考虑气液两相流的凝析气井生产动态研究
充气控压钻井气液两相流流型研究
ＺＡ ａ ｙ ｇＭ Ｎ ｎｅ Ｉａ，ＩｏｇｅＸ Ｎ ｇｉ Ｈ ａｕ ＥＮ Ｈ Ｏ ｉｇａ ＥＧ ｉｆｇＬＧ０ＬＹｎｉ，Ｉ Ｇ ｉｍｎ， ＵｕｊｎＷ Ｉａ Ｘ ｎ ｎ， Ｙ ｇｎ， ｊ Ｏ Ｊ ｇＺ Ｊｎａ， ｎ
（ Ｓａｅ ｅ ａｏａｏｙｏ ｉａ ｄＧａ ｏｏｙａ ｄ Ｅ ｐｏａｉｎ Ｓ ｕｈ ｅｔ ｅ ｏｅ ｍ Ｕ ｉｅｓｔ， ｈｎ ｄ １５ ０ Ｃ ｉａ １ ｔｔ ｙＬ ｂｒ ｔｒ ｌ ｎ ｓ ｌｇ ｎ ｘ ｌｒｔ ， ｏ ｔｗ ｓ ｔ ｌｕ ｎｖｒｉ Ｃ ｅｇ ｕ６ ０ ０ ， ｈｎ ； Ｋ ｆＯ Ｇｅ ｏ Ｐｒ ｙ
３ Ｏｆｈ ｒ ｉｉｇＣ ｍ ａｙ Ｓ ｅｇｉ ｅ ｏｅ ｍＡ ｍｉ＆ ｒｔ ｎ ｒａ ， ｎ ｉ ５ ０ ０ Ｃ ｉａ ｆ ｏｅ ｌｎ ｏ ｐ ｎ ，ｈ ｎ ｌＰ ｔ ｌｕ ｄ ｎ ｔ ｉ ｅ ｕＤｏ ｇ ｎ ２ ７ ０ ， ｈｎ ） ｓ Ｄｒ ｌ ｒ ａ ｏ Ｂｕ ｙ ｇ
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摘要 ：充气控压钻 井是在 充气欠平衡钻 井技 术的基础上发展起 来的、 针对 具有 窄安全 密度 窗 口地层 的一种钻 井新技 术。
本 研 究将 多相 流 体 流 动 简化 为 气液 两相 流 动 ， 立 了充 气控 压 钻 井循 环 系统 的物 理 模 型 ， 建 系统 地 总 结 和 对 比 了气 液 两相 流 流 型
充气 控 压 钻 井气 液 两相 流 流 型 研 究
考虑井筒积液的凝析气井试井分析
考虑井筒积液的凝析气井试井分析傅 玉 黄全华 陈家晓(西南石油大学 四川成都610500) 摘要 在凝析气井生产中,井筒会出现积液,导致试井资料出现异常,用以前的试井理论图版无法进行拟合解释。
从数学模型表达方法上看,带积液的气井试井模型与井筒相态重新分布的气井试井模型类似,都是在井底增加了一个附加压力。
从此入手,建立了带积液的凝析气井试井分析模型,加以求解,画出了其特征曲线,并对其各个阶段的流动特征进行了分析。
实例分析证明,利用该试井分析模型和相应的理论图版进行凝析气藏解释,可得到较好效果。
关键词 凝析气井 积液 井筒 特征曲线 试井前 言几乎所有气藏(包括干气藏)中后期都不可避免有适量水产出。
依据最小卸载量理论,当凝析气井产量qg 高于其连续排液的最小卸载流量q,即q0<q g时,天然气携带液滴以雾状流形式把其排出井筒,此时井底无积液;相反,当q>q g时,气流携带能力会逐渐下降,而气流中的液滴直径不断增大,将下滑回落到井底形成积液。
对于后一种带井筒积液的凝析气井,井筒积液效应会对井底产生附加压力,这种附加压力影响了实测井底压力,有时甚至使井底实测压力超过井筒周围的地层压力,出现通过井筒向地层卸载的现象,即积液倒灌回地层,出现实测过程中井底压力下降的异常现象。
因此,原有的凝析气井试井模型和拟合图版已经不再适用,需要重新建立。
在目前众多的理论研究中,采用Fair提出的指数函数关系式和Hegeman提出的误差函数关系式占主流,而且试验室和现场实测资料均显示出与这些关系式吻合较好。
本文以此两模型为基础,建立凝析气井存在井筒积液的试井模型。
数学模型及其解Fair等人在1981年研究了井筒相态再分布问题,认为这种井筒相态再分布问题就是变井筒储存效应问题,可通过叠加相分布压差函数修正井底压力,并提出一个描述压力不稳定试井过程时,井筒中相分离所产生附加压力指数函数形式的关系式,即p<D=C<D(1-e-t DΠαD)(1)其中 p<D=2πkhp<qBμ C<D=2πkhC<qBμ αD=kα<hcμC t r2w 定义其它无因次变量,如下: tD=kt<hcμC t r2w rD=rr w CD=Cμgi D′h2π<hc hr2w其中 <hc=<(1-S wic)式中:p<———变井储井底压力,MPa;C<———变井储压力参数;α———变井储时间衰减因子,h;t———从开井时刻算起的时间,h;k———渗透率,mD;q———产量,m3Πd;μ———流体的粘度,mPa・s;r w———气井井筒半径,m;<hc———考虑共生水后烃可流动孔隙度,f;C t———综合压缩系数,MPa-1;h———地层厚度,m;<———地层孔隙度,无因次;S wic———共生水饱和度,f;2008年2月 油 气 井 测 试 第17卷 第1期[作者简介] 傅玉,男,1981年出生,西南石油大学油气田开发工程专业在读硕士,主要从事油气田开发、渗流力学、试井分析研究。
气液两相流流型研究进展答辩
1956年，Sobocinski在水平透明管中研究了油气水三相流，发现在低流量下三相分层流动，而在高流量狭隘出现了分散流动，因而提出了划分三相流型的观点。
1970年，schlichting利用现场管线研究油气水三相流，修正了Lockhart & Martinelli计算方法。
1972年，Bocharov等发表了油、水、天然气三相流动的现场试验结果，指出油水乳状液反相时，管线压降达到最大值。
1974年，Guzhouv等将油气水三相流现场实验结果与两相流加以比较后指出：把稳定油水乳状液的性质用于三相混合物的液相是不合适的。
1991年，德国汉诺威大学的Stapelberg等学者采用对比法，对流型进行了研究。
1992年，美国Rensslaer工业研究院的Acikgoz等学者发表了油气水三相流型的研究成果。
1993-1996年，美国Ohio大学的Jepson、Lee等学者发表了油气水三相流的研究结果，包括流型、压降、分层流的液膜厚度和段塞流频率等研究内容。
1995年,著名学者Taitel、Bernea和Brill等将气液两相流的Taitel-Dukler(1976)流型划分法推广到油气水的三相流动,得到了判别分层流向其他流型转变的方法,并发现在较低气体流速下与试验吻合较好。
同时指出在给定的气体流量下,分层流向其他流型转变时与液面高度直接相关,所以当黏度较高的油品在液相中的流量比增加时,液面高度会上升,分层流将在较低液体流量下发生转变,其区域缩小。
因此，油水流量比对流型的变化有重要影响。
1997年,Hewitt等在高压多相流设备上进行了三相流实验,研究了流型、压降和相分率。
Acikgoz流型划分:实验在恒温（26±0.5℃）下进行，管径为19mm，管长为5.78m，其中流动发展段为2.93m，试验段为1.83m。
选择类似北海原油的矿物油做油相，25℃时其粘度为116.4mPa·s，密度为864kg/m3 。
井筒气液两相流动数值模拟研究
数值模拟是利用计算机技术和数值计算方法，对物理模型进行数学描述和求解 的一种方法。在石油和天然气工程中，数值模拟通常采用离散化方法和有限元 素法等数值计算方法，对井筒气液两相流动进行数学描述和求解。离散化方法 是将连续的物理模型离散化为网格模型，然后利用有限元素法等数值计算方法 对网格模型进行求解。有限元素法是将连续的物理模型离散化为有限个元素， 并对每个元素进行数值计算，最终得到物理量的近似值。
气泡之间在上升过程中可能会相互靠近并且产生合并现象。这些结果表明气泡 上升规律的变化可能主要是由液体黏度和密度变化等因素导致的。因此油水密 度黏度比的差异会决定气泡合并前流型是呈柱状或弹状的特点；在相同流量条 件下随着油水比例的增加油水界面的波动幅度逐渐减小当油水比例达到一定程 度后界面的波动幅度已经很小；
