临界携液流量

摘要： 临兴致密气田属于典型“低孔、低渗、低产”气田,气井投产后普遍产水,且压力下降较快,气井积液现象较为普遍。为了提高临兴致密气井无积液开采期,提高气田采收率,通过修正“平均温度及平均偏差系数法”井筒压力模型,优选符合临兴区块的临界携液模型,利用现代产量不稳定分析法Blasingame和Log-Log特征曲线对LX-X1井积液前的生产数据进行拟合,获得储层渗透率、裂缝半长、裂缝导流能力及井控面积等主要参数,在历史拟合的基础上对该井的产量进行定压预测,并将预测产量与井的临界携液量进行比较,从而预测出LX-X1井的积液时间,结果 与实际积液时间相差13天。该方法 对气井积液时间预测以及把握开展排水采气措施适当时机具有一定的指导作用。

摘要： 针对延北113—133气藏水平井积液后,如何利用速度管柱提高排水采气效率,同时较大程度恢复产能的问题,在综合考虑储层条件、井筒状况、生产动态的基础上,利用数值模拟方法开展了不同储层类型的井及速度管柱安装的合理尺寸及时机研究。研究成果表明1)速度管柱的安装时机影响气井的阶段累计产出,不影响最终的累计产出;速度管柱的安装尺寸既影响阶段累计产出也影响最终的累计产出。2)对于Ⅰ类和Ⅱ类储层的井,应该在采出程度约大于33%的时候安装速度管柱;对于Ⅲ类储层的井,采出程度约大于19%的时候安装速度管柱。3)速度管柱的安装尺寸应随着储层物性的变好而增大,Ⅰ类和Ⅱ类储层的井应安装较大尺寸速度管柱,Ⅲ类储层的井应安装较小尺寸的速度管柱。该研究形成的与储层条件适应的速度管柱安装策略,对延北气藏的高效开发具有一定的指导意义。

摘要： 积液气井连续管注氮排液过程中,为了优选注氮排量、注气深度、连续管尺寸及下入速度等参数,基于气液两相流动压降理论及临界携液模型,建立了连续管注氮排液算法模型,从临界注氮排量、井底压力、注氮泵压3个方面对注氮排液参数进行分析,研究了最佳注氮排量范围及排液参数对井底压力和注氮泵压的影响规律。研究结果表明:随着注氮排量的增加,满足临界携液的井筒段增大,对应的井底压力先降低后增大;增大注气点深度、减小连续管下入速度、减小连续管外径均可以获得更低的井底压力;积液黏度仅对泡状流等含连续液相的流型的压降影响较大,对雾状流等含连续气相流型的压降影响较小;连续管外径的改变对泵压的影响最为显著。研究结果可为连续管注氮排液参数的选择提供理论依据。

摘要： 高液气比气井环状流场中的液相主要以液膜形式被携带,从液膜逆流角度建立气井携液模型比从液滴回落角度建立更为合理,因此研究了倾斜管低边液膜厚度、平均液膜厚度和气液界面摩擦因数的计算方法。基于液膜受力平衡和动量守恒,建立了适用于不同井型(直井、定向井、水平井)的液膜携带机理模型,得到了临界携液流量的理论计算方法;基于机理模型宽范围计算结果,建立了类似Belfroid模型的经验关系式。Belfroid模型中经验系数为常数,而文中提出的经验系数随管径增大而增大,随液相表观流速增大先增加后减小,随温度增加而减小。根据南海西部产水气井实例验算,积液预测准确率达100%,说明该方法具有较高的预测精度,可为海上和陆地气井积液预测提供理论支撑。

摘要： Belfroid模型为现场应用较多的临界携液流量预测模型,针对该公式推导过程中对部分参数存在一定的假设条件从而可能影响预测结果准确性的问题,利用倾斜井筒携液实验装置对气井临界携液流量及其影响因素进行了分析,根据实验测试数据,对Belfroid模型进行了修正,并给出了适用条件。利用修正的Belfroid模型预测了东海部分气井的积液状况,预测结果得到了现场实测数据的证实,验证了修正模型的可靠性和准确性。

