高含硫气井井筒硫沉积模型

在高含硫气藏的开发过程中,随着井筒温度、压力的降低,硫会在井筒中析出沉积,严重影响气井的正常生产和管道安全。目前多数硫溶解度模型受使用条件的限制,无法准确预测不同温度、压力条件下的硫溶解度。针对高含硫气井的气体组分特征,在Hu溶解度模型的基础上,结合多相流和传热学理论,建立了高含硫井筒温度、压力分布模型以及硫沉积预测模型。对某高含硫气田进行实例分析,计算得出温度分布、硫溶解度分布规律以及硫沉积量,并研究了气井日产量、硫化氢体积分数对井筒硫沉积的影响规律。研究结果表明:硫溶解度从井口到井底逐渐增大,呈非线性变化;同一时间,气井产量增加,井口温度升高,则硫溶解度增大,硫在井筒的析出位置上升,井筒相同深度的硫沉积量增大。模型计算出的硫析出位置与实例相比,误差小于1%。准确预测井筒中的硫沉积,有助于更好地管理具有潜在硫沉积问题的气井。     

高含硫斜度井井筒硫沉积规律预测

高含硫气藏开发过程中,井筒内随着温度、压力的降低会出现单质硫的析出、运移、沉积现象,进而影响气井产量.针对高含硫气井难以下入温度和压力测量仪表以及硫沉积预测困难的实际情况,基于力学理论和硫溶解度模型,考虑井斜角对高含硫气藏硫颗粒临界悬浮流速的影响,建立了斜度井硫颗粒临界悬浮流速模型,确定硫析出和沉积及传质的条件,得到硫沉积规律预测模型.基于MATLAB2016软件,以某高含硫气田L井为例,对相关参数进行计算,将预测结果与实测值对比可知,两者规律一致,即当井斜角小于60°时,临界悬浮流速与井斜角成正比,井斜角大于60°时成反比,验证了预测模型的可靠性.利用预测模型对目标气井进行硫的动态分析预测可知,随井底温度或者井底压力的升高,井筒中硫析出位置距井口越近,日析出硫质量越小;且H2 S体积分数越高,析出硫质量越大.预测结果可用于调整高含硫气井生产现场的开发方案,对高效生产、预防硫沉积具有指导意义.     

高含硫气井中的硫沉积规律

针对高含硫气井井筒硫析出、硫沉积预测难题,建立了高含硫气井井筒多相流动和传热数学模型,给出了多场耦合井筒硫析出、硫沉积判别准则和计算方法。计算结果表明,高含硫气井从井底至井口硫溶解度逐渐减小,呈非线性变化规律;井筒中伴随有硫析出,析出位置及析出量主要受温度梯度、压力梯度和硫化氢质量浓度等影响;井筒中的硫沉积主要受气体携带能力和局部流场扰动的影响。温度、压力下降越大,硫析出越早;在同一流压下,产气量越高,硫析出越早,析出量越大。该研究模拟了气井生产动态,给出了高含硫气井中的硫析出、硫沉积、压力及温度分布规律,计算结果可用于指导现场进行开发方案调整、生产参数优化,为制定硫沉积预防方案提供依据。     

高含硫气井井筒硫沉积预测

随着高含硫气藏的开发,析出的硫会对储层造成伤害,影响气井的正常生产,因此,准确预测硫的沉积对酸性气田的合理高效开发具有十分重要的意义。文中根据气、液、固三相流动规律,建立了高温高压高含硫气井井筒硫沉积预测模型,利用缔合模型的基本原理,建立包含温度、压力和流态3个变量的硫溶解度函数模型,用来预测硫在井筒中的析出位置;再利用缔合模型的相关理论解释硫元素在井筒中的溶解机理,以温度、压力和硫溶解度为变量,判断单质硫是否沉积、沉积位置,并对沉积量进行动态计算。以普光气田×井为例,计算得出硫溶解度和析出量随井筒的变化规律,其结果与实际情况吻合较好。     

CO2气井井筒流动综合模型

气井井筒的压力分布计算对于气井设计及其动态分析具有重要意义.CO2气体由于相态变化非常复杂,在高压下具有液体的密度,压力、温度稍微改变,密度与偏差系数等参数可能发生巨大的变化,常规计算气体井筒压力的方法不再适用.为此,优选了能准确描述CO2气体相态行为的状态方程以及井筒流动方程,并进行了相应改进,以联立状态方程和改进的井筒压力流动方程共同建立了CO2气井井筒流动综合模型,并把模型计算结果与测试数据进行了对比分析.研究结果表明,计算结果与测试结果吻合较好,表明本模型可以应用于CO2气井井筒流动压力分布预测,从而大大减少井下测试压力昂贵的作业费用和CO2强腐蚀的风险.     