4、结果及分析
通过对数值模拟结果进行分析，可以得出以下结论：
（1）管内气固两相流动呈现出明显的非均匀性，且流动状态受固体颗粒性质 和气体速度的影响较大。
（2）在较低气体速度下，固体颗粒容易在管道底部积聚，形成固相浓度较高 的区域。随着气体速度的增加，固相浓度分布趋于均匀。
（3）在一定条件下，管内流动可能出现稳定的层流状态，即气体和固体颗粒 分层流动。这种现象有利于减小能量损耗和维护设备正常运行。
四、计算结果及分析
通过计算得到了不同工况下的流动规律和液相分布情况。当油水比例达到50% 时，气泡流动不再存在液膜的气泡接触角变小并且向正流区变化的现象变得更 为显著；在初始上升高度不随油水比例的变化而变化的情况下，随着油水比例 的增加，气泡在垂直管上升过程中更容易被拉长；当油水比例达到50%时，气 泡在垂直管上升过程中更容易被拉长；当油水比例增加到一定值后，
关键词：气力输送，管内流动， 气固两相流，数值模拟
连续气举条件下气液两相流流型的研究
1. 06 2. 49 3. 92 5. 34 6. 77 9. 63 12. 48 14. 58 15. 05 19. 80 24. 54 26. 92
275. 1 279. 0 282. 8 286. 5 290. 4 298. 8 305. 5 311. 3 313. 1 332. 1 351. 1 360. 6
连续气举条件下气液两相流流型的研究
李 安 ,万邦烈
(石油大学 (华东) ,山东 东营 257061)
摘要 :文章以奥齐思泽斯基流型分类公式为基础 ,对我国气举井中的气液两相流流型进行了较为全面的分析计
算 。由计算结果可以看出 ,目前气举井中只存在 2 种流型 ,即泡状流和段塞流 ,且段塞流普遍发生在注气点以上 , 因此 ,从应用角度来说 ,可以不考虑过渡流和雾状流 2 种流动型态 ,应主要加强对泡状流和段塞流的研究 。
·20 ·
OIL FIELD EQUIPMENT 2004 Vol. 33 №6
b) 段塞流
对于中等产量的油井 ( 100 t/ d) , 注气量在 80 000
11071 - 01727 7
v
2 T
Dt
<
Qg/
QT
, vgd
< 50
+ 36 vgdQL /
Qg 。
[ 3 ] N D Sylvester. A Mechanistic Model for Two2Phase Ver2 tical Slug Flow in Pipes[J ] . Transactions of t he ASME , 1987 ,Vol. 109 :2062213.
[4 ] K W Mcqullian. Flow patterns in Vertical Two2Phase Flow. Int . J . Multiphase Flow[J ] ,1985 ,2 :1612175.
页岩气水平井气液两相流动规律实验研究
页岩气是一种非常珍贵的石油资源，它的开采对于能源行业的发展至关重要。
而页岩气的开采主要依赖于水平井的开发技术，因此对于水平井气液两相流动规律的实验研究显得至关重要。
1. 页岩气资源的重要性页岩气是一种在石油和天然气资源中相对较新的发现，它存在于页岩岩石中，具有分布范围广、储量丰富的特点。
受益于水平井技术的发展，页岩气资源得以充分开发，为能源行业的发展提供了新的动力。
2. 水平井开发技术的作用水平井开发技术是指在地层中开垦一种接近水平的井眼，利用井眼穿入产层进行水平钻井，以提高储层的有效厚度，增加油气的产量。
水平井技术在页岩气开采中发挥着至关重要的作用，因此对于水平井气液两相流动规律的研究显得尤为必要。
3. 气液两相流动规律的研究意义气液两相流动规律的研究对于页岩气的开采具有重要意义。
了解气液两相在水平井中的流动规律能够帮助工程技术人员更好地设计井眼结构，提高页岩气的采收率；另掌握气液两相流动规律有助于避免井眼堵塞、泄漏等问题的发生，从而保障油气的安全开采。
4. 实验研究方法实验研究气液两相流动规律通常采用物理模型实验和数值模拟两种方法。
物理模型实验是通过搭建实验装置，采用透明管道和介质，观察和记录气液两相流动过程中的各种现象和规律。
数值模拟则是利用计算机软件模拟气液两相流动过程，通过数值计算得出流速、流量、流态等相关参数。
5. 实验研究结果近年来，国内外学者对水平井气液两相流动规律进行了大量实验研究，取得了丰富的成果。
研究表明，在水平井中气液两相流动存在着复杂的流体力学现象，包括液滴运移、泡沫流动、气液分离等多种流动状态。
地层渗流性、井筒内形貌、液体密度等因素也对气液两相流动产生影响。
6. 实验研究的应用前景实验研究的成果不仅可以帮助工程技术人员更好地设计水平井开发方案，提高页岩气的开采效率，还有望推动水平井气液两相流动规律的理论研究和工程应用的发展。
未来，随着技术的不断进步和理论的不断完善，水平井气液两相流动规律的实验研究将在页岩气开采中发挥越来越重要的作用。
《2024年凝析气藏气液变相态渗流理论研究》范文
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏作为一种非常规的天然气资源，其气液变相态渗流问题一直是国内外油气工程领域研究的热点问题。
本文旨在通过对凝析气藏气液变相态渗流理论的研究，为实际油气开采提供理论依据和指导。
二、凝析气藏概述凝析气藏是指在地层条件下，天然气中轻质烃类组分在压力和温度的作用下，部分凝结成液体的气藏。
其气液两相共存的特点使得渗流过程变得复杂，需要深入研究其渗流机理。
三、气液变相态渗流理论（一）基本理论框架凝析气藏的气液变相态渗流涉及到多相流体力学、渗流力学、热力学等多个学科的知识。
基本理论框架包括多相流体在多孔介质中的流动规律、气液相间相互作用及能量转换等。
（二）气液两相渗流模型针对凝析气藏的气液两相渗流，建立合适的数学模型是研究的关键。
模型应考虑多相流体的流动特性、相间作用力、多孔介质的渗透性等因素。
目前，常用的模型包括两相渗流模型、毛管力模型等。
（三）渗流过程中的相态变化凝析气藏的气液相态变化是影响渗流过程的重要因素。
在压力和温度的作用下，气体和液体之间会发生相互转化，使得渗流过程变得更加复杂。
研究应关注相态变化对渗流速度、流动方向及能量传递的影响。
四、实验研究及模拟分析（一）实验研究方法通过室内实验，模拟凝析气藏的实际地质条件，观察和分析气液两相在多孔介质中的流动规律和相态变化过程。
实验可包括岩心流动实验、毛管压力实验等。
（二）模拟分析方法借助数值模拟软件，对凝析气藏的气液变相态渗流过程进行模拟分析。
通过设定不同的地质条件和开发方案，研究不同因素对渗流过程的影响，为实际开发提供指导。
五、结论及展望（一）结论总结通过对凝析气藏气液变相态渗流理论的研究，本文得出以下结论：多相流体力学、渗流力学和热力学等理论是研究的基础；建立合适的气液两相渗流模型是关键；相态变化对渗流过程具有重要影响；实验研究和模拟分析是研究的有效手段。
（二）展望未来研究方向尽管已经取得了一定的研究成果，但凝析气藏的气液变相态渗流问题仍然存在诸多亟待解决的问题。
水平井气、液或两相流流入动态关系概要
