高含二氧化碳采出物节流特性实验研究

随着CO₂驱油技术的发展,高含CO₂采出物在通过井口节流阀时由于焦耳-汤姆逊效应会造成阀后低温,继而可能产生冻堵的风险。本文通过实验研究了高含CO₂采出物(CO₂/天然气/N₂/油/水)在通过节流阀时的温降情况,分别分析了阀前后压降、气液比、含水率等对节流温降的影响。研究发现：节流阀前后压降与节流温降呈线性关系;节流压降越大、二氧化碳的含量越高、气液比越大、含水率越低,节流效应越明显,阀后温度也越低,藉此提出基于阀后温度确定井口防冻的临界气液比的方法,该研究为高含CO₂油井井口防冻及集输工艺提供技术指导。     

水平气井内温度分布影响因素的实验研究

为了建立利用水平气井温度数据定量解释产出剖面的解释模型,需要对水平井温度分布的影响因素进行分析评价。通过室内气液两相流实验平台,研究了产气量、产液量、射孔簇开孔方式、井筒倾角、重力场等因素对井筒温度分布的影响规律。结果表明:单相气和气液两相由射孔簇进入井筒后都会出现焦耳-汤姆逊效应,气量越大,井筒内温度越低,液量越大,井筒内的温降效应越弱;相同条件下,射孔数目越多,流量-温度曲线越平缓,射孔分布越均匀,井筒内温度分布越平缓;气液两相流时管道倾角对温度分布的影响大于单相气时的影响;由于重力作用,同一横截面上温度存在偏差。研究结果丰富了水平井温度分布规律的认识,为利用温度数据解释产出剖面的解释模型建立提供指导,具有重要的工程应用价值和学术意义。     

CO_2驱低液量高气液比井下气锚模拟与优化

注CO_2驱油已在吉林油田开发低渗透油藏中取得了良好效果,其采油井出现典型的小液量、高气液比特征,导致在常规油井中运行良好的有杆泵采油工艺出现了较强的不适应性。为此,在分析常规重力类气锚和螺旋气锚分气原理的基础上,设计了适用于低液量高气液比的新型井下气锚结构,采用抽油机悬点运动规律作为抽油泵工作过程,修正了CFD模型的上边界条件,将地面气液比修正为入泵气液比并考虑气泡的破碎和凝聚,模拟了新型井下气锚工作原理,单因素敏感分析了柱塞的抽汲参数对新型井下气锚分气效率的影响。X井现场试验表明,采用新型井下气锚后,井口套压由9.5 MPa降至0.4 MPa,产液量由措施前的1.5 t/d升至17.4t/d,在产气量达到792 m~3/d情况下,泵效高达84.6%,明显高于同区块其余井平均泵效40.1%。该研究成果对于CO_2驱油的推广应用具有重要现实意义,对类似的高气液比油井有杆泵抽油具有重要的借鉴作用。     

高含硫化氢天然气气侵时的溢流特性

以四川某高含H2S气体的气井井身结构及钻井工况为基础,针对高含H2S气井溢流时的特点,考虑H2S在水中的溶解度,建立溢流期间环空各相流体的质量和动量守恒方程,并用有限差分法对方程进行求解。结果表明:H2S在井底的溶解度远大于CH4的,在距井口约360 m开始大量析出;H2S的含量越高,气体在上升过程中密度变化越大,气体开始剧烈膨胀的位置越接近井口;井底侵入气体量相同的情况下,H2S的含量越高,气体的膨胀倍数越大,泥浆池增量也越大,同时,刚开始气侵时H2S含量越高气相的体积分数越小,而到达井口后H2S的含量越高气相的体积分数越大,导致溢流检测的难度和井控的危险程度增加;高含H2S气井溢流时井底压力的下降值、泥浆池增量、关井套压小于纯烃类的,不能反映真实的气侵程度,而且随着时间的增加情况会更严重;高含H2S气侵时压井过程中套压值与纯烃类的相差不大,因此可以在井口施加一定的压力,抑制H2S气体的膨胀,减缓井喷事故的发生。     