含水气井井筒压力计算方法

Cullender和Smith模型是计算气井井底压力的首选方法。从气体稳定流动能量方程出发,运用两相流知识,讨论了模型推导中涉及的气-水井流密度、气-水井流质量流量、气-水井流体积流速、气-水井流Moody摩阻系数的计算方法,给出了各参数的实用公式,将公式代入气体稳定流动能量方程,得出适用于高气水比气井井筒压力计算的修正Cullender和Smith模型。经计算实例对比,新模型效果良好,计算精度可以满足测试要求。     

高含硫气田井筒压力梯度模型优选

普光气田高含硫气井井筒环境恶劣,通过专业仪器获取地层参数风险大、成本高。利用生产参数和实测数据,在不同工作制度下对比6种常用井筒压力梯度模型,以误差最小为原则优选出Gray模型,适用于普光气田高含硫气井井筒压力预测。     

海洋凝析气井关井井筒温度与压力的计算

凝析气井关井井筒温度分布模型属于非稳态传热问题,在压力恢复关井测试中,井筒温度分布对井底压力起着重要影响。考虑流体相变和海水段传热的影响,建立了海洋凝析气井井筒气体瞬变流动的非稳态传热温度、压力耦合的数学模型,采用解析解和数值解相结合的求解方法,实际计算时先将井筒分为若干微元段,求出该段温度,然后通过非稳态传热温度、压力耦合的分布模型再计算得到该段压力,再依次计算下一微元段的温度和压力,直到计算到井底。通过对海上某气田实例气井关井过程温度、压力分布的计算,结果表明所建立的模型能有效地对压力恢复测试过程中气井井口压力进行校正。     

高含水气井井筒压力计算新方法探讨

从气体稳定流动能量方程出发，运用两相流知识，详细讨论了模型推导中涉及的气-水井流密度、气-水井流质量流量、气-水井流体积流速、气-水井流Moody摩阻系数的计算方法，给出了各参数采用我国法定计量单位的实用公式，最后将各参数计算公式代人气体稳定流动能量方程，得出适用于高气水比气井井筒压力计算的修正Cullender和Smith模型。文中同时给出一计算实例，对比了采用传统Cullender和Smith模型和文中提出的修正Cullender和Smith模型进行了气井井底流压和井筒流压分布计算，其结果良好。     

高含硫气井油压恢复曲线异常原因及校正方法

高含硫气藏气井常采用压力传感器采集油压、油温等数据,关井后的油压恢复资料在一定程度上可用于试井分析。但部分高含硫气井在油压恢复过程中,油压恢复曲线出现异常下降,折算的井底压力数据不能用于试井分析。针对这一难题,通过研究影响高含硫气井油压恢复曲线的原因,明确了导致高含硫气井油压恢复曲线异常的主要因素是井筒温度。在优选高含硫天然气的偏差系数计算及校正模型的基础上,基于Cullender&Smith方法,考虑井筒温度剖面非线性变化以及修正高含硫气井气体临界参数,建立了考虑井筒热传导影响的高含硫气井压力恢复曲线异常校正模型。利用高含硫气井油压恢复实测数据对该模型进行验证,表明该模型准确可靠。本研究成果对同类气井井底压力计算及油压恢复曲线校正具有一定的参考意义。     