水平井气、液或两相流流入动态关系概要R. Kamkom and D. Zhu, Texas A&M U.Copyright 2006,Socienty of Petroleum Engineers摘要本篇论文介绍了不同地层流体类型和不同边界条件下水平井流入动态（IPR）的解析模型。
虽然油藏模拟可以提供更准确和详细的油气井产能结果，但解析模型由于对井的动态估测快捷，实用和合理而被广泛应用。
解析模型尤其适用于研究单井设计和动态优化。
与直井模型相似，水平井解析模型是在特定的条件下形成的。
水平井的IPR方程分两种边界条件，稳定渗流条件（定边界压力）和拟稳定渗流条件（边界无流动）。
对每一种条件，给出了油井和气井的IPR方程，在拟稳定流条件下给出了水平井IPR两相流对比。
在本篇文章中对不同模型结果进行对比，同时也讨论了IPR方程的限制条件和IPR 方程的适当运用。
对每种流体系统，例举了流动特性是怎样随流动区而改变的，例子同样显示了相关参数对水平井流入动态的影响。
这些公式对油藏和采油工程师在水平井的生产实践中的应用非常有价值。
简介在开发一个新油田中，设计一口新井和优化油气井动态是预测井动态的重要步骤之一。
我们可以运用油藏模拟模型或者解析模型预测井动态。
虽然油藏模拟一般可获得更精确和详细的结果，但是与解析模型相比，它要求输入大量信息，花费更多的时间和精力。
因此，解析模型经常用于预测井动态，尤其是对单井的研究。
解析模型是基于对边界条件和流体类型的假设而发展起来的，也就是对IPR的研究。
将IPR方程应用于水平井，借鉴了相似的直井模型的边界条件（定边界压力的稳定流和无边界流动的拟稳定流），此模型可用于微可压缩流体（油井），可压缩流体（气井）和两相流井。
直井和水平井模型相比有两个主要的不同点在水平井模型中是被考虑的，它们是水系型式的改变和渗透率的各项异性。
对于单相流体，水平井的产能可直接通过数学模型估算。
另外，复杂的相对渗透率导致解决IPR两相流的困难。
凝析气藏两相流不稳定试井分析的开题报告
凝析气藏两相流不稳定试井分析的开题报告开题报告一、选题背景凝析气藏是一种具有高压、高温、高含硫等特点的气藏，其开发面临着诸多挑战，其中之一是凝析气藏两相流不稳定现象。
凝析气藏在生产过程中，由于温度、压力等因素的变化，容易发生气液两相流现象，其中的凝析液会附着在管道或孔隙中形成阻塞，导致气井产量下降、甚至枯竭。
因此，对于凝析气藏两相流不稳定现象的研究具有重要意义。
二、研究内容和目的凝析气藏两相流不稳定现象繁多，包括凝析液附着、液塞、液柱、液波等。
本文拟针对凝析气藏两相流不稳定现象进行试井分析研究，主要包括以下内容：1.构建凝析气藏两相流试井数学模型，由试井数据得到气液含量、流动参数等重要参数。
2.通过试井观测、数据统计，分析凝析气藏两相流不稳定现象的类型、程度和影响因素。
3.运用试井分析方法，对不同类型、程度的凝析气藏两相流不稳定现象进行识别、评估和预测，并提出相应的措施和建议。
三、研究方法和步骤本文将采用试井分析方法，通过多项试井数据的收集和分析，与井下模型模拟相结合，得到气藏物性参数、气液含量、有效渗透率、流动参数等相关参数。
具体步骤如下：1.收集凝析气藏试井数据，建立数学模型。
以该凝析气藏为研究对象，根据储层性质、地质条件、井身状态等要素构建数学模型，建立凝析气藏两相流试井数学模型。
2.深入剖析凝析气藏两相流不稳定现象。
通过试井观测和数据统计，分析凝析气藏两相流不稳定现象的类型、程度和影响因素，掌握该凝析气藏两相流不稳定规律。
3.综合分析试井数据，评估气液含量及产能受限程度。
将收集到的气藏物性参数、气液含量、有效渗透率、流动参数等参数进行分析、整理和综合，以确定该凝析气藏气液含量及产能受限程度。
4.对凝析气藏两相流不稳定进行识别、评估和预测。
将试井数据与模型模拟相结合，对凝析气藏的两相流不稳定进行识别、评估和预测，并探讨相应的控制措施。
四、研究意义和社会价值凝析气藏的开发是当今能源领域最具有挑战的领域之一，而凝析气藏两相流不稳定现象是影响产出和开发成功的一个关键因素。
机械工程中的气液两相流动问题研究
机械工程中的气液两相流动问题研究在机械工程领域中，气液两相流动是一个复杂而重要的问题。
气液两相流动涉及到天然气传输、石油开采、化工工艺以及核能领域等诸多工程应用。
研究气液两相流动的行为和机制，不仅可以为工程设计提供理论依据，还能改善工艺流程，提高能源利用效率，保障工业生产的安全性。
气液两相流动是指气体和液体同时存在且相互作用的流动系统。
在一些实际工程中，气液两相流动被广泛应用，如气体输送、泡沫分离、汽车燃料喷射、核电站蒸汽发生器和原油在管道中流动等。
在这些流动过程中，气体和液体之间的相互作用对流动特性产生重要影响，因此研究气液两相流动变得至关重要。
通过实验和数值模拟，研究人员可以更好地理解气液两相流动的基本规律。
实验方面，研究人员使用流速仪器、高速摄像机、压力传感器等设备来测量气液两相流动的流体性质、速度场和压力分布。
实验结果可以提供直观的数据和现象，但也受到实验设备和环境条件的一定限制。
数值模拟方面，研究人员使用计算流体力学（CFD）方法对气液两相流动进行模拟。
CFD模拟可以通过数学模型和计算方法来预测流动行为，但也需要一定的前提条件和计算资源支持。
在气液两相流动中，界面行为是一个重要而复杂的问题。
界面即气体和液体之间的分界面，决定了两相流动的相互作用和传递过程。
界面的形态和运动方式对整个流动系统具有重要影响，如界面的存在可以增大传质和传热速率，但也可能引起携带液滴的堵塞。
因此，准确描述和预测界面行为对于气液两相流动的研究至关重要。
除了界面行为，气液两相流动中的尺度效应也是值得关注的问题。
尺度效应是指流动尺度对两相流动行为的影响。
在微观尺度上，气液两相流动的界面张力和毛细力可能会显著影响流动行为。
而在宏观尺度上，流动的粗糙度、管道直径等因素也会对两相流动产生影响。
因此，研究人员需要综合考虑不同尺度下的两相流动机制，以获得全面的研究结果。
近年来，气液两相流动的研究也得到了更多的关注。
随着科学技术的不断进步，新的研究方法和工具不断涌现，为气液两相流动的研究提供了更多可能。
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》范文
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏作为一种非常规的天然气资源，其气液变相态渗流问题一直是国内外油气工程领域研究的热点问题。
该问题不仅关系到气藏的开发与利用，而且涉及到储层地质模型建立、流体传输过程等众多科学领域。
因此，开展凝析气藏气液变相态渗流理论的研究，对于提高油气采收率、优化开发方案以及保障能源安全具有重要意义。
二、凝析气藏概述凝析气藏是指在地层条件下，天然气中的重烃组分可以在一定压力和温度范围内凝析为液体的非常规天然气资源。
在气藏的开发过程中，气液变相态渗流是一个复杂的物理过程，涉及气体与液体的相互转化、流动和传输等多个方面。
因此，研究凝析气藏的气液变相态渗流理论，对于理解其储层特征、开发策略以及提高采收率具有重要意义。
三、气液变相态渗流理论1. 理论基础凝析气藏的气液变相态渗流理论主要基于热力学、流体力学和相态转换理论。