注CO_2对含水原油密度影响实验及其预测模型

研究混合流体密度、黏度等参数的变化规律对采出井井筒举升工艺的设计工作有着重要意义。为了对新疆油田五_3东上乌尔禾组CO_2-含水原油体系密度进行更为准确的预测,设计开展室内混溶实验,测试了不同温度、压力、含水率和CO_2注入量条件下的原油密度,实验结果表明:注入CO_2摩尔分数相同的条件下,原油密度随着温度和压力的升高呈线性减小趋势,压力每增大6 MPa,密度降幅为2.7%,温度每升高15℃,密度降低2.0%;原油密度随着含水率的增大而增大,且含水率越大密度增幅越大;而相同温压条件下,注入CO_2摩尔分数越大,原油密度越小。通过正交实验结果分析得到4种因素对原油密度的影响显著性依次为:压力>温度>含水率>CO_2摩尔分数。由于现有密度计算模型极少同时考虑CO_2含量与含水率对于原油密度预测的影响,对该地区预测结果偏差较大,为此对其进行修正。新模型考虑因素更为全面,对该地区原油体系密度预测平均相对误差仅为-2.03%,利用森拉克原油数据进行验证,平均相对误差为-3.45%。     

CO_2乳液的界面特性对其渗流特征的影响

CO_2乳液在驱油过程中能够有效控制CO_2流度,大幅改善CO_2驱油效果,提高采收率。选择AOT作为CO_2乳液用表面活性剂,通过TRACKER-H界面流变仪测定AOT水溶液与CO_2体系在不同温度压力条件下的界面特性,通过岩心实验测定不同温度压力条件下CO_2乳液的封堵和调剖分流效果。结果表明:随着压力的增大,CO_2乳液界面张力随之降低,界面黏弹性随之增大;随着温度的增加,CO_2乳液界面张力增加,界面黏弹性降低;温度越高越不利于乳液的封堵,压力越高越有利于乳液的封堵,这与体系界面特性研究所得的结果相对应,说明CO_2乳液的封堵效果与其界面特性有关;温度和压力通过影响CO_2乳液的界面特性从而影响其渗流特征,CO_2乳液的强度越高、体系界面张力越低、界面黏弹性越好,其分流效果也会越明显。     

结构化反应器床层中两相流动特性实验研究

以空气-水为介质,分别以喷嘴和填充直径1mm玻璃珠的30cm高的床层为分布器,在表观液速为0.0522～0.1306m/s,表观气速为0.0739～0.5171m/s,气液并流向下的操作条件下,测定了0.1m直径塔中,孔径分别为1.1和2.1mm的2种结构化催化剂床层中的总压降和液含率等流动参数。结果表明,床层总压降随着表观气速、表观液速的增大均增大。液含率随着表观气速的增大而减少,随着表观液速的增大而增大。通过对2种分布器的比较可以发现,相同条件下,以喷嘴为分布器的床层总压降和液含率比以玻璃珠为分布器的床层总压降和液含率小。比较2种床层可知,相同条件下,结构化催化剂的孔径越小,其床层总压降与液含率越大。此外,建立了能较好预测两相摩擦因子以及液含率的经验关联式,偏差在±15%以内。     

不同参数下特低渗透油藏CO_2驱油效果实验研究

为了确定储层物性、注入方式、注采参数等开发参数对特低渗透油藏CO_2驱油效果的影响规律,开展了不同渗透率、不同注气压差、水/CO_2气体交替注入方式以及油藏非均质性条件下的CO_2驱替实验。实验结果表明,CO_2驱最终采收率随着岩心渗透率、注气压差的增大而增大,水/CO_2气体交替注入方式较CO_2连续注入的最终采收率要高出近10%,而储层的非均质性越强则越不利于特低渗透油藏的CO_2驱,裂缝性油藏更易于发生气窜导致最终采收率极低。     

砂砾岩致密油藏超临界二氧化碳吞吐适应性分析

为研究砂砾岩致密油藏超临界CO_2吞吐效果,基于M油田砂砾岩致密油藏岩储层条件室内模拟超临界CO_2吞吐饱和油岩心、含束缚水饱和油岩心。通过吞吐前后岩心中采出油量、采出油组分变化、吞吐前后油相渗透率变化得出:束缚水存在增加了超临界CO_2吞吐采出流体量但降低了原油的采收率,同时减弱了CO_2对原油的萃取能力,使得采出油组分变轻,CO_2萃取原油组分区间为C_(12)～C_(21);CO_2与地层水作用产生沉淀现象是导致吞吐后岩心油相渗透率下降的主要原因,CO_2与水作用强度大于与原油作用强度。     

