PR状态方程在凝析气井井筒计算中的应用
气藏产能测试评价及试井分析
无因次启动压 力梯度
气藏产能测试评价及试井分析
无限 大凝 析气 井低 速非 达西 渗流 试井 数学 模型
Laplace变换
气藏产能测试评价及试井分析
Stehfest数值反演
气藏产能测试评价及试井分析
气藏产能测试评价及试井分析
气藏产能测试评价及试井分析
，
对于固定参数 ，
值增加得越大,双对数曲线早期和
气藏产能测试评价及试井分析
压力历史
气藏产能测试评价及试井分析
A. 常规解释：
（1）Horner法（两相拟压力，不考虑吸附） ：
解释结果： K=1.51 mD S=2.83 外推地层压力 P*=26.31MPa
气藏产能测试评价及试井分析
（2）Horner法（两相拟压力，考虑吸附） ：
气体吸附作用使得渗流过程中 地层反凝析油饱和度增加，气 相相对渗透率相应减小，因此 使得计算出的两相拟压力降低
气藏产能测试评价及试井分析
常规解释： （1）MDH法： （单相拟压力）
解释结果： K=2.75 mD S=5.37 外推地层压力 P*=30.79MPa
压力后期下掉，（储层压力下降），无法应用。
气藏产能测试评价及试井分析
（2）Horner法： （单相拟压力）
解释结果： K= 2.51mD S=4.26 外推地层压力 P*=31.78MPa 探测半径: 497.24 m 单井控制储量 3.23 ×108 m3
气藏产能测试评价及试井分析
解释结果： K= 4.54 mD S=15.12 外推地层压力 P*=29.95 MPa 探测半径: 704.74 m 单井控制储量 6.88 ×108 m3
气藏产能测试评价及试井分析
SPE-99739-MS-P在凝析气藏中通过润湿反转成气润湿来提高产量——重点
在凝析气藏中，通过润湿反转成气润湿来提高产量摘要随着井眼附近压力降低到露点以下时，许多凝析气藏的产能会由于气体在井眼凝结而大幅下降。
润湿反转方法已在实验条件下被证明是成功的。
然而在真实的低渗岩石中进行实验的却很少。
通常这些在井眼附近凝结而使产量降低的凝析气藏渗透率是很低的。
在本文中，我们用东濮凝析天然气藏0.1 mD的渗透率的岩石样品进行试验。
首先，我们制备了一个新的、更便宜的化学物质，它在使岩石从水润湿变化到气润湿方面非常有效。
这个化学品在温度为170℃时热稳定性很好。
实验结果还表明，这种化学品在很高矿化度下也是有效的。
其次，自发吸水作用实验也显示了润湿性反转对采收率的影响。
再者，在润湿反转成良好的亲气性前后，我们测量了气、水的相对渗透率。
实验结果表明，在润湿反转后，气、水两相的相对渗透率都显著的增加了。
残余水饱和度降低了，气体产量也由于润湿性改变而大大提高了。
引言东濮凝析气藏位于中国河南。
这个气藏渗透率非常低，约为0.1 mD，温度很高，160 ℃左右。
天然气产量低，这是因为由于反凝析作用造成了井筒附近渗透率低和液体封锁。
在东濮凝析气藏进行了不同类型的施工措施，包括大规模压裂。
然而，天然气产量没有增加显着。
对于大多数油藏或气藏，降低井底压力是提高产能的一个常规方法。
但是这对于凝析气藏来说在技术上是并不可行的。
在许多低渗透凝析气藏中，压力降低到露点压力以下时，天然气产量可能会由于井筒附近的反凝析现象而下降。
已有的例子表明，液体的凝析可能会使天然气井停产。
Boom et al.说，即使低凝析的贫气藏，当大量天然气涌入井口时，也会在井眼附近形成相对较高的液体凝析饱和度。
润湿性反转（气相润湿）方法已经在理论上和实验研究方面被证明是可行的。
Li和Firoozabadi已经通过一个简单的网络模拟出了凝析气藏天然气和流体的相对渗透率。
他们的研究结果表明，当多孔介质的润湿性由很好的亲液性转变成良好的亲气性时，气井的产能大大的增加了。
P_R方程在天然气热物性计算中的应用