在一定的温度和压力条件下，天然气中的重烃组分会发生相态转换，由气态转变为液态。
这一过程涉及到复杂的物理化学过程，包括相态平衡、传热传质等。
因此，研究这一过程需要综合考虑多种因素，如储层岩石的物理性质、流体性质以及地层条件等。
2. 渗流模型为了更好地描述凝析气藏的气液变相态渗流过程，需要建立相应的渗流模型。
目前，常用的渗流模型包括多孔介质模型、双连续介质模型等。
这些模型能够描述气体和液体在储层中的流动过程，以及相态转换过程中的传热传质现象。
通过建立合理的渗流模型，可以更好地理解凝析气藏的储层特征和开发过程。
四、研究方法与技术手段1. 实验研究实验研究是凝析气藏气液变相态渗流理论研究的重要手段之一。
通过实验，可以模拟储层条件下的气体和液体流动过程，观察相态转换现象，并获取相关参数。
这些参数对于建立合理的渗流模型和优化开发方案具有重要意义。
2. 数值模拟数值模拟是另一种重要的研究方法。
通过建立数学模型，模拟储层条件下的气体和液体流动过程，可以更深入地了解相态转换现象和渗流规律。
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》范文
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏是石油工业中一个重要的领域，其中涉及到的气液变相态渗流现象对于理解和掌握油气开采具有关键性的作用。
随着科技的发展和油气资源的日益紧张，对凝析气藏的开发和利用已经成为当前研究的重要方向。
因此，对凝析气藏气液变相态渗流理论的研究具有重要的理论意义和实际应用价值。
二、凝析气藏的特点凝析气藏具有其独特的特点，其中最主要的是气液两相共存以及其随温度压力变化的相态变化特性。
由于温度和压力的变化，气藏中的油气将经历从液态到气态的转变，这给油气开采带来了巨大的挑战。
三、气液变相态渗流的基本原理气液变相态渗流是指在多孔介质中，气体和液体因温度、压力等条件变化而发生相态转变的过程。
这个过程涉及到多孔介质的物理性质、流体性质以及流体与介质之间的相互作用等因素。
在凝析气藏中，这种渗流现象尤为明显，其理论的研究对于油气开采具有重要的指导意义。
四、理论研究现状及发展趋势目前，国内外学者对凝析气藏的气液变相态渗流理论进行了大量的研究，取得了一定的成果。
然而，由于该问题的复杂性，仍有许多问题需要进一步的研究和探讨。
例如，多孔介质的物理性质对渗流过程的影响、流体在多孔介质中的流动规律、以及相态转变的机理等。
未来，随着科技的发展和研究的深入，我们期待能够更深入地理解这一过程，为油气开采提供更准确的指导。
五、研究方法及模型构建对于凝析气藏的气液变相态渗流理论的研究，主要采用的方法包括实验研究和理论分析。
实验研究主要是通过模拟实际环境下的油气流动过程，来观察和记录其变化规律。
而理论分析则是通过建立数学模型，对实验结果进行解释和预测。
在模型构建过程中，需要考虑多孔介质的物理性质、流体的性质以及流体与介质之间的相互作用等因素。
六、研究结果及讨论通过研究，我们发现凝析气藏的气液变相态渗流过程受到多种因素的影响，包括温度、压力、流体的性质以及多孔介质的物理性质等。
在这个过程中，相态的转变以及流动的规律等都有待于进一步的研究和探索。
凝析气井试井分析及动态预测
(初始条件)
kro (o Rs og ) krg g
k
Dh
o (o Rs og )So
gSg
g
aSa
kro (o Rs og ) krg g
Dh
o (o Rs og )So
gSg
g
aSa
k Dh
mt qoo qg g
气井地面质量流量(产量)
两相拟压力 ：
( p)
P P0
kro
(o
Rs
o
og
)
krg g g
dP
不稳定渗流数学模型：
1 r
r
r r
1 Dh
t
k
Dht
r mt r rrw 2kh
(内边界条件)
0 r rre
(封闭外边界)
(re ,t) i (定压外边界)
lim
r
(r
,
t
)
i
(无穷大地层)
(r,0) i
1 Dh
t
hc
k
Dht
其中：
kro (o Rs og ) krg g
Dh
k
hc
o (o Rs og )So
g gSg
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再引入无因次变量：
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产水气井气水两相流入动态研究
产水气井气水两相流入动态研究韩放;袁淋【摘要】在气藏开发过程中,气井产水是制约其产能的一个重要因素.基于直井井筒周围平面径向渗流原理,考虑井筒附近气体高速非达西流动对气井流入动态的影响,定义气水两相拟压力,推导出了产水气井流入动态计算的二项式产能公式.实例论证表明,气水两相拟压力随压力的增大而增大,但气井产水将会降低气井驱动压力,且随着生产水气体积比的逐渐增大,气井流入动态曲线左移,无阻流量减小.本文研究可以为含水气藏的开发提供一定的指导意义.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2015(034)005【总页数】3页(P44-46)【关键词】含水气藏;产水;两相;气水两相拟压力;无阻流量【作者】韩放;袁淋【作者单位】新疆克拉玛依市迪马有限责任公司,新疆克拉玛依834000;“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室,西南石油大学,四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE312含水气藏开发过程中，产水将降低气井产能，国内外学者对气藏的产水机理以及气井单相流入动态进行了大量的研究［1-6］，而对产水气井的流入动态研究较少［7-10］。
笔者以气藏单相渗流理论为基础，考虑气井产水，获得了气藏气水同产井流入动态分析的新方法，并利用实例分析了产水对气水两相拟压力以及气水两相流入动态的影响，为含水气藏的开发提供了理论基础。
对于产水直井，井筒周围气水两相径向渗流，气水两相运动方程分别为：式中：Kg-气相渗透率，mD；μg-气相黏度，mPa·s；Kw-水相渗透率，mD；μw-水相黏度，mPa·s；vg-气相渗流速度，m/d；ρg-气体地下密度，g/cm3；β-紊流系数，m-1；vw-水相渗流速度，m/d。
将其转化为流量的表达式，式（1）、式（2）化简为：式中：Krg-气相相对渗透率，mD；ρw-水相密度，g/cm3；Krw-水相相对渗透率，mD；qg-气体地层条件下体积流量，m3/d；h-气层厚度，m；K-储层气测渗透率，mD。
基于两相流模型的直井动态排积液方法研究——以大牛地气田为例
