特稠油-水两相水平管流压降规律研究

针对特稠油高黏及其组成复杂特性造成的集输难题,以新疆K96井区特稠油和自来水为研究对象,在混合流速为0.4~1.5m·s-1、入口含水率为0.5~0.8、温度为60~85℃的试验条件下,环道模拟了特稠油-水两相水平管流阻力特性,分析了入口含水率、混合流速和温度对特稠油-水两相水平管流压降的影响。结果表明：特稠油-水两相管流转相点为0.55,含水率高于转相点20%左右时,油水两相流的流动性良好,其压降梯度对混合流速和温度不敏感;而低于此值时则不然,压降梯度随混合流速和温度的波动较大。研究为特稠油或超稠油掺水安全经济集输提供了参考。

水合物浆液流动压降规律研究进展

开展水合物浆液流动压降影响因素的研究,可为水合物浆液临界流速的确定、黏度变化规律的阐明、微观粒径分布特征的定量表征等研究提供参考,对水合物浆液管道安全输送具有非常重要的意义。鉴于此,归纳了近年来国内外研究者对于水合物浆液流动压降实验及模拟研究的相关成果,对影响水合物浆液流动压降的宏观影响因素和微观颗粒影响因素进行了总结,探索了水合物体积分数、浆液流速、水合物颗粒粒径大小、颗粒密度等因素对流动压降的影响。分析发现,水合物体积分数和浆液流速对流动压降的影响均存在一个临界值,且压降变化受流速影响程度较大;流动压降随着颗粒粒径与密度的增大而增大;部分研究者所建立的黏度、压降的预测模型在特定体系下具有较好的适用性,但运用到其他体系则效果不理想,有一定的偏差。因此,在后续研究中,模型的建立需要从综合分析不同体系、水合物颗粒物性参数、水合物与多相流动的耦合关系等方面继续优化和探索,以期实现模型对浆液实际流动更准确地描述。此外,综合分析多个因素对浆液压降变化的影响以及确定浆液安全输送情况下的最优参数组合也将是今后重点的研究方向。

煤层气井压降规律与排采参数关系分析——以保德区块为例

煤层气区块排采制度以现场经验为主,与区块的地质条件及开发现状结合较少。压降漏斗的扩展形态是煤层气井地质特征和开发方式的具体表现形式,利用压降规律建立合理的排采制度是煤层气田科学开发的关键环节。将压降漏斗横向上的压降半径和纵向上的压降大小比值称为压降漏斗表征系数,分析认为压降漏斗表征系数越大,单井产气量越大。以保德区块试验区为例,通过Eclipse建模及Matlab画图工具箱分析了3种不同煤层渗透率、地下水流体势及试验区井组间干扰对压降漏斗表征系数的影响后,建立了合理放气套压与合理压降速率等排采参数与压降漏斗表征系数的函数关系式,计算了滚动开发区C1~C13井的合理放气套压以及S1~S12井的合理压降速率,结果表明理论计算排采参数值与生产实际值差值越小的井,单井产气量越高,表明该方法建立的煤层气井排采参数计算方法可靠,可指导见套压未放气井和见气井的合理排采,为煤层气区块的定量化排采提供理论依据。

稠油-水两相高温高压垂直管流压降规律

针对深层稠油在井筒举升过程中形成油水两相混合流体造成举升困难的问题,采用高温高压垂直管流装置,实验研究了加入乳化降黏剂前后高温(30~130℃)、高压(0.1~50 MPa)条件下不同持水率稠油水两相流体的垂直管流压降规律,发现压降损失随持水率的增加逐渐增大,在相转换点附近达到最大值,发生相转换后,随持水率增加急剧降低。流速越大,压降损失越大,但当流速增大到一定值时,由于高流速下稠油的剪切变稀特性,压降增加趋于平缓。在高温高压实验数据基础上,依据前人模型,推导并修正得出稠油水两相压降计算模型,实验数据与模型拟合度达0.97以上,绘制了不同黏度稠油在不同油水比下的举升压差关系图版,为进一步精确预测含水稠油的井筒压降规律提供了新的方法。

碳酸盐岩非均质气藏地层压降规律

地层压力是气田开发中的重要指标,掌握气藏压力变化规律,对于气田中长期规划和技术调整决策具有重要的指导意义。文章针对碳酸盐岩储层非均质性强的特点,采用数值模拟方法,研究非均质储层气藏压力变化规律。

煤层气排采储层压降传播规律研究

根据煤层中的渗流机理建立了煤层压力分布数学模型,计算出煤层气排采时煤层中的压力分布情况,揭示煤层中压降传播的规律。利用Matlab7.11软件模拟晋城某区块煤层气储层压降传播情况,分析了影响压降速度、压降大小以及压降传播距离的因素。研究表明:煤层的渗透率、孔隙度、压缩系数及排采时间对煤层中各点的压降速度影响较大;煤层压降与产水量、煤层有效厚度、煤层的渗透率、孔隙度、排采时间和煤层含水量呈正相关;煤层的渗透率、孔隙度、排采时间与压降在煤层中传播的距离呈正相关。