基于CPA状态方程的高压含硫天然气压缩因子计算方法研究

对于压力高于70 MPa的含H_2S天然气,其分子之间间距缩小,极性H_2S分子之间缔合作用增强,传统SRK、PR状态方程计算高压含硫天然气的压缩因子准确性有待进一步改进。基于压力3.72～97.58 MPa、H_2S体积分数0%～70.03%的154组压缩因子修正CPA(Cubic-Plus-Association)状态方程中H_2S与CH_4、CO_2分子间二元交互作用系数,综合评价SRK、PR、CPA状态方程对压缩因子的计算精度。结果表明,对于中低压含硫天然气(p35 MPa),采用PR方程精度最高,平均相对偏差为1.12%;对于高压及超高压含硫天然气(p35 MPa),CPA方程精度最高,平均相对偏差为-1.46%。进一步采用法国ST抗硫高压PVT仪测试了4种含硫天然气在70～131 MPa条件下的138组压缩因子实测值,验证了采用CPA状态方程对于高压含硫天然气压缩因子的计算精度。     

Modeling of H2S solubility in aqueous MDEA solution using electrolyte SRK plus association equation of state

H₂S solubility in MDEA aqueous solution at different solution compositions, temperatures, pressures, and acid gas loadings was correlated using electrolyte SRK-cubic plus association equation of state. A total of 302 experimental data were used in this work. At first pure components parameters were obtained from literatures. Then binary interaction parameters were calculated through binary subsystems investigation. Finally, ternary system modeled using a reactive bubble point pressure calculation method. Considering number of binary interaction parameters that should be optimized, three scenarios were proposed. All of the scenarios present good results with acceptable absolute average deviation percentage (AAD%) but the third one shows better outputs. The AAD% in this scenario is 17.02.     

气井非稳态流井筒温度压力模型的建立和应用

国内外围绕井筒温度方面的研究主要集中在稳态流条件下,建立了较成熟的气井稳态流井筒温度、压力计算模型。但气井在生产过程中,由于生产组织和试井测试的需要,对其产量将进行调整,此时井筒管流属于非稳态流,已有的基于稳态流的井筒温度模型不适用于非稳态流的井筒温度计算。为此,通过分析井筒非稳态传热温度变化特征,根据井筒瞬态温度与稳态温度的关系,将任意时间点的井筒温度变化划分为递减、稳定和递增3种类型。采用微元时间段计算井筒温度和压力的思路,对定产量开井井筒温度模型进行改进,提出温度叠加递增井筒温度压力计算方法,并根据杜哈梅的等效叠加原理,提出温度叠加递减井筒温度压力计算方法,建立了气井非稳态流井筒温度压力模型,解决了变流量条件下气井井筒温度、压力的计算问题。通过实例分析对比表明,在气井开井和产量调整初期,气井非稳态流井筒温度压力模型比稳态流井筒温度压力模型计算更加准确,该模型适用于气井生产全过程,应用范围更广,符合生产实际。     

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Cullender和Smith模型是计算气井井底压力的首选方法，被广泛应用于干气井井筒压力计算。文章通过对Cullender和Smith方法进行含水修正，建立了该方法用于高气水比气井井筒压力计算的新模型。从气体稳定流动能量方程出发，运用两相流知识，详细讨论了模型推导中涉及的气－水井流密度、气－水井流质量流量、气－水井流体积流速、气－水井流Moody摩阻系数的计算方法，给出了各参数采用我国法定计量单位的实用公式，最后将各参数计算公式代入气体稳定流动能量方程，得出适用于高气水比气井井筒压力计算的修正Cullender和Smith模型。文中同时给出一计算实例，对比了采用传统Cullender和Smith模型和文中提出的修正Cullender和Smith模型进行气井井底流压和井筒流压分布计算的结果，其效果良好。     

悬浮床加氢裂化集总动力学模型的研究

在不同反应温度、氢初压条件下,通过高压反应釜对克拉玛依常压渣油（KLAR）进行加氢裂化实验,以此模拟悬浮床加氢裂化过程,并根据实验数据及实际工艺中对各种轻油产品收率预测的需求建立了悬浮床加氢裂化六集总（气体、汽油、柴油、蜡油、减压渣油、焦）动力学模型,用matlab软件进行编程,采用最小二乘法对动力学参数进行估算,并进行误差分析。结果表明,建立的六集总动力学模型能很好的对各集总产品收率进行预测,计算结果与实验值基本吻合,大部分误差在5%以内。     

Experimental study of the formation of natural gas hydrates in the presence of NaCl and KCl

In this work, the conditions for the formation of natural gas hydrate in pure water as well as in the presence of two electrolytic inhibitors of NaCl and KCl were investigated at different concentrations using the isochoric method. This study has been conducted on natural gas source field (Pazanan2 region) and due to the uniqueness of this gas, it may be considered significant. In order to estimate the conditions for the formation of natural gas hydrate in the presence of pure water, hydrate equations have been used. Experiments were carried out at the different temperatures and pressures.     