基于两相流模型的直井动态排积液方法研究——以大牛地气田为例姜一【摘要】有效排出积液对低压低产气井的稳产保产具有重要意义.针对目前大牛地气田直井积液状态无动态监测手段、排液方法相对粗糙的缺陷进行排积液方法研究.首先基于两相流的形成与转换机理,结合环状流、过渡流、段塞流、泡状流4种流态的特征,定义了无积液、井壁积液、井筒积液、井底积液4种积液状态;其次,通过对比实际产量与各流态的形成边界以及临界携泡流量的大小关系,将4种积液状态的气井进一步细分为8类,并将泡沫排水、提产带液、降压带液等排水方法进行组合,制定了针对性的8类排积液方法;最后,实例分析证明该方法在现场应用中取得了良好的效果.【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2017(014)015【总页数】5页(P73-76,81)【关键词】两相流模型;流态判别;积液状态;泡沫排水;降压带液;大牛地气田【作者】姜一【作者单位】中石化华北油气分公司采气一厂,河南郑州450000【正文语种】中文【中图分类】TE375鄂尔多斯盆地大牛地气田是典型的低渗、低压、低产气田，气田开发以直井为主，气井普遍产水，平均产水量0.4m3/d。
大牛地气田普遍应用泡沫排水(简称“泡排”)工艺，并围绕着泡排药剂优选、泡排影响因素、泡排工艺效果评价等方面开展了广泛的研究[1～10]。
随着气田开发进入中后期，多数气井的实际产量已低于临界携泡流量，早期单一的泡排工艺已无法有效排出积液，积液问题造成的井底回压增加、井筒气液滑脱效应加剧，气井难以稳产的问题日益突出。
通过分析泡排工艺在大牛地气田的应用现状，总结出目前研究存在的缺陷主要有以下两个方面：第一，井筒积液状态不明晰，导致选择的排液方法缺乏针对性；第二，实际产量低于携泡流量的气井应当如何有效排液，缺乏系统的方法。
综上所述，笔者以两相流模型为基础，依据4种流态特征定义了4种积液状态，通过判别实际产量与各流态的形成边界以及临界携泡流量的大小关系，将直井细分为8类，并提出了针对性的排液方法。
垂直管流中气—液两相的研究现状
垂直管流中气—液两相的研究现状徐海军(西安石油大学机械工程学院，西安，710065)摘要：深井气举采油由于流程长、产量变化范围大而有着一系列的特点。
因流程长，使得气液两相混合物在流动过程中压力变化很大，不可避免地要产生两种甚至多种流动型态（Flow Pattern），而不同流动型态对压降、持液率（空隙率）、混合物密度影响非常大，影响着气举井的设计和运行。
有人认为，在深井、超深井气举中，有1000m左右的管段可形成段塞流。
另外产量变化也极大地影响着压力梯度和持液率，而压力梯度是气举井设计的最基本依据（以此确定注气点位置、气举阀分布及数量、注气压力），因此，要使气举井工作最优，必须研究铅直气液两相管流问题。
关键词：垂直管流流型两相１研究现状对于气－液两相管流的研究，一般多是从能量平衡和物质守恒关系出发，来计算气液混合物在管中的平均流速、密度、水头损失、压力梯度等有关参数问题。
早在1914 年Wisconsin大学的Davis-Weider便发表了在直径为31.75mm短玻璃管内以空气举升水的大量实验数据。
他们把管内摩擦因数与滑移关联起来，试图得到以DVP为自变量，与单相流摩擦因数f相一致的曲线，由于当时并未考虑混合物总的流动密度，只是使用了水的密度，而没有达到预期的效果，但却为后来的两相流研究奠定了基础。
经过近一个世纪国内外学者的大量研究工作，已经预测流动模型形成和发展了各种各样的力学模型。
研究方法上可概括为不考虑流动型态和考虑流动型态两类。
1.1不考虑流动型态方法是将流型、滑脱损失及加速度影响计入两相阻力系数中，根据现场和试验数据得出压力梯度相关式。
在早期Poettmann-Carpenter（1952）和M.R.Tek(1961)的摩擦损失系数法的基础之上，Baxendell、Thomax(1961)、Brown(1963)、Hagedorn(1965)及Govier、Aziz(1972)和大庆石油学院陈家琅(1979)等国内外学者先后针对井内气液比、密度和粘度等参数随井深变化、油井总流量、以及油管直径的影响等，在计算方法上作了进一步的修正，为推动后来的各种经验和半经验压降预测模型的建立和确保模型的精确度，起了重要的指导作用。
煤层气井气水两相流入动态关系研究
第40卷第4期 中国矿业大学学报 V ol.40N o.4 2011年7月 Jour nal of China U niversit y of M ining&T echnolog y Jul.2011煤层气井气水两相流入动态关系研究刘新福1,綦耀光1,胡爱梅2,赵培华3,刘春花1(1.中国石油大学(华东)机电工程学院,山东东营257061;2.中联煤层气国家工程研究中心,北京100095;3.中石油煤层气有限责任公司,北京100011)摘要:为了准确预测煤层气井流入动态关系,基于流体稳定渗流的运动方程和连续性方程,建立了煤层中气水两相渗流的数学模型和气井流入动态预测模型.采用气水两相拟压力函数,研究了两相煤层气井产能方程.结果表明:该模型考虑了煤层渗透率、表皮效应和非达西效应的影响,预测结果具有较高精度,预测值与实测值间的整体误差控制在8%以内.井底流压充分反映产能的渗流压力特征,调整井底流压,可有效增大生产压差,利于煤层中气体解吸和水相渗流,提高产能,在井底流压由5 0M Pa降为2 1MPa后,产能由0 1kg/s提高到0 6kg/s.随渗透率的增大和表皮系数的减小,流入动态曲线明显向右移动,渗透率由2 10-3 m2升为2 10-2 m2时,最大气水总流量由0 205kg/s迅速增大到1 20kg/s.开采中,煤层水的相对渗透率不断减小,而气的相对渗透率和泄流半径逐渐增大,导致动态曲线有向左移动的趋势,但其影响并不显著.关键词:气水两相流;煤层气井;产能方程;流入动态中图分类号:P618 11文献标识码:A文章编号:1000 1964(2011)04 0561 05Inflow performance relationshipin two phase CBM w ellsLIU Xin fu1,QI Yao g uang1,H U Ai mei2,ZH AO Pei hua3,LIU Chun hua1(1.Co lleg e of M echanical and Elect ronic Engineering,China U niver sity o f Petr oleum,D ongy ing,Shandong257061,China; 2.Coa lbed M ethane National Engineer ing Research Center,Beijing100095,China;3.Petro China Coalbed M ethane Company L imit ed,Beijing100011,China)Abstract:Based on the kinem atic and continuing equations o f the steady fluid flow,an approach w as proposed to predict inflow performance relationship(IPR)for tw o phase(gas and w ater) coalbed m ethane(CBM)w ells.A nd the m athematical m odel of tw o phase flow and IPR w er e developed.The functio n of pseudopr essure w as used to study the