韩城矿区煤储层非稳态渗流压降传播规律

为了探究煤层气开发过程中煤储层压降传播规律,通过耦合平面径向非稳态渗流模型及火柴棍模型,建立了排采初期单相水非稳态渗流模型,并利用MATLAB软件实现了韩城矿区不同层位储层压降漏斗传播三维成像,分析了压降传播规律及控制因素。研究表明:压降漏斗曲面顶部较为平缓,井筒附近骤然变陡,底部呈细长的锥状,流体能量主要消耗在近井地带。利用纵向压降与扩展距离及时间的比值λ将压降漏斗分为2类:位于3号煤层的W1井和位于11号煤层的W3井λ大于1.5×10^(-5)MPa/(m·d),压降漏斗横向扩展速度慢,持续以纵向加深为主,为Ⅰ类压降漏斗;位于5号煤层的W2井λ小于1.5×10^(-5)MPa/(m·d),整体以水平扩展为主,纵向加深较慢,为Ⅱ类压降漏斗。同时,λ越大,纵向加深越明显,λ越小,水平扩展越明显。在排水阶段,排水时间越长、排水速度越大、压降叠加越强、煤层厚度越小、初始孔渗条件越好,越有利于煤层气开发。

考虑孔渗变化的非稳态渗流煤储层压降传播规律

基于平面径向渗流理论及煤岩特殊性质,建立了内边界定产水、外边界无限大条件下,排采初期单相水非稳态渗流模型。应用Matlab软件模拟计算了韩城地区两类压降漏斗变化形态;并分析了储层压降传播规律及控制因素。研究表明:纵向压降与扩展半径及时间的比值λ可以用来表征煤储层压降能力强弱,λ越小,压降漏斗水平扩展越明显;λ越大,纵向加深越明显;控制压降漏斗形状、影响压降传播的主要因素分为工程和地质因素,包括排水速度、井网井距、煤层厚度、孔渗条件、水文地质条件等。

全尺寸射孔完井水平井筒流动压降实验

采用外径139.7 mm的壁面打孔套管模拟射孔完井水平井筒,通过模拟实验研究射孔参数及壁面注入比对各种压降的影响规律。实验结果表明:①随着射孔密度、射孔孔径、射孔相位的增大,壁面摩擦压降和总压降均增大,混合压降减小。②射孔套管出口主流雷诺数相同时,随着壁面注入比的增大,总压降和混合压降均增大。壁面注入比小于临界值(本研究条件下为0.05%～0.10%)时,混合压降小于零;壁面注入比大于临界值时,混合压降大于零。壁面注入比小于0.10%时,加速度压降可以忽略;壁面注入比大于0.10%时,加速度压降随壁面注入比的增大而显著增加。③随着壁面注入比的增大,壁面摩擦压降占总压降的比例逐渐减小,加速度压降占总压降的比例逐渐增大。壁面注入比小于1.00%时,混合压降占总压降的比例随壁面注入比的增大而增大;壁面注入比大于1.00%时,混合压降占总压降的比例基本保持不变。

聚合物驱分层注入井节流装置的压损规律研究

当油田开采进入特高含水后期,分层注水已经不能有效提高采收率,聚合物驱成为提高油田采收率最有效的方式之一,而油田分层注入聚合物驱精准调控成为了一个重要问题。为满足现场分层注入聚合物驱节流压降需要,利用仿真软件对3种结构的井下分层节流装置进行了数值模拟,得到流体的压力云图,分析了压力损失机理和规律,确定了节流压降规律与节流装置的管芯环数、环空距离的关系。分析结果表明:在相同的管芯环数和环空距离条件下,流线型节流装置的压降最大,压降调节能力最强,通过建立合适的管芯环数和环空距离可满足油田分层注入流量调节的需要;根据得到的节流压降规律,通过改变管芯伸入环数可实现现场分层注入聚合物驱实时精准调控目的。所得结论对现场分层注入聚合物驱流量精准调控具有指导意义。

流动体系水合物生成及其流动特性试验研究

依托管道式水合物综合试验平台,以水和CO2为试验介质在6.5~8.5℃的条件下试验研究了CO2水合物生成特性及水合物浆液流动规律。试验初始压力为4.5 MPa,含气体积分数为31.16%。同时,利用压降分析法探究了CO2水合物浆液的流动特性,并归纳了CO2水合物浆液管道压降关联式。研究结果表明,水合物首先在管道内壁处生成,然后逐渐向管道中心生长,最终造成管道的堵塞。此外,水合物浆液管道压力分布存在突然降低的情况,而管道末端压力反而升高,这是因为管道末端有部分水合物发生分解。研究结果可为水合物的防治工作提供理论支持与技术储备。