抑制水合物冻堵的天然气开井动态模拟研究

针对天然气井工艺管道在开井过程中极易产生水合物冻堵的问题,采用Dynsim软件建立了开井工况动态模拟模型,讨论了开井流量、工艺管道敷设方式与保温层厚度、节流调节方案对节流后温度压力的影响,分析了开井过程中外界热交换的动态变化特征及对开井过程的影响,提出了加热炉前工艺管道优化设计与开井过程水合物优化控制方案。结果表明:开井流量对水合物生成风险具有重要影响,开井流量越小,水合物生成风险越大,但不管开井流量如何调整,井口工艺管道内均存在水合物生成风险;在保证下游出口超压在可接受范围的前提下,应通过同时调节各级节流阀或主要调节二级与三级节流阀来尽量增大开井流量,并配合注醇、加热等方式来避免在工艺管道中生成水合物;井口至加热炉前的工艺管道宜采用埋地敷设方式,埋地敷设管道无需保温,而架空敷设管道宜加保温措施。     

普光气田采气地面流程水合物形成预测与防止技术

普光气田为高含硫中等含二氧化碳干气气藏,在地面节流过程中容易形成水合物而堵塞集输管线.因此进行了水合物形成预测.基于渗流理论、产能方程和节流原理,通过Wellflo软件模拟计算了普光2井在不同产气量下井口的温度和压力值,并计算了不同节流级数和不同节流压力下节流后的温度,据此预测了节流阀后管线中能否生成水合物.结果表明:普光气田节流过程中容易形成水合物;地面流程为两级节流时,应重视一级节流参数的合理选择.在此基础上提出了地面流程的节流原则和相应的水合物防止措施.     

不加热集油常温技术及参数界限的确定

给出了不加热集油技术的理论依据。探索不加热集油技术的参数界限范围。结果表明,当回油温度达"35℃"以上时,可以实施常温输送或季节停掺。回油温度与产液量呈正相关关系,对回压上升有直接影响。停掺后,单井回油温度下降,下降幅度与井口与计量间的距离、产液量有关,产液量越高、井口到计量间距离越近,温降幅度越小。     

压缩比和膨胀比对气波分压器性能影响

气波分压器是一种新型压力交换设备.首先通过数值模拟方法,揭示气波分压器的工作原理,而后搭建实验平台,研究压缩比和膨胀比对气波分压器的中、低压端口间制冷温降和高压出气流量占比的影响.实验结果表明:在膨胀比一定时,中、低压端口间制冷温降和高压出气流量占比随着压缩比的增大而减小;膨胀比越大,其所能达到的极限压缩比越大,即在膨胀比越大的情况下,其能实现的增压范围越广,当膨胀比为2.4时,其极限压缩比约为1.375.在压缩比一定的情况下,中、低压端口间制冷温降随着膨胀比的增大而增大,而高压出气流量占比随着膨胀比的增大呈先增大后减小的趋势,在其他操作参数和结构参数不变的情况下,最大高压出气流量占比对应的膨胀比不随压缩比的改变而改变.     

海上油田氮气泡沫稳油控水注采参数数值模拟

 国内某海上的油田典型块状底水油藏大部分井已经出现底水锥进现象,改善该油田的高含水井开发效果,控制直井底水锥进和水平井底水脊进成为油田稳产的关键。为了有效实施氮气泡沫稳油控水提高采收率技术,以该油田一口井为例,开展氮气泡沫稳油控水注采数值模拟研究,在历史数据拟合的基础上,对氮气泡沫稳油控水注采参数进行了优化设计,为工艺方案实施提供技术支持。氮气泡沫稳油控水最佳注采参数为,注入方式为连续注入、注气量为45×10⁴m³、气液比为1：1、焖井时间3d、焖井后最佳产液量900m³/d。     

用于CO_2注气驱的油井缓蚀剂加注工艺优化研究

吉林某油田CO_2注气驱油井受CO_2分压、温度、采出液含水率以及细菌含量等诸多因素影响,造成井下管柱的严重腐蚀。为减缓腐蚀,当前主要采用井筒加注咪唑啉缓蚀剂来保护油井井筒和井下设备。通过研究CO_2、SRB等多因素条件下的腐蚀规律和腐蚀主因素,从降低防腐蚀成本的角度考虑,考察了缓蚀剂类型、加药方式、加药浓度、加药周期对井下油套管腐蚀的抑制效率和长期有效性,并根据现场情况制定了合理的加药制度,提高了缓蚀剂的作用效率,延长其服役寿命,使区块整体腐蚀速率低于0.076 mm/a,实现了井下腐蚀的防护效率与成本的最优化。通过工艺优化,不仅延长井下设备的服役寿命,也降低了防腐蚀成本。     