productiv ity equation for tw o phase CBM w ells.T he results show that the small erro rs of less than8%betw een the pre diction and measured v alues ar e achieved due to the per meability,skin factor and non Dar cy flow.CBM pro ductivity increases from0.1kg/s up to0.6kg/s w hen bottom hole pressures (BH Ps)are from5.0M Pa to2.1M Pa.Adjusting BH P can effectiv ely incr ease producing pres sur e dro p,w hich is beneficial to gas desorption and w ater flow and enhance CBM production.The IPR cur ves mov e tow ards the rig ht direction due to the increased perm eability and de creased skin facto r.An enhanced permeability fr om2 10-3 m2up to2 10-2 m2leads to the enhanced production o f gas and w ater from0.205kg/s to1.2kg/s.During the pumping pro收稿日期:2010 08 25基金项目:国家科技重大专项(2009ZX05038 004);山东省科技发展计划项目(2009GG10007008)作者简介:刘新福(1983-),男,山东省威海市人,博士研究生,从事煤层气开发与排采工艺技术方面的研究.E mail:upcdoctor@ Tel:0546 8391271中国矿业大学学报 第40卷ductio n,the effectiv e permeability of w ater decreases while the effective perm eability of CBMand supply boundar y increase,w hich makes the IPR curve move to wards the left direction.Key words:tw o phase flow ;CBM w ell;productivity equation;inflow perfo rmance relationship 煤层气开采前期不断排水,使得煤层中水的相对渗透率不断减小,气的相对渗透率逐渐增大,煤层气井的产水量逐渐下降,而产气量逐渐上升并趋于稳定,出现产气高峰,为煤层气井的主要生产阶段 气水两相流,其持续时间的长短决定整个煤层气井的经济效益.目前纯油气井及油水两相井的稳态流入动态关系曲线已有学者研究[1 3],主要集中在两个方面:一是考虑井底周围受损产层表皮系数,通过模型计算流入动态[4 5],该法需依据大量的精确地层参数,实际应用较为困难;二是通过对气藏或溶解气驱油藏的排采参数或数值模拟结果进行回归,建立油气井流入动态方程[6 7].实际上,我国煤层气藏低压、低渗、低饱和现象突出[8 9],煤层气井较浅(通常在500~1000m)、沉没度较低(稳定生产时仅为10~50m)、产能较小(稳定生产时产气量2000m 3/d 左右,产水量集中在10~30m 3/d),这些地质条件和井况的巨大差异[10]使得煤层气井不适宜使用上述常规油气开采的方法进行生产动态的预测.而且,煤层中气水两相流动必然导致气藏的压力动态发生变化,所以单相流或油水两相流井的流入动态关系曲线不再适合气水两相流动的煤层气井.为此,有必要研究气水两相渗流理论,预测两相流煤层气井的产能和生产动态,它对掌握复杂情况下的渗流规律,进行排采系统工艺设计和动态分析,提高采收率都具有重要的意义.1气水两相渗流数学模型假设两相渗流过程满足:1)气水两相独立存在,两相间仅存在气组分的质量交换;2)流体处于恒定温度,在煤层内流动过程中保持热动力学平衡;3)流体渗流过程符合线性渗流规律且忽略重力影响[11];4)孔隙介质为均质且不可压缩.由于气体的可压缩性,体积和密度明显受到压力和温度等因素的影响,实际气体的状态方程为p M = G ZR T ,(1)式中:M 为煤层气相对分子质量;p 为压力;R 为通用气体常数,J m ol -1K -1;T 为绝对温度,K ;Z 为煤层气偏差系数; G 为煤层气体密度,kg/m 3.煤层流体在渗流过程中处于层流状态时,其流动规律可用达西定律表示.在三维渗流空间中,对于均质煤层,流体运动方程用广义达西定律表示.v =v x +v y +v z =-kp ,(2)其中 = x i + y j + zk ,式中:k 为煤层渗透率, m 2;v 为渗流速度,m /s ; 为流体黏度,Pa s .煤层气压缩系数是指恒温条件下,每改变单位压力时,单位气体的体积变化量[12],即C G =-1V V p,(3)式中:C G 为煤层气等温压缩系数,1/Pa;V 为气体体积,m 3.等温条件下(T 为常数),对状态方程式两边进行求导,并代入式(3),整理后可得C G =1p -1Z Z p.(4) 煤层流体渗流中的连续性方程,也称为质量守恒定律[13],即在渗流空间上任取一微小单元体(见图1),其渗流应满足:质量流量的净增量等于流入的质量流量与流出的质量流量之差.图1 气水两相渗流区内微元体F ig.1Infinitesimal unit in the tw o phase flow两相连续流沿X 方向从面a d h e 流入和面b c g f 流出,在d t 时间内流入与流出微元体的质量差为w v x - x ( w v x )d x 2- w v x + x ( w v x )d x 2d y d z d t,(5)同理,求得d t 时间内Y 和Z 方向流入与流出微元体的质量差.由此得到流经微元体的总质量差为- ( w v x )+ y ( w v y )+ z( w v z ) d x d y d z d t,(6)另一方面,微元体中水相质量变化亦可表示为( w S w ) d x d y d z d t,(7)562第4期 刘新福等:煤层气井气水两相流入动态关系研究式中: 为孔隙度,%; w为煤层水密度,kg/m3.根据质量守恒原理,则有煤层水相渗流的连续性方程为- ( w v)=t( w S w ),(8)S w+S G=1,(9)式中:S w为水相饱和度,%;S G为含气饱和度,%.气相渗流的连续性方程表征了渗流过程中各运动要素渗流速度、气体密度等随空间位置坐标和时间坐标的变化关系,其微分形式为( v)=- ( )t.(10) 将状态方程、运动方程和煤层气压缩系数代入式(10),可得等温条件下,均质煤层中气体渗流微分方程的一般形式,即kpG Z p= C G pZp t.(11)如果不考虑压力随时间的变化,即气相渗流是一个稳定的过程,则其微分方程为G kGp=0.