气液两相嘴流滑脱效应试验及预测模型

为了准确预测井筒内气液两相节流生产动态参数,通过搭建气液两相嘴流的物理模拟试验装置,在嘴径为10、12、14、16 mm的节流孔板条件下,对不同气液比的持液率进行了评价试验,在此基础上通过试验数据拟合了滑脱因子k与气体质量含率x和节流孔径d之间的函数关系,将其引入能量守恒方程建立了考虑气液两相滑脱的新节流预测模型。嘴流试验结果表明,气液两相过节流装置时滑脱现象较为明显,嘴径和气液比对持液率的影响较大,有必要在节流预测模型中考虑气液两相之间滑脱;新气液两相节流预测模型对Ashford与Pierce公开发布试验数据的误差分析结果表明,两者的计算误差分别为4.63%和6.01%,均能够满足现场气液嘴流计算的精度要求。新模型可以准确预测气液两相嘴流生产动态参数。

玛湖原油掺水集输流动特性研究

玛湖油田生产周期内液量变化大、同时采出液含水率逐年降低,致使常规集输工艺适应性差、投资运行成本高。为了保证生产集输安全运行,降低运行成本,利用室内环道进行了玛湖原油掺水集输流动特性实验研究,通过改变掺水量和掺水温度,测量玛湖原油在管流过程中的流速、温度、压降等特征参数,得到了不同含水率、温度、流速下油水两相流的压降规律和反相规律:油基流阶段,压降梯度随流速的增大近似呈线性增长,随温度的升高明显减小,随含水率的增大而增大,并在反相点处达到最大;水基流阶段,压降梯度随混合流速增大而缓慢升高,随温度升高略有减小,随含水率增大变化不大。此外,混合流速增大和集输温度降低都可以降低转相的临界含水率,促进反相提前发生。

煤层气井整体解吸出现时间计算方法

为了判断煤层气井整体解吸出现时间,基于油气藏数值模拟软件,以沁水盆地A区块典型井为原型,建立煤层气理想数值模型,分析了整体解吸出现时间与渗透率、孔隙度、煤层厚度、临界解吸压力等的关系,结果表明:整体解吸出现时的地层水采出程度与孔隙度、临界解吸压力相关,而与渗透率、煤层厚度无关。并首次形成了出现整体解吸时地层水采出程度与煤层物性的关系图版,通过该图版,研究人员可快速判断煤层气井是否实现整体解吸,对煤层气的高效开发具有一定的指导作用。

玛湖油田溶气原油流动特性研究

玛湖油田油藏地质储量高,是未来重点开发的建设区域。然而玛湖油田采出液含水率逐年降低,原油混输时摩阻大幅升高,导致投资运行成本高。此外,玛湖油田的常规集输工艺适应性较差。因此,如何实现玛湖原油安全经济的运输成为关键问题。为解决该难题,本文针对玛湖油田溶气原油的特点,特别设计了一套室内环道来进行溶气原油流动特性研究。实验通过改变溶气原油温度得到了流动条件下溶气原油的动态凝点及压降特性,并发现向原油掺气可有效降低管输介质的有效黏度。研究结果表明调控原油温度、气液比及气液流速可有效改变管流压降,采取溶气措施时溶入伴生气对管流压降的降低效果优于溶入CH 4气体的降低效果。因此,通过调控集输过程中原油温度、气液比及气液流速,即可实现玛湖油田集输系统的安全、高效、经济运行。

高含水期高凝高黏原油低温集输特性

随着中国大多数油田已进入高含水期,原油流动特性发生了较大变化,传统的双管掺热水工艺流程能耗较高,为降低集输能耗,优化工艺流程,急需对管道低温集输特性开展研究。在华北油田某区块搭建了可视化试验管道,开展长期的低温集输试验,持续研究低温集输过程中高含水原油管输井口压力的变化规律和流型变化趋势。结果表明:不可低温集输油井的井口压力迅速上升至安全阈值,可低温集输油井井口压力变化分为4个阶段,长期监测发现井口压力会出现规律性波动;低温集输特性受油品物性、产液量、含水率及环境温度等因素的综合影响。试验观测到管道起点段流型为油气水分层波浪流,终点段油水流型随着集油温度降低由无胶凝淤积的分层流转变为有胶凝淤积的分层波浪流。研究结果能够指导现场安全生产及低温集输特性的深入研究。

水平管中油水混输的数值模拟分析

通过对我国五种典型原油不同含水率变化的Fluent数值仿真分析,获得了这五种典型原油在水平管内的传热和流阻数据,通过对数据的分析,从而找到原油粘度及含水率对油水混合物的传热及阻力的影响规律,为石油混输相变加热炉设计计算中的输送压力、输送温度、泵及管路的选择和优化具有重要意义,为节约材料、能量提供有力的理论依据。