摘要： 目的Turner模型和李闽模型是现场应用比较广泛的气井携液模型,二者是以直井为基础建立的,且假定曳力系数为定值,没考虑井斜角和曳力系数对临界携液流量的影响。为了准确预测天然气斜井临界携液流量,分析了天然气斜井中液滴的受力情况,建立了预测天然气斜井临界携液流量新模型。方法该模型考虑了雷诺数变化对曳力系数的影响,对比不同曳力系数计算模型的精确度,优选出Barati模型计算天然气斜井中液滴的曳力系数,推导了该模型相对于Turner模型的修正系数,并给出了修正系数表。结果通过实例将新模型与Belfroid模型、杨文明模型和李丽模型进行比较,结果表明,新模型计算结果与现场数据吻合最好,准确率为94.6%。结论新模型可用于对天然气斜井积液的判断。

摘要： 川东北气田气井生产动态表明,井筒积液和地层供给能力有关,是地层供给与井筒流动压力损耗的有效耦合。产气量较低的产水气井,气相流速降低,井筒持液率增大,当地层压力较低时,持液率上升将导致流量进一步下降,持液率进一步上升,表现出油压连续下降、井筒积液、水淹停产;当地层压力足够高时,气相流速低、持液率高,气井能连续稳定生产,井筒不积液。气井不存在与地层压力、产层深度、水气比无关的临界携液流量。

摘要： 鄂尔多斯盆地临兴气田气井普遍具有低压、低产、携液能力差等特点,且大部分井为定向井,井深较浅,井斜角介于20°～30°,现有临界携液流量模型对该气田适应性较差.在Tuner模型、李闽模型、王毅忠模型的基础之上,引入临界携液流速系数(β),通过最优化算法,使用积液实测数据,优化、校正β,建立了适合于临兴的直井及定向井临界携液流量计算模型.并对气田15口井进行积液判识.结果表明:①临兴气田直井、定向井临界携液流量模型的修正系数β分别为2.7、3.6;②该模型预测的临兴气田气井积液效果较好,预测精度达到93.3％.

摘要： 煤层气井随着生产的进行,产气量逐渐增加,产液量不断下降,对于高产煤层气井来说,存在某一阶段可利用气体自身膨胀能,实现环空内携液生产.当气体能量不足时,开启机采设备,实现油管内产水,环套空间产气.这样不仅降低了机械举升排水采气的能耗,同时延长煤层气井的无故障采气周期,是一种经济有效的组合排采方式.为了确定高产煤层气井合理自喷阶段,笔者通过煤层气井生产特征分析,结合井筒温压分布对井筒流动参数影响.以典型的高产煤层气井为研究对象,提出以井底流压、临界携液流量和冲蚀速率比为划分条件方法,研究成果对高产煤层气井排水采气具有一定的指导意义.

摘要： 目前国内外气田现场广泛应用的气井临界携液流量模型大多是建立在直井基础之上的,将曳力系数和表面张力取为常数,没有考虑井斜角、曳力系数和表面张力变化对临界携液流量的影响.为了准确判断天然气斜井是否积液,对天然气斜井中的液滴进行受力分析,建立了新的天然气斜井临界携液流量计算模型.模型考虑到曳力系数随雷诺数变化而变化,引入GP模型计算气井中液滴的曳力系数,根据气井温度和压力数据计算出气水界面张力.结合实例,将新模型与其他5个计算模型进行对比,结果表明新模型的计算结果与现场实际数据更加吻合,准确率达95.2％.新模型可以准确计算天然气斜井临界携液流量,可为天然气斜井积液判断和合理配产提供理论支撑,对于气田合理生产具有指导作用.

摘要： 以Turner模型为代表的临界携液流量模型在气井积液预测中应用广泛,但是这些模型在实际应用中均只对井口或井底条件下的临界携液流量进行分析,并且在分析时取表面张力值为常数,导致积液预测结果与凝析气井实际积液情况偏差较大.为了提高积液预测精度,针对临界携液流量模型存在的上述问题进行改进,考虑临界携液流量和表面张力沿井筒的差异分布,取井筒中临界携液流量的最大值作为积液判断标准,并根据不同温压条件计算对应的表面张力.同时,考虑凝析气井井筒中含有凝析油和地层水的实际情况,建立了合理的凝析气井井筒温压耦合计算模型.通过实例验证,改进后的临界携液流量模型与原始模型相比,均提高了积液预测精度,其中改进的李闽模型预测精度提高幅度最大,预测精度最高,适合于雅克拉-大涝坝深层凝析气藏凝析气井的积液预测.