测井方法在涩北气田出砂预测中的应用

柴达木盆地涩北气田出砂问题严重,如何找到合适的生产压差,使产量最大而出砂量最小,一直是困扰气田技术人员的一个难题。为此,利用测井方法求取地层孔隙压力、体积模量、单轴抗压强度、最小水平主应力方向等岩石力学参数,并将这些参数应用于出砂预测。以涩北气田涩4-3-2井为例,研究了该井主要的油气层段在不同气藏压力条件下的生产压差,进行了SMA敏感性分析。结果表明,在各种条件变化时,如射孔孔径、射孔相位、气藏压力的变化等,均会使生产压差发生改变。     

Correlation of H2S solubility in aqueous MDEA solutions using electrolyte-modified Peng-Robinson plus association equation of state

In this survey, we use the emPR-CPA equation of state to model a ternary system of H₂S solubility in MDEA aqueous solution at different solution compositions, temperatures, pressures, and acid gas loadings. For electrolyte part of the model, MSA theory and the Born term were used. There were 302 experimental data used in this work. To model a ternary system, at first pure components, then binary subsystems, and finally ternary system were modeled using a reactive bubble point pressure calculation method. An overall absolute average deviation percentage equal to 20.85 was achieved so that show the model efficiency for correlation of such systems.     

塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层原油裂解动力学及地质意义

随着塔里木盆地海相油气勘探向深层的拓展，超深层油藏赋存温度上限是有机地球化学和石油地质学关注的科学问题。使用封闭体系黄金管热模拟实验方法，对塔里木盆地顺北7井奥陶系超深层原油开展了50 MPa、90 MPa两种压力和2℃/h、20℃/h两种升温速率的热模拟实验；根据模拟实验结果，应用Kinetics软件进行化学动力学计算，对比不同温压条件下原油热裂解进程，讨论其地质意义。结果表明，在不同温压条件下，同一原油具有基本相似的裂解过程和基本一致的终点温度裂解总生气量。在原油裂解中，早期有重烃气的生成，晚期重烃气进一步转化为甲烷。升温速率对原油裂解进程影响显著，较高的升温速率下，原油裂解进程向高温推移，并且具有较高的油相保存温度上限。压力对原油裂解的影响较小。同一升温速率条件下，裂解早期压力对原油热裂解稍有"抑制"作用，而裂解晚期，压力则稍有"促进"作用。原油在不同温压条件下裂解过程的差异，可以用裂解活化能分布的差异进行解释。顺北7井原油在两种压力条件下均具有相对集中的活化能分布，表明原油发生裂解转化过程的"温度窗"相对较窄。顺北一区油相保持的温度上限高于180℃，在埋深9 000 m的深部仍可保持油相。      

确定产水气井流入动态关系的新方法

当地层为单相气体渗流时,气井二项式产能方程系数A、B中的渗透率为地层渗透率;当地层为气水两相流动时,则系数A、B中的渗透率为气相渗透率。为确定产水气井的产能方程,基于气体地下稳态渗流理论建立的产能方程,在没有产能试井资料的情况下,提出了利用产水气井生产动态参数确定产水气井流入动态关系的新方法。该新方法主要包括：首先根据垂直管气水两相流压力计算方法,结合产水气井动态参数,确定对应的井底流压;进而利用初期不产水时的不稳定试井解释成果,结合目前的生产动态资料及压力资料,确定对应的气相渗透率;最后,根据确定的气相渗透率,结合产水气井气相二项式产能方程,确定产水气井流入动态关系。利用该新方法对产水气井进行了实例计算,分别获得了不产水及产水情况下的二项式产能方程。计算结果表明,气井产水使得二项式产能方程系数A、B变大,气井无阻流量大大降低。