(12) 同理,将运动方程代入水相连续性方程中,即可得到水相渗流微分方程的一般形式k wwp= t[S w w ],(13)式中: G, w分别为煤层气和水的黏度,Pa s.水相稳定渗流的微分方程则为k wwp=0.(14) 2气水两相流动流入动态预测模型2 1流入动态模型建立假设原始煤层压力为定值,同时不考虑重力及毛细管力的作用[14].引入相对渗透率的概念k G(w) =k/k ,则由流体(气相和水相)渗流微分方程,可得到气水两相渗流数学模型的扩散方程为G k k GG p= C G pZpt,(15)w k k ww p=t[S w w ],(16)式中:k 为煤储层割理系统的绝对渗透率, m2; k G,k w分别为煤层气和水相对渗透率.依据单相流体稳定流动的产能公式,得其偏微分方程为2 rh k pr=qp sc MT sc R=q sc,(17)式中:p sc为标况下的流体压力,MPa;T sc为标况下流体温度,K; sc为标况下的流体密度,kg/m3.由此,依据达西定律,可得模型的内边界条件.气相和水相的内边界条件分别为limr rw2 rh Gk k GGpr=q sc Gsc,(18)limr rw2 rh wk k wwpr=q L wsc,(19)式中:p r,p w f分别为外边界和井底压力,M Pa;q sc, q L分别为产气量和产水量,m3/s; Gsc, wsc分别为标准状况下煤层气和水密度,kg/m3.井壁r w处:p=p wf;外边界r e处:p=p r.定义气水两相拟压力函数为= p p0 G k G G+ w k w w d p.(20) 为气水两相的拟压力,p0为任意选定的某一参考压力,则上述数学模型的拟压力形式为2 =0.(21) 模型的边界条件为limr rwrr=q2 kh,(22)(r w)= wf,(r e)= r,(23)q=q sc Gsc+q L wsc,(24)式中 q为气水两相的地面总流量,kg/s.2 2流入动态模型求解对上述数学模型的拟压力形式求解,可得r- w f=q2 khlnr er w,(25)式中:h为煤储层厚度,m; r为外边界处的拟压力,MPa; wf为井底的拟压力,MPa.考虑井底周围受损煤层的表皮效应S和流体渗流的非达西效应时[15 16],则模型解的形式为r- wf=12 khln r er w+S q+12 khDq2,(26)式中 D为紊流系数,s/m3.引进系数c和d,便可得到以二项式形式表示的考虑非达西影响的气水两相阶段的产能方程.r- wf=c q+d q2,(27)其中 c=12 khlnr er w+S;d=12 khD=12 kh2 306 G k p scR G r w hT sc;=2 417 105k-1 5,式中: 为非达西流系数,m-1; G为煤层气相对密度.563中国矿业大学学报第40卷3实例计算与结果分析3 1煤层气井流入动态曲线利用上述预测模型对鄂尔多斯盆地三交区块SJ P001 2煤层气井生产动态进行预测,并加以分析.该井在完井和压裂后,进行连续排采,积累了丰富的基础资料,该井煤层埋深589m,煤层厚度9 3m,外边界半径42 98m,井眼半径150mm,煤储层绝对渗透率1 263 10-2 m 2,煤层水相对渗透率0 22,煤层气相对渗透率0 53,煤层温度294 5K,原始煤层压力5 20M Pa,煤层气相对密度0 57,井液密度1016kg/m 3,煤层气黏度0.02mPa s,煤层水黏度0.77mPa s,表皮系数-4 87.依据该模型,得到气水两相流煤层气井流入动态曲线见图2.图2 煤层气井气水两相流入动态关系曲线Fig.2IP R cur ves of the tw o phase CBM wells依据图2,随排采程度的增加,井底流压呈下降趋势,煤储层压力和井底压力间的压力差逐渐增大,由此使得产能不断增加.图中井底流压由5 0MPa 降为2 1MPa 后,产能则由0 1kg /s 提高到0 6kg/s,这表明调整煤层气井底流压,可有效增大生产压差,控制排液量大小和动液面下降速度,使之满足生产实际需要,从而增大产气量和产水量.该模型充分考虑了流体渗流中煤储层割理系统的渗透率、井底受损产层的表皮效应和非达西效应的影响,引进气水两相拟压力函数后,对生产动态和产能的预测具有较高精度,适用于我国煤层气井较浅、沉没度较低、产能较小的开采状况.图中预测值与实际值的吻合程度较好,预测结果的整体平均误差小于7 5%,最大误差为22 60%,而最小误差仅为0 23%,这样的预测精度完全能够满足煤层气井测试现场施工及数据计算需要.3 2流入动态曲线影响因素将煤储层割理系统的绝对渗透率减小到6 10-3 m 2和2 10-3 m 2,然后增大到20 10-3 m 2,重新进行预测的流入动态曲线见图3.可以看出,煤层渗透率对煤层气井流入动态曲线的影响显著,随着渗透率的减小,气水总流量呈明显递减趋势,绝对渗透率由20 10-3m 2减小到2 10-3m 2时,最大气水总流量由1 20kg/s 迅速减小为0 205kg /s.这表明我国煤层气藏低压低渗(有些地方表现为特低渗)的特点,限制了煤储层的产气能力,需要通过低渗区水力压裂、造缝及应力释放等途径,提高储层的综合导流能力和煤层的渗透率.图3 不同绝对渗透率的流入动态曲线F ig.3IPR cur ves for differ ent absolute permeability图4给出了SJ P001 2井不同气水相对渗透率组合时的流入动态曲线.可以看出,随开采的进行,井筒压力不断降低,有更多的煤层气解吸出来,并扩散到煤中裂隙系统中,导致煤层水的饱和度降低,相对渗透率不断减小,而气的相对渗透率逐渐增大,产气量随之增加,但由于初期的强排水使得产水量短时间内迅速减少,最终使得煤层气井产能呈稍微降低的趋势.所以,饱和度和相对渗透率等煤层流体性质的变化对流入动态曲线影响不大.图4 不同相对渗透率的流入动态曲线F ig.4IPR curv es fo r differ ent effectiv e per meability将模型中表皮系数分别增大到-2 5,0和2 5,重新进行预测的流入动态曲线见图5.图5 不同表皮系数的流入动态曲线F ig.5IPR cur ves for differ ent skin factor s 从图5可以看出,表皮系数对煤层气井流入动态曲线的影响较大,由于表皮系数的原因,煤层气井产能呈明显递减趋势,图中系数S 由-5 0增大到2 5时,最大气水总流量由0 80kg/s 迅速减小为0 38kg /s.这表明井眼附近由于污染或增产措施引起渗流性能的变化,对煤层的伤害和煤层气井产能的影响较大,为此需要针对给定煤层气井的特殊地质条件和井况,采用合理的完井方式和增产措564第4期 刘新福等:煤层气井气水两相流入动态关系研究施,减小井壁污染,以便最大限度地保证煤层产气潜能.图6给出了SJ P001 2井不同泄流半径时的流入动态曲线.可以看出,随泄流半径的增加,流入动态关系曲线有向左下方移动的趋势,这表明随排采的进行,煤层泄流(外边界)半径增加,使得煤储层中压降损失增大,因此总流量降低.