摘要： 随着水平井储层改造工艺的进步,水平井在低渗致密气藏的开发中优势日益突出,目前水平井已成为低渗致密气藏开发的重要手段.但由于受水平井井眼轨迹和复杂流动形态的影响,常规的预测模型不适用于水平井的临界携液流量预测,临界携液流量预测已成为水平井排液的关键难题.本文利用可视化水平井气液两相管流模拟器,采用分段模拟方法,基于大量的模拟流动实验,对斜井段、水平段的临界携液流量预测模型进行修正,建立了水平井临界携液流量修正模型,并在现场进行应用,取得了较好效果.

摘要： 随着榆林气田南区开发过程进行,储层压力降低、气井携液能力下降,井筒积液对气田开发效果的影响日益凸显.针对部分气井液气比逐渐升高而引起的井筒流动规律复杂、井筒积液预判准确率不高的问题,通过OLGA软件进行数值模拟,修正临界流量计算方法,量化液气比对井筒积液规律的影响.研究数据表明:(1)随着气田开发进行,部分气井有液气比逐渐增大的趋势;液气比高于一定临界值对临界携液流量存在影响;(2)当液气比大于临界值,气井临界携液流量随着液气比增加成对数关系增长;(3)利用考虑液气比影响的临界携液流量计算方法,对气井进行积液情况判识准确率达到75％左右,相比Turner模型、修正李闽模型,准确率提高13％为气井管理提供一定参考.

摘要： 积液分析是产水气井合理选择工作制度,确定排水采气工艺措施的理论基础和有效手段,但由于在大斜度井(水平井)中垂直管流和水平流动并存,积液分析难度大.本文在分别论述了软件方法预测大斜度井全井筒井筒流态以及在常规直井临界携液流量基础上,考虑井斜角确定的适合大斜度井的临界携液流量计算模型,实现定性和定量的分析大斜度井井筒积液状况,对大斜度井排水采气工艺措施应用时机的确定有较好的理论指导意义.

摘要： 气井井筒积液会导致气井产能降低,影响气藏的高效开发.营城组高含CO2底水气藏开发采用封隔器完井,受腐蚀等影响常规排水采气工艺应用局限性大,影响气田开发.本文依据营城组气井生产动态资料,结合临界携液流量和井筒流态模型,明确出水来源及气井携液能力,并优选合理的排液对策,为积液井开展排液工作提供科学的依据.

摘要： 徐深气田火山岩气藏埋藏深,储层物性差,直井产量低,通过几年的探索研究,水平井已成为火山岩气藏的有效开发技术,但由于火山岩气藏普遍含底水,且大部分水平井为压裂投产,现有的合理产量计算方法未考虑到出水的影响,本文采用数值模拟、气藏工程等方法,综合考虑气井携液、底水锥进等多种因素,建立了火山岩气藏水平井合理工作制度确定原则,确定了水平井合理工作制度,有效指导了水平井生产,延缓了产量递减,取得明显的经济效益.

摘要： 徐深气田火山岩气藏埋藏深,储层物性差,直井产量低,通过几年的探索研究,水平井已成为火山岩气藏的有效开发技术,但由于火山岩气藏普遍含底水,且大部分水平井为压裂投产,现有的合理产量计算方法未考虑到出水的影响,本文采用数值模拟、气藏工程等方法,综合考虑气井携液、底水锥进等多种因素,建立了火山岩气藏水平井合理工作制度确定原则,确定了水平井合理工作制度,有效指导了水平井生产,延缓了产量递减,取得明显的经济效益.

摘要： 徐深气田火山岩气藏埋藏深,储层物性差,直井产量低,通过几年的探索研究,水平井已成为火山岩气藏的有效开发技术,但由于火山岩气藏普遍含底水,且大部分水平井为压裂投产,现有的合理产量计算方法未考虑到出水的影响,本文采用数值模拟、气藏工程等方法,综合考虑气井携液、底水锥进等多种因素,建立了火山岩气藏水平井合理工作制度确定原则,确定了水平井合理工作制度,有效指导了水平井生产,延缓了产量递减,取得明显的经济效益.

