)来描述.通过分析该新型氧-乙醇汽油割嘴内部气液流动状况,探索了该乙醇汽油割嘴设计的合理性.结果表明,对于这种乙醇汽油割嘴,当液相入口压力为0.2 MPa时,乙醇汽油与氧气作用后在割嘴内部的速度场、压力场分布均匀,能满足燃烧的连续性与稳定性.     

边水驱气藏中气井产量变化规律分析

在边水驱气藏中,气井的产量受到边水能量大小的影响,研究边水能量大小对气井产量的影响在气田开发中具有重要的意义。用水驱强度来表示将边水能量的大小,定义水驱强度为水侵量与气井产量之比,建立了考虑水驱强度影响情形下,气井定井底压力生产时,边水驱气藏中水驱气瞬时渗流的数学模型,在获得数学模型的解后,作出了边水驱气藏中气井产量变化关系曲线,研究了水驱强度及气水流度比对产量变化关系曲线的影响,研究表明,气井产量受到水驱强度及气水流度比的影响,为分析边水驱气藏中气井的产量变化规律提供了理论基础。     

动态物质平衡在海上凝析气田中的应用

气藏储量的确定是安排采气速度、制定合理气藏开发方案的基础。静压法储量计算前提是需关井恢复并获取地层压力,对于凝析气井的关井会造成井底的积液,积液严重者开井后可能不会实现自喷。借助成熟的管流软件建立井筒管流模型,在优选流动相关式的基础上通过井口油压来求取井底流动压力。基于拟稳态条件下油气藏生产特性,应用动态物质平衡法来确定海上某凝析气藏动态储量。该方法不需关井即可获得地层压力,减小了气井产量损失,对于不便经常开展测试作业的海上气井具有十分重要的应用价值。     

环空注气气举反循环钻井工艺及关键参数设计

利用气举反循环钻井技术解决长宁页岩气表层钻井漏失问题,需要解决常规气举反循环钻井技术井口敞开、井底压力控制不精确等问题。为此,在常规气举反循环钻井技术的基础上,设计了一种环空注气气举反循环钻井新工艺,新工艺加装旋转防喷器、钻杆旋塞等工具,具备井控能力。通过调节注气量、钻井液排量等关键施工参数,控制井底压力,减少钻井漏失。在多相流理论基础上,建立了与新工艺匹配的环空注气气举反循环井底压力计算模型,分析了关键施工参数对井底压力的影响规律,建立了关键参数设计方法,在安全窗口范围内优选关键施工参数,保证安全钻井。结果表明：井底压力随注气量的增大先减小、后增大,存在临界注气量;井底压力随井深增大而增大;井底压力随钻井液排量增大而增大。在长宁某井表层进行了现场试验,与同井段井漏地层相比,较常规钻井工艺技术井漏减少83.6%。研究成果为解决四川长宁页岩气表层井漏问题提供了一种新的技术措施。     

氧气底吹造锍过程中气泡行为的水模实验

通过底吹炼铜转炉水模型实验,研究底吹造锍转炉中喷嘴数量、喷嘴角度、喷嘴直径、气流速度等因素对转炉熔池气泡大小、气含率及液面喷溅的影响规律.结果表明:喷嘴直径的增大不利于气泡微细化,且加剧了液面喷溅现象;喷嘴角度的增大有利于减小喷溅,但气含率下降;气流速度的增大有利于气泡微细化,显著提高气含率,但喷溅比较剧烈.与单喷嘴喷吹相比,在总喷气量相同的条件下,双喷嘴喷吹具有明显的优势,两种方法的气泡微细化程度差别不大,但是双喷嘴的喷溅情况明显减弱;双喷嘴夹角44°时能获得最大的气含率,约为9%.     

页岩气藏分段压裂水平井不稳定渗流模型

针对页岩气藏中吸附气和游离气共存的储集方式,基于双重介质模型建立考虑吸附解吸过程的页岩气藏不稳定渗流数学模型,并定义新的参数来表征基质中吸附解吸气量与游离气弹性释放量的比值,利用Laplace变换计算页岩气藏点源解,通过叠加原理得到定产量生产时水平井分段压裂改造后井底压力解,对考虑井筒和表皮系数的影响以及定井底流压生产时水平井动态产能进行分析。结果表明:在开采过程中页岩吸附解吸气量所占比例较大,且考虑吸附解吸后,定产量生产所需压差小,压力波传播到边界时间晚,压力导数曲线凹槽更加明显,同时定井底流压生产时压裂水平井产量更大,稳产时间更长;Langmuir吸附体积越大,压力波传播越慢,所需压差越小,压力导数曲线凹槽越深,同时页岩气藏稳产时间越长,产量越大,但产量的增幅越小。     

储气库注采井井筒温度场预测与影响因素分析

随着冬季对天然气需求的持续增加,对储气库的调峰能力提出了严峻的考验,注采井作为连接地面与地下的通道,井筒温度受注采周期的影响发生变化,如何准确的预测井筒内温度变化,对于预测环空压力、保证油管和套管安全、水泥环密封性和储气库运行安全至关重要。本文根据流体力学中质量守恒定律、能量守恒定律和动量定理,将气体的压强、温度、密度和流速进行耦合分析,利用显式四阶Runge-Kutta数值求解方法,输出油管内气体不同深度的流动参数,并对影响油管内气体温度的敏感性因素进行分析,得到了储气库注气过程、采气过程、关井阶段温度分布规律。结果表明注气过程井底处温度受注气量影响较大,注气时间和注气压力对井底温度影响较小;在采气过程,井口处气体温度随采气量的增加而增大,油管内气体压力由井底到井口逐渐减小,并且随着采气量的增加,减小趋势越明显;在关井初期,油管内气体温度变化速率较大,随着关井时间的持续增加,油管内气体温度逐渐趋于地层温度,并且越接近于井口气体温度变化速率越明显。     