图6 不同泄流半径的流入动态曲线Fig.6I PR curves fo r different supply bo undary两相流煤层气井,产能与压力差间呈明显的正相关系,多项式拟合后的曲线见图7.可以看出,降低井底压力,可有效增大生产压差,利于煤层气体的解吸和水从煤层中流向井筒的渗流,产气量和产水量显著增加.由于井底流压已经综合了井口套压,煤层气柱段与液柱段压力,故井底流压可以充分反映产气量和产水量的渗流压力特征.图7 煤层气井生产压差与产能的关系F ig.7Relat ion cur ve of pr essure dro p v s.product ivit y4结论1)该预测模型考虑了煤层渗透率、表皮效应和非达西效应的影响,能真实反映一定煤储层压力下,煤层气井产能随井底流压的变化关系,具有较高精度,预测结果的整体误差可控制在8%以内.2)井底流压充分反映产气量和产水量的渗流压力特征,降低井底流压,可有效增大生产压差,利于气体解吸和煤层中水的渗流,从而增大煤层气井产能,在井底流压由5 0M Pa 降为2 1M Pa 后,产能由0 1kg /s 显著提高到0 6kg/s.3)随渗透率的增大和表皮系数的减小,流入动态曲线明显向右移动.为此需采用合理的完井方式和增产措施,减小井壁污染,提高储层的综合导流能力,最大限度地保证煤层产气潜能.4)随排采的进行,煤层水的相对渗透率不断减小,而气的相对渗透率和泄流半径逐渐增大,导致流入动态关系曲线稍有向左下方移动的趋势.致谢:本文得到研究生创新基金(CXZD1109)资助,特此感谢!参考文献:[1]A RCHER R A ,A GBON GI AT OR E O.Corr ecting for frict ional pressure dr op in hor izontal w ell inflo w perfor mance relatio nship [J].SP E P ro duction &F a cilities,2005,56(2):21 25.[2]JAH A N BA N I A ,SH A DIZA DEH S R.R et ernina tion o f I nflow per for mance relationship by w ell tes ting [J].So ciety of Petr oleum Eng ineer s,2009,56(6):1 11.[3]EBRA HI M I M ,SAJEDIA N A.U se of fuzzy lo gic for predicting tw o phase inflow perfo rmance r elation ship of hor izontal o il wells [J].Society of P et ro leum Eng ineer s,2010,57(6):1 10.[4]DU ON G A N.Inflo w perfor mance relatio nships fo r oil 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凝析气田气井积液分析
凝析气田气井积液分析摘要：气井积液是指气井中由于气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中聚集的现象，气井积液逐渐积累会导致产量下降，甚至停产。
本文根据苏20区块气井的实际生产情况，对产液气井井底积液的可能性进行分析，提出了判断气井井底积液的几种常见方法，并加以论证。
关键词：气井井筒积液套压产量气井积液一直是影响气井生产的一个很严重问题，詹姆斯.利、Turner、李闽等人对气井积液做了大量的研究，分析了积液形成的原因，提出了携液运动模型，为积液研究提供了理论基础。
1、积液形成的原因在气井生产的初期，由于气井能量充足，流速较高，液滴分散在气体中被携带出地面，井底不会产生积液。
而随着气井产量的下降，气体携带液体的流速降低，液体逐渐凝结，形成段塞流，重力作用下落至井底，容易形成积液。
2.5、压力计测试液面怀疑井底积液最直接证实的方法就是利用压力计进行压力测试，直接确定液面位置。
由于气体的密度远远低于水的密度，当测试工具遇到油管中的液面时，压力梯度曲线斜率会有明显的变化，可以根据计算数据精确确定油管中液面的深度。
3、结论1）根据李闽提出的气井气井携液临界流量公式可以算出不同压力和不同油管直径下气井携液的最低流量，在对气井进行配产时就要充分考虑到这一因素，满足气井的携液条件，提前预防气井积液。
对静态资料分析产能较差井，可以考虑下入小油管生产。
2）由于苏20区块开发采用节流器生产，因此判断气井积液的方法具有局限性，只能定性的分析气井是否积液，而不能定量的判断积液情况。
3）通过分析压力和产量的变化关系的方法只能初步判断井底是否有积液，而不能准备判断出积液位置，具体积液位置只能靠流压测试来确定。
4）对部分低产井，要定量判断积液情况，须采取打捞节流器后通过流压测试后判断。
5）根据前期经验，积液严重井（节流器以上积液），打捞节流器较为困难，需要加强积液井打捞相关研究。
6）用∮73mm油管生产气井，当单井产量小于0.96万方/天（即小于气井临界携液量）时，气井有积液条件。
气-液-固多相流技术在生产中应用与现状 --数值试井技术在多相流试井解释中的应用
气-液-固多相流技术在生产中应用与现状--数值试井技术在多相流试井解释中的应用随着科学技术的迅速发展，多相流技术在国民经济和人类生活中的地位日益重要。
多相流技术的应用以两相流技术最为普遍，而两相流技术的应用则是以气液两相流的应用最为广泛。
本文将粗略介绍多相流技术各方面的特点及应用，再简单分析我研究方向与多相流技术有关的问题。
1多相流的定义一般的，相通常是指某一系统中具有相同成分及相同物理、化学性质的均匀物质部分，各相之间有明显可分的界面[1]。
在宏观上，常把自然界分为三相，即气体、液体和固体三种相态。
气体和液体不能承受拉力和切力，没有一定的形状，具有流动性，因此统称为流体。
在流体中如有固体颗粒存在，则当流体速度相当高时，这种固体颗粒就具有与一般流体相类似的性质而可看作拟流体。
这样，在一定的条件下，就可以处理气体、液体、固体三种相态的流动问题。
经典流体力学所处理的只是一种相态的均质流体，即气体或液体的流动问题。
但是在许多工程问题以及自然界的流动中，必须处理许多不同相态的物质混合流动的问题。
通常把这种流动体系称为多相体系，称相应的流动为多相流。
最普通的多相流由两个相组成，称为二相流。
不同相态物质的物性有很大的差别，通常根据物质的相态，把二相流分为气液二相流，气固二相流，液固二相流、液液二相流等[2]。
2多相流的分析方法及常见模型为了分析多相流的流动特性，需要建立描述多相流动特性的数学模型。
不同的分析方法往往产生不同的数学模型[3]。
（1）均相流模型。
这种模型将各相考虑成一个整体的均匀混合物，相间没有相对移动，没有质量、能量交换，适用于相间存在强祸合的场合。
例如：微小气泡均匀混合在液体中的气泡流和两相流速高的雾状流等。
（2）分相流模型。
该模型将各相考虑成完全分离的两种流体，两相间存在不同的速度和特性，适用于两相间存在微弱祸合的场合。
例如：气-液两相流中的分层流和环状流。
气-液-液三相流中的分层流等。
（3）漂移通量模型。