摘要： 徐深气田火山岩气藏埋藏深,储层物性差,直井产量低,通过几年的探索研究,水平井已成为火山岩气藏的有效开发技术,但由于火山岩气藏普遍含底水,且大部分水平井为压裂投产,现有的合理产量计算方法未考虑到出水的影响,本文采用数值模拟、气藏工程等方法,综合考虑气井携液、底水锥进等多种因素,建立了火山岩气藏水平井合理工作制度确定原则,确定了水平井合理工作制度,有效指导了水平井生产,延缓了产量递减,取得明显的经济效益.

摘要： 徐深气田火山岩气藏埋藏深,储层物性差,直井产量低,通过几年的探索研究,水平井已成为火山岩气藏的有效开发技术,但由于火山岩气藏普遍含底水,且大部分水平井为压裂投产,现有的合理产量计算方法未考虑到出水的影响,本文采用数值模拟、气藏工程等方法,综合考虑气井携液、底水锥进等多种因素,建立了火山岩气藏水平井合理工作制度确定原则,确定了水平井合理工作制度,有效指导了水平井生产,延缓了产量递减,取得明显的经济效益.

摘要： 本发明涉及一种适于深水气井的临界携液流量预测方法，其步骤：根据井底条件计算Sauter液滴直径；根据预先设定的井口产量Qg得到井筒沿程的温压分布，并根据该温压分布计算沿程气液物性参数和流动参数，并计算液滴变形系数，进而得到沿程液滴的形变程度；计算不同井深处的曳力系数；根据温压条件将不同井深处的曳力系数换算得到井口临界携液流量值；根据井口临界携液流量值与井口产量获取临界携液流量准确值。本发明考虑了携液过程中液滴尺寸及不同尺寸液滴形变的差异性，根据液滴的受力平衡条件及几何特征推导得到液滴形变参数与流动条件及液滴尺寸间的关系，得到临界携液流量表达式，并结合井筒的温压场分布准确的预测了气井临界携液流量。

摘要： 本发明涉及气藏合理配产领域的一种考虑液滴形变和多参数影响的临界携液流量计算方法。该方法解决了目前对气井积液判断存在偏差的问题，主要包括以下步骤：首先基于液滴破碎原理求取椭球型液滴最大尺寸参数；然后基于液滴所受的重力、曳力、浮力三力平衡，求得临界携液流速表达式；接着考虑到形变使得液滴迎流面积变化对曳力系数的影响，以及不同压力、温度、管径对气液两相的摩擦阻力、气液表面张力等参数的影响，建立考虑多参数的临界携液流量计算模型；最后采用多参数迭代的方式求解模型，获取气井临界携液流量。本发明具有以下有益效果：准确预测气井积液，并考虑了多个参数对临界携液流量的影响，计算精确，使用方便。

摘要： 本发明提供了一种气井临界携液流量确定方法及装置，方法包括：采集气井参数，气井参数包括：天然气相对密度，地层压力、地层温度、气井气液比、气液界面张力、气井液体密度、油管面积；根据井筒深度和地层压力、地层温度确定不同井筒深度处的井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数；根据天然气相对密度、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井的气体密度；根据气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速；根据油管面积、临界携液流速、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井临界携液流量。本发明提高临界携液流量预测的准确性，为选择合理的气井油管柱奠定基础，为气井排水采气创造条件。

摘要： 本发明公开了一种基于真实液膜分布的页岩气水平井临界携液流量预测方法。它包括下述步骤:（1）建立倾斜管液膜速度分布模型；（2）建立倾斜管真实液膜形状分布模型；（3）根据步骤（1）和（2）中建立的倾和斜管液膜速度分布模型和倾斜管真实液膜形状分布模型建立水平井倾斜管临界携液流量预测模型，最后利用水平井倾斜管临界携液流量预测模型进行页岩气水平井倾斜管临界携液流量的预测。本发明的预测方法预测得到的水平井的倾斜管临界液膜携液流量与实际值的差异偏小，与实验测试得到的最难携液位置和该位置的临界携液流量更为接近，有利于准确预测页岩气水平井的积液位置和积液时机。