氧帘快速割嘴在连铸板坯切割的应用

将氧帘快速切割的原理应用于连铸板坯切割生产中，着重研究连铸板坯快速切割割嘴的工艺过程及结构特点。该割嘴在实际生产应用中表明具有切割成本低、工效高、寿命长、使用方便、性能可靠、割缝较窄、切割断面质量好等优点，具有 很高的推广价值。     

燃气轮机双燃料喷嘴燃油内流场特性仿真分析

作为燃气轮机中的重要部件,喷嘴内部结构直接决定了燃油燃烧和动力输出效率,设计喷嘴结构并开展喷嘴中内流场特性仿真分析成为新型燃气轮机开发的研究重点。使用Solidworks软件对双燃料喷嘴结构进行设计,并对其燃油流道进行数值模拟。利用Fluent软件先对喷嘴燃油的整体内流场进行数值k-epsilon模拟,再使用流体容积法（VOF）方法对喷嘴燃油的核心流道进行数值模拟,研究喷嘴燃油流道的特性。结果显示燃油流道的质量流量、进口流速和核心流道进口流速随着进口压力的增大而增大;雾化锥角会随着进口压力的增加而增大,且当进口压力超过0.5 MPa时,雾化锥角最终会稳定在110°左右;同时结合相关实验数据与仿真数据进行对比。本文的仿真研究为燃气轮机喷嘴的结构改进提供了依据。     

巨厚气藏气井井筒压力计算模型及应用——以普光气田为例

针对目前常用定质量流井筒压力计算模型不适用于产层段井筒长、从底部至顶部质量流量变化大的巨厚气藏气井的问题,通过耦合气井流入状态和井筒管流,建立了巨厚气藏气井产层段变质量流井筒压力计算模型,并通过实例气井进行验证,同时将该模型应用于气井产能评价。结果表明：变质量流模型计算的井筒压力值比定质量流模型小,两者之间差异随产气量和产层段长度增加而增大;在产层段不同深度处,变质量流模型计算误差均小于2%,计算精度较高。该变质量流模型能较精确地计算井筒压力值,进而可以有效解决气井产能测试遇阻无法获得井筒压力、井筒压力折算值不准确易导致产能指示曲线负异常等问题。该研究对巨厚气藏气井井筒压力分布计算和产能评价能够提供强有力技术支撑。     

一种调流控水装置设计及原理仿真分析

针对长水平段水平井生产过程中易过早见水,提前降低生产效率,传统调流控水装置控水效率低的问题,开展了一种新型调流控水装置结构设计研究,采用数值仿真的方法,分析装置内部流动规律,研究了相关设计参数对控水能力的作用原理,对调流控水装置内部进行结构优化,改变限流器内部水相和油相流道,利用两者黏度不同导致流动状态不同达到稳油控水的效果,研究表明,流槽开口方向和数量对调流控水装置控水能力影响较大、较敏感,对流槽形状进行了优化设计,达到了可以改变控制室入射速度和角度增强流入控制装置的控水能力,研究结果为设计新型的自适应控水装置提供了新的参考思路,具有重要的推广应用价值。     

强电离放电·OH致死有害细菌的实验

采用喷嘴对·OH进行载体喷雾定量杀菌实验,研究·OH的衰减程度及其对大肠杆菌和枯草芽孢杆菌黑色变种的灭活作用;并通过测定不同浓度.OH对细菌作用后产生的脂质过氧化物量和蛋白质漏出量,研究了.OH对大肠杆菌和枯草芽孢杆菌黑色变种细胞损伤的情况.结果表明:应用椎型喷嘴(孔径3.18 mm,水压0.49 MPa)和扇型扇形喷嘴(孔径3.57 mm,水压0.63 MPa)喷雾后的雾滴粒径可以有效地降低.OH衰减,对有害细菌的杀灭率都可达到《消毒技术规范》要求.     

连铸喷嘴气路加速环对喷嘴出口处液相运动与分布的影响

为获得更好的高速连铸二冷区铸坯冷却效果,本文提出在气-水雾化喷嘴气路通道内增设加速环装置。根据生产工艺条件,利用Fluent软件建立了优化前后气-水雾化喷嘴的三维气-液两相流模型,分析了喷嘴进水压力和进气压力对喷嘴出口处液相速度和液相体积分数分布的影响。结果表明,本文计算条件下,当喷嘴进水压力一定时,随着进气压力的增加,喷嘴出口处液相速度显著增大,液相体积分数呈减小趋势;当喷嘴进气压力一定,随着进水压力的增加,喷嘴出口处液相速度减小,液相体积分数整体呈增大的趋势;相同工况条件下,喷嘴气路设置加速环后,喷嘴出口处的液相速度分布较优化前更稳定,液相分布均匀性得到改善。