气藏开采中地层温度及井口压力对井筒流动参数的影响

根据气藏开采过程中气体在井筒内流动的特点，得出了单相气体恒速流动状态微分方程组。阐述了不同地层温度与井口压力下井简气体流动参数的分布，并说明了不同地层温度下，井口回压对井底流压与产量的影响。结果表明，在不同的地层温度与井口压力下，井筒底部的气体速度与密度可以高于、等于或低于井筒上部的气体。通过合理控制井口压力可以调整井筒内流体流动状态参数，从而合理控制生产压差和产气量，以满足气井安全测试与生产的要求。对几口井数据的数值模拟结果验证了地层温度与井口压力对井筒气体流动参数的影响规律。     

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。     

考虑热效应的CO2气井试井压力模型和计算方法

油井注CO2采油,在CO2停注关井后,井筒不同位置处温度与地层温度不相同,存在井筒和地层的热交换,变化的温度和井筒储集流动共同影响井底压力.为了正确模拟关井后不同时刻的井筒压力,温度,密度和速度分布,建立了一个基于CO2注入的井筒管流及地层渗流热流耦合数学模型,对地层气体渗流采用半解析半数值的求解,对井筒流动使用PISO方法来进行数值计算.计算结果表明:关井后热效应对井底压力导数曲线的早期形态有明显的影响,因而可以分析热效应对井底压力的影响,正确指导CO2注A工艺.     

井筒内超临界多元热流体注入过程的数值模拟

在稠油热采过程中,提高注入工质的流动参数可显著增加采收率。为评价超临界多元热流体注入井筒后的流动传热特性,建立了相应的计算模型,得到了井底温度、压力与沿程热损失随注入流量、井口温度及井口压力的变化规律,并与注入超临界蒸汽情况下的流动传热规律进行了比较。结果表明,井底参数与注入流量呈单调关系;井底压力与井口温度、压力亦呈单调关系;而其他井口、井底参数的组合呈现出复杂关系。相同井口压力条件下,为使井底参数达到超临界状态,超临界多元热流体的井口温度和注入量高于注入超临界蒸汽的情况。适当选取较低的井口压力,可以减少热损失,提高经济性。所得结果可为注入工质参数的选取提供参考,进而为海洋稠油开发中的能源与动力保障的研究及设计明确需求。     

烟气在井筒中的酸凝结规律

注烟气开发稠油技术中,确定烟气酸凝结点温度已经成为避免发生低温酸腐蚀、提高注烟气采油安全性的关键。通过建立烟气在井筒中的流动与传热模型,计算了不同烟气成分及参数下沿井筒深度的酸凝结点,分析得到不同注入介质及参数对酸凝结点的影响规律。结果表明:烟气注入压力越高,水蒸气含量和三氧化硫含量越高,则烟气酸凝结点温度越高,酸凝结位置离井口越近;注入流量越大、注入温度越高,则井底温度越高,酸凝结位置离井口越远。提高注入温度和流量,降低注入压力,对烟气进行脱硫、脱水处理,可以防止井筒内出现酸凝结。     

地下储气库注采井温度压力耦合分析

地下储气库进行循环注气、采气作业,引起注采井筒温度、压力分布的交替变化,准确预测井筒温度、压力分布是优化设计管柱的基础。基于气体质量、动量、能量平衡方程和地层-流体径向非稳态传热模型,考虑气体的焦耳-汤姆逊效应,得到了井筒气体温度、压力、密度和流速的耦合微分方程组,采用四阶龙格-库塔方法数值求解。通过实例分析了注采工况下井筒的温度、压力分布特征及影响因素,并与Well Cat软件计算结果相比较,结果表明注气井口温度、注气压力、注采流量和作业时间影响井筒的温度压力分布。注气中,注入压力对井底压力的影响最大,对井底温度的影响很小;采气中,井口温度随流量的增加而增大,井口压力随流量的增大而减小;作业早期温度、压力随时间变化较大。     