摘要： 本发明涉及气藏合理配产领域的一种考虑液滴形变和多参数影响的临界携液流量计算方法。该方法解决了目前对气井积液判断存在偏差的问题，主要包括以下步骤：首先基于液滴破碎原理求取椭球型液滴最大尺寸参数；然后基于液滴所受的重力、曳力、浮力三力平衡，求得临界携液流速表达式；接着考虑到形变使得液滴迎流面积变化对曳力系数的影响，以及不同压力、温度、管径对气液两相的摩擦阻力、气液表面张力等参数的影响，建立考虑多参数的临界携液流量计算模型；最后采用多参数迭代的方式求解模型，获取气井临界携液流量。本发明具有以下有益效果：准确预测气井积液，并考虑了多个参数对临界携液流量的影响，计算精确，使用方便。

摘要： 本发明涉及油气田采气工艺技术领域，特别涉及一种高气液比水平井临界携液流量的计算方法，通过计算垂直井段临界携液流速、斜井段临界携液流速和水平井段临界携液流速，选择三者中的最大值作为水平井的临界携液流速，根据流速流量计算公式得到水平井临界携液流量，使得计算得到的临界携液流量能够大于或等于高气液比水平井的实际临界携液流量，使得工作人员可根据计算值在井底出现积液之前或初期作出相应的处理措施，最大程度的避免在井底产生影响采气井正常工作的地层水积液，保证采气井的稳定正常的工作，该计算方法原理简单，计算简单，计算值较准确，能够为油气田高气液比水平井开采工艺提供准确重要的指导依据。

摘要： 本发明涉及一种适于深水气井的临界携液流量预测方法，其步骤：根据井底条件计算Sauter液滴直径；根据预先设定的井口产量Qg得到井筒沿程的温压分布，并根据该温压分布计算沿程气液物性参数和流动参数，并计算液滴变形系数，进而得到沿程液滴的形变程度；计算不同井深处的曳力系数；根据温压条件将不同井深处的曳力系数换算得到井口临界携液流量值；根据井口临界携液流量值与井口产量获取临界携液流量准确值。本发明考虑了携液过程中液滴尺寸及不同尺寸液滴形变的差异性，根据液滴的受力平衡条件及几何特征推导得到液滴形变参数与流动条件及液滴尺寸间的关系，得到临界携液流量表达式，并结合井筒的温压场分布准确的预测了气井临界携液流量。

摘要： 本发明属于油气田采气工艺技术领域，具体涉及一种测量气井临界携液流量的方法，首先查气井井史资料，获得油管直径D；取该气井气体，测出气体组分，进而计算气体相对于空气的相对密度γ；其次测出井底压力 和温度T，根据井底压力和温度T利用迭代方法计算出相应的压缩因子；最后，利用油管直径D、气体相对密度γ、压力、温度T和压缩因子计算临界携液流量。本发明测量气井临界携液流量的方法，通过引用动能因子结合苏里格气田实际生产数据确定临界携液流量公式，为确定苏里格气田临界携液流量提供了一种更简便可靠的方法。该方法原理可靠，与现有临界携液流量模型相比，该方法更加符合苏里格气田实际情况。

摘要： 本发明提供了一种气井临界携液流量确定方法及装置，方法包括：采集气井参数，气井参数包括：天然气相对密度，地层压力、地层温度、气井气液比、气液界面张力、气井液体密度、油管面积；根据井筒深度和地层压力、地层温度确定不同井筒深度处的井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数；根据天然气相对密度、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井的气体密度；根据气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速；根据油管面积、临界携液流速、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井临界携液流量。本发明提高临界携液流量预测的准确性，为选择合理的气井油管柱奠定基础，为气井排水采气创造条件。

摘要： 本实用新型涉及一种气藏裂缝临界携液流量的可视化实验装置，属于排水采气工艺领域油气藏产能预测领域；其技术方案是：本实验装置主要由平流泵、六角阀、有机玻璃板、气罐、量筒、管线和进气管(带空隙)组成，整个实验装置分为三部分，储气系统、调压系统、模型系统；所述模型系统包括常规平面渗流模型，内部岩石裂缝模型，所述常规平面渗流模型由两块有机玻璃板和三条密封橡胶垫相粘连组成，在胶连的底部铺一条透明的分布有均匀小孔的细塑料通气管道；所述内部岩石裂缝模型主要由适量水和不同粒度大小的填充砂组成；本实用新型使用方便快捷，模拟装置可视化，测试效果显著，造价低廉，易于推广。