高含水期水平管油气水三相流动数值模拟

由于油气水三相间存在着不稳定的混合界面,在不同的条件下可产生多种流型。采用VOF多相流模型对水平管道中油气水三相流动进行数值模拟,得出在不同含气体积分数、含油体积分数、黏度及流速条件下油气水三相在水平管道中流动的相分布图。分析可知,在高含水期,随着含气体积分数的增加,流型由气泡流发展成分层流;随着混合物流速的增长,流型由分层流发展成段塞流。含气体积分数和混合物流速对流型有较大的影响。含油体积分数和原油黏度对流型的影响不明显。计算结果与相关理论比较吻合,对实际工程具有一定的指导意义。

倒U形管内油气水三相流动流型分布的研究

通过可视化观察 ,采用以电导探针与光纤探针相结合的方法 ,对弯头连接起来的倒U形管内油气水三相流动流型分布进行了试验研究。结果表明 ,由于弯头的影响 ,使得倒U形管垂直段内的流型分布表现出不同于长直管内的流型分布 ,表现出更多的流型形式 ,同时由于油水两相流动的影响 ,使得倒U形管内的油气水三相流动的流型分布更为复杂。建立了流型图 ,实现了在同一流型图上表示油气水三相所有流动形式。

水平管内油气水三相流动摩擦阻力压降特性研究

对水平管内油气水三相流动的摩擦压降特性进行系统的理论和实验研究 ,建立了泡状流和环状流摩擦压力降的理论模型 ,揭示了摩擦压力降随折算气速、折算液速、油水混合物含水率及管径的变化规律。实验结果与理论计算结果相吻合。

油气水三相流动时油井含水率预测方法研究

为研究溶解气驱油藏油井含水率的变化规律，对油气三相流动时，产油量与流压、产水量与流压的关系进行了研究，利用Ｖｏｇｅｌ方程和产水量的经验公式，推导出了含水率率预测的关系表达式。经实测数据验证，表明该公式计算简单，精度高，适应性广。

岩石润湿性对油气水三相相对渗透率的影响

在地层温度下.用隐定法对饱和过程为S_w↓S_o↓S_z↓的油湿和水湿人造砂岩的油气水三相相对渗透率进行了实验测定,实验中分别采用电阻率和称重法测水相和油帽的饱和度,用“三段岩心”法消除末端效应。实验结果表明:岩石润湿性对相对渗透率有明显的影响,水湿岩石中,水的等渗线为一组直线。即水相相对渗透率只与水饱和度S_w有关,而与油,气的单独饱和度无关,油、气的相对渗透率与所有三相的饱和度有关,油的等渗线为一组凹向100％S_o点的曲线,气的等渗线为一组凸向100％S_z点的曲线;在油湿岩石中,油,气、水三相的相对渗透率与所有三相的饱和度有关,各相等渗线均为一组凸向100％各自饱和度点的曲线。

突变管段三相流流型研究

油气水三相流动极其复杂,三相之间的混合界面稳定性较弱,因此在不同的输送条件下存在多种流型。使用VOF模型,以突变管段内油气水三相流为模拟对象,在气体体积分数、原油黏度及流动速度等参数不同的条件下,对流体在管内的流动进行了模拟,得到了相应的相分布云图。研究结果表明,气体体积分数及流速对多相流流型具有很大的影响,而原油的黏度对流型的影响不是很明显。

吉林油田CO_(2)驱高气液比油井井筒压降预测模型

目前,吉林油田CCUS已进入工业化推广应用阶段,部分井油压超过掺输压力,需介入控压措施,而准确预测井筒压力则是进行转喷预测和控压工艺设计的关键。CO_(2)驱高气液比油井井筒流动具有多组分、存在相变及流型转变等特征,导致现有压降模型不适用。为了进一步揭示CO_(2)驱油井井筒多相流动规律,准确预测井筒压降,开展了油气水三相井筒可视化流动模拟试验,明确了高气液比条件下,气体扰动对油水相间作用的影响规律;基于试验数据,通过因素分析,明确了表观气、液流速和含水率与持液率的变化关系,引入新的无因次数准数,拟合得到持液率计算新模型;综合考虑CO_(2)在原油和水中的溶解度,以及CO_(2)沿井筒流动的相态变化,建立了CO_(2)驱高气液比油井压降预测模型;现场实际测压数据验证表明:新模型最大误差为8.32%。与常用工程压降模型相比,新模型精度最高。该研究成果对保障CO_(2)驱高气液比油井的安全稳定生产具有重要的意义。