高压气井修井挤压井井筒流动模型

塔里木油田克深气田超深、高温、高压,部分气井在生产过程中环空异常带压,若长期监控生产,井控风险大,需要进行压井以便开展修井作业。高压气井修井挤压井作业过程井筒流动规律复杂,压井风险高。考虑压井过程井筒-地层复杂耦合流动,建立了高压气井挤压井数学模型,模型预测结果与实测数据吻合较好,能够满足高压气井挤压井施工设计的需要。通过数值计算,分析了高压气井挤压井作业井筒流动规律及影响因素。研究表明,挤压井过程中井底压力和油压对地层渗透率、储层厚度、地层压力、压井液排量等参数较为敏感,储层渗透率和厚度越低,地层压力越高,压井井底压力和油压越高。压井液排量越大,压井持续时间越短,产生的井底压力越高。挤压井作业需根据储层渗透率、厚度及地层压力等参数,确定合理的压力液排量等施工参数,在保证压井成功高效的前提下,避免压漏地层。     

地层H2S侵入时井筒压力变化规律及控制研究

随着我国酸性油气藏勘探开发的深入,处于对井控安全的考虑,需对酸性气体侵入后井筒多相流动及相态转变规律进行研究。针对H₂S特殊的物理性质,并考虑其在井筒内相态变化,建立了钻井过程中H₂S侵入时井筒流动与传热的数学模型。将井筒传热、压力与H₂S物性参数耦合迭代计算,给出了求解方法并编写程序进行数值计算。计算结果表明:井口回压较小时,H₂S在环空上升过程中由液态转化为气态,相态转变点上部为气液两相流,其压力梯度较小,下部为井筒单相流,其压力梯度较大。H₂S侵入速度对环空压力和相变井深均有影响。随着侵入量增大,井底压力先急剧减小,后基本保持不变,而相变井深先增大后减小。井口回压对井底压力影响较大。随着井口回压增大,井底压力增大,但影响程度逐渐减小。井口回压不仅可以控制井筒是否发生相变,而且对相变井深位置影响十分大。对是否考虑传热对相变井深和井底压力的影响进行了对比分析。研究对提高酸性油气藏开发勘探安全具有一定指导意义。     

高速非达西流动定压生产气井试井分析方法

针对定压气井试井中求取高速非达西流动因子的难题,研究了井筒周围气体高速非达西流动影响,推导得出了无限大地层气井定井底流压生产的渗流方程,通过对该方程的处理,并对定压生产气井试井数据进行分析,确定出此类气藏的储层渗透率、非达西流动因子和表皮因子。实例分析表明,对于具备条件进行定流压生产测试的气井,利用该试井分析方法可方便、准确地求取地层参数。     

异常温压复合地层注热流体井井筒传热计算

考虑到储层温度、压力对于注热开采井井筒热损失的重要性,利用热量传递基本理论和能量守恒原理,建立了含有异常温压储层的注热流体井井筒热损失计算模型。分析了地温梯度和地层压力系数对岩石热物性参数的影响,计算了不同流体注入速率和不同隔热层参数下的井筒热损失程度,并讨论了地层温度压力对井筒流体稳定时间和稳定温度的影响。结果表明,对于单一的砂质沉积,地层压力系数越高,岩石的导热系数越大,热扩散系数越小;温度异常对井筒热损失影响较为明显,存在高温、低压地层的井筒热损失小,井筒流体到达稳定状态时温度较高。该模型可用于现场同类油藏的井筒沿程温度预测。     

注液态CO_2采油井筒热力分析

目前CO2已经被用作有效的驱油剂,CO2到达井底时的热力状态对驱油效果有较大影响.针对影响井底CO2压力和温度的因素,根据液态CO2在竖直井筒中的热量传递原理和流体流动理论,在Ramey建立的物理模型基础上,建立了液态CO2井筒流动与传热数学模型,通过求解实例,得到井筒内液态CO2温度和压力的分布规律以及各因素对井底CO2参数的影响.结果表明:井筒内CO2的温度和压力随井深的增加而近似成线性增加;当注入速率增大时,气液分界面加深;井底温度随入口流量的增加而降低,而受入口温度的影响较小;井底压力随井口注入压力的增加而成比例增加,随着流量的增加呈先增后减的趋势;环空介质采用清水比空气的导热效果好.     