挥发性油藏酸气回注的最小混相压力与组分优化

高含H_2S和CO_2酸性气体的低渗透挥发性油藏在开发过程中,H_2S和CO_2会以溶解气的形式被采出,并占有较高的摩尔分数。分离器条件下的气态轻烃通过回注地层,在油藏压力高于最小混相压力(MMP)时达到混相驱动,一方面可以显著提高驱油效率,另一方面可以起到减缓压力衰竭的目的。H_2S和CO_2作为污染气体,分离和回收成本较高;而与烃气一同回注地层势必会对MMP产生影响。因此,需要研究酸性气体对溶解气回注MMP的影响规律并且合理地优化回注气组分。在对目标区块原油组分拟合重组的基础上,通过混合单元格法预测MMP,研究了溶解气主要组分的混相能力以及H_2S和CO_2对烃气驱MMP的影响规律,通过正交试验方法优化了注入气比例。结果表明:作为酸性杂质气体H_2S和CO_2具有较强的混相能力,可以降低注气MMP;最优注气形式为溶解气直接回注地层。     

稀释气/天然气燃烧及NO_x排放特性

以甲烷/空气/稀释气预混火焰为研究对象,研究了CO_2和N_2这两种稀释气对天然气燃烧NO_x排放的影响;借助反应路径分析方法,揭示了CO_2的化学效应和热效应对NO生成的影响机制。研究结果表明:1)CO_2降低NO_x排放的效果比N_2更显著,其化学效应主要是通过在火焰面区内消耗大量CH_2(s),降低了区内CH的浓度,从而减少NO的生成。2)热效应的减排作用比化学效应更大,通过降低绝热燃烧温度实现。3)稀释气会轻微增大混合物着火延迟时间和大幅度降低层流火焰速度,表明引入稀释气降低污染物排放的同时还存在明显抑制燃烧反应进行的作用。     

黏度对垂直管气液两相流压降的影响

压降是气液两相流研究中的重要参数,而黏度对气液两相流压降有显著影响,因此有必要对不同黏度下压降规律进行研究。采用多相流试验平台测试系统,在内径60 mm,实验段长8 m的垂直管中开展油气两相流实验研究。表观液速0. 08～0. 20 m/s,表观气速1～19 m/s,气相为空气,液相为白油,黏度分别为25、50、70、150、200 m Pa·s,研究黏度对压降以及Beggs-Brill、Mukherjee-Brill和Hasan-Kabir三种压降模型计算准确性的影响。结果显示:压降模型的计算精度绝大部分会随黏度的增加而降低,其中Beggs-Brill模型在不同黏度下准确度较其他两种更为稳定,但黏度在200 m Pa·s时绝对误差高达42. 67%;黏度对于总压降影响明显,而对位差压降的影响较小;实验中观察到负摩阻压降现象,发现表观气液速度越小,黏度对负摩阻压降影响越大。     

高含气率条件下V锥流量计的压力恢复特性

针对高含气率条件下V锥流量计内气液相分布及对V锥下游压力恢复影响进行了实验研究,考查了不同流型的来流以及节流比对气液相分布的影响,获得了不同节流比V锥流量计的压力恢复长度。研究表明:气液两相流流经V锥后,其流动状态可能发生转变,节流比越小,来流的变化越明显;流态的变化直接影响V锥流量计内的压力分布,气液两相流条件下V锥流量计所需的压力恢复长度与单相流体相比较短。对于节流比为0.45的V锥流量计,高含气率条件下,下游压力在6D(D为管道内径)处可以恢复,部分工况下,压力在下游3D处也可恢复,而节流比为0.55、0.65和0.75的V锥流量计,压力在下游3D处即可恢复。研究结果可为开发基于单V锥节流元件的气液两相流量在线测量方法提供技术支撑。     

θ环填料塔中飞灰对TETA溶液吸收CO_2性能的影响

为了解燃煤烟气中飞灰颗粒对三乙烯四胺(TETA)溶液吸收CO_2性能的影响,采用液相加入飞灰的方式,在自行设计的乱堆不锈钢θ环填料塔内进行了实验研究.考察了飞灰在溶液温度、液气比、填料高度和飞灰浓度等操作条件下对TETA溶液吸收CO_2的效率η和体积总传质系数K_Ga_V的影响规律.结果表明:飞灰的存在降低了TETA溶液吸收CO_2的效率η和体积总传质系数K_Ga_V,且随着飞灰浓度的提高其影响呈增加趋势;随着溶液温度的增加,TETA溶液和TETA-飞灰溶液吸收CO_2的效率η先升高后降低,K_Ga_V则平稳升高;随着液气比的提高,η和K_Ga_V均快速升高;随着填料高度的增加,η和K_Ga_V升高,但K_Ga_V的升高速率较快;随着溶液温度、液气比和填料高度的增加,飞灰对η和K_Ga_V的影响逐渐减弱.