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。     

气液混输管线气相流量瞬态变化特性实验研究

在大型多相流实验环道上进行了气体流量快速变化的瞬态特性实验。结果表明 ,气体流量突变产生沿管线衰减传播的压力波 ,它在分层流中的传播速度大于其在段塞流中的传播速度。气体流量突变后 ,不同流型下其压力变化趋势相同。在气体流量突然增加的过程中 ,出现压力过增量 ;在气体流量突然下降过程中 ,出现压力过降量。但是 ,压力在两种流型中的瞬态变化机理不同 ,分层流中压力的瞬态变化取决于气体的惯性和可压缩性 ;段塞流中压力的瞬态变化过程则取决于液塞的惯性和液膜区气体的可压缩性。在气体流量瞬态变化过程中还可能出现对应准稳态过程未出现的流型。当气体流量突然增加时 ,在分层流的瞬态变化过程中可能出现段塞流 ,在段塞流的瞬态变化过程中会出现冲击性增强的高频段塞流 ;当气体流量突然降低时 ,在段塞流的瞬态变化过程中则会出现短时间的分层流。     

确定气井二项式产能系数的新方法

气井二项式产能方程是计算气井无阻流量的常用方法,其关键在于确定系数值。分析推理得出了一种简单的方法来确定气井二项式产能方程,不需要地层静压,只通过井底流压和产气量的数据,利用线性回归法,即可建立二项式产能方程,同时还能够反推确定地层压力。在塔里木盆地牙哈凝析气藏的实际资料计算结果表明提出的方法计算结果可靠。具有较为广阔的应用前景。     

注超临界气体井筒温度压力场计算方法

根据传热学、热力学和垂直管流理论 ,建立了注超临界气体井筒温度压力分布的数学模型 ,提出了节点解析法、数值差分法以及焓插值法 3种求解方法。对辽河油田静 35块高凝油注不同介质现场效果进行的对比计算结果表明 ,在 0～ 6 0 0m井深时 ,井筒温降很大 ,随井深的增加 ,温降逐渐变小 ,温度趋于稳定 ;压力随井深的增加逐渐变为线性增加。利用节点解析法和焓插值法计算均能得到满意结果 ,其中解析法结果最为准确 ,而用数值差分法求得的温度偏高、压力偏低     

页岩气水平井体积压裂试井压力特征

 页岩气藏普遍采用体积压裂方式开发。通过考虑吸附解吸影响的渗流方程,建立了考虑压裂体体积及展布的水平井渗流模型,分析了不同压裂体体积及展布情况下的压力特征。研究表明:压裂体体积及展布主要影响早期线性流曲线形态特征;压裂体的压裂程度影响着早期线性流持续时间的长短;早期线性流曲线特征受多重因素影响,在对体积压裂进行试井评价时需要综合考虑。     

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。     

煤层钻孔周围瓦斯压力分布的流量反演分析法

用微积分方法建立了钻孔瓦斯涌出量与孔壁流速及时间的关系式;在Darcy定律的基础上,运用流量反演分析法,得出了瓦斯流动的微分方程和瓦斯压力的解析表达式。该结果为研究瓦斯流动及钻孔周围瓦斯压力分布随诸参数变化提供了较为简捷的方法。     

用不稳定测试资料确定均质气藏气井产能

以多产量下均质气藏不稳定压降方程通式为基础 ,提出了不稳定产能方程和全新的产能分析方法 .为了保证各产量段分析结果的一致性和可靠性 ,建立了均质气藏不稳定产能方程的最优化数学模型 .从测试的角度来说明该方法不需要关井恢复压力 ,产能分析结果受地层压力的精确程度影响较小 .对长庆气田实际资料的处理表明 ,运用该方法能有效地处理实际资料 ,提高测试资料的利用率 ;进行产能测试设计 ,可以显著地节省测试成本 ,提高气田经济效益