式中 , y i 、 y j 分别为天然气中 i 和 j 组分的摩尔分 数 , ai 和 b i 分别是组分 i 的纯物质 P - R 方程的状 态参数 , k ij 为二元交互作用参数 , 它表示和理想混合 物所发生的偏差 , k ij 愈大说明偏离愈远 。对同一组 分显然 k ij = 0 。
2 天然气热力学参数的计算
收稿日期 :2007 - 12 - 25 作者简介 :洪丽娜 ( 1983 - ) , 女 , 辽宁抚顺市 , 在读硕士 。 3 通讯联系人 。
实际气体的状态方程 。1976 年 , Peng 和 Ro binso n 在 Soave 基础上提出了 P - R 方程 。本论介绍 P R 方程在天然气的热物性计算中的应用 。
C H4 C2 H 6 C3 H 8
i - C4 H 10 n - C4 H 10 i - C5 H 12 n - C5 H 12 Mi Pci × 10 - 5 / Pa Tci / K
ρ m- 3) ci / ( kmol ・
10 . 050 6 . 757 4 . 999 3 . 801 3 . 921 3 . 247 3 . 215 2 . 717 2 . 347 2 . 057 11 . 099 10 . 638 17 . 857
6 6
n
n
y i y j a ij b =
i =1
6
n
y i bi
天然气中各组分的纯理参数见表 1 [ 2 ] 。
其中 ,
1/ 2 aij = ( ai a j ) ( 1 - k ij )
表1 天然气中各组分的纯物理参数 物质名称 甲烷 乙烷 丙烷 异丁烷 正丁烷 异戊烷 正戊烷 正己烷 正庚烷 正辛烷 氮气 二氧化碳 水蒸气 分子式
凝析气井反凝析污染的评价及消除
凝析气井反凝析污染的评价及消除3严 谨1 ,2 张烈辉1 王益维2(1 .“油气田地质及开发工程”国家重点实验室 ·西南石油学院 2 . 西南石油学院研究生院)严谨等 . 凝析气井反凝析污染的评价及消除 . 天然气工业 ,2005 ;25 (2) :133～135摘 要 凝析气井开采过程中 ,当地层压力小于露点压力时 ,将在地层中发生反凝析现象 ,凝析液在井筒附近 产生附加表皮系数 ,导致产气量下降 。
对反凝析污染进行评价 ,可以为不同开发时期产能的合理调整提供依据 ,有效提高气田的开发效益 。
文章应用气藏工程和数值模拟方法对丘东凝析气藏不同开采时期及整个开采过程的反 凝析污染进行了评价 ,并优选出消除丘东气田近井带反凝析污染的注气气源 、注气量和注气时效 。
计算结果表明 , 丘东气田气井投产第二年出现近井带反凝析污染 ,污染主要发生在距井筒 10 m 以内 ;考虑到丘东气田的地面建设 以及吐哈油田天然气开发的实际特点 ,采用间歇注气来解除反凝析污染 ;丘陵 L P G 干气作为间歇注气消除近井带 凝析污染的首选气源 ,合理的注入气量为 4 . 5 ×104 m 3 ,气田从第三年末开始注气 ,每半年注一次 ,连续注 9 a ,可以 获得较高的累积采气量 。
主题词 凝析油气藏 反凝析 污染 气藏工程 数值模拟 注气一 、引 言三 、评价方法1 . 气藏工程方法通过对凝析气藏生产过程中近井地带反凝析油 分布动态和临界流动饱和度扩散速度的分析 ,预测 生产井的动态污染程度 ,为气井的合理配产提供依据 。
在时间 t 时 , 地层中达到凝析油临界流动饱和 度的径向半径〔1〕为 :凝析气藏特别是中低渗透性高含凝析油型凝析气藏 ,气井开发过程中当井筒附近压力低于凝析油 气体系的露点压力时 ,随着凝析气从储层深部向井 底的连续流动 ,会在井底附近地层不断产生反凝析 现象而使凝析油饱和度上升 ,开始因反凝析饱和度 低 ,凝析油不流动 ,但会对渗流通道造成局部堵塞 , 使气体相对渗透率降低 ,从而使产量下降 。
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制【摘要】本文结合大牛地气田集气站场工艺及外输天然气水露点控制方案，分别对气田外输至陕京线及榆济线交气条件中水露点控制要求进行了计算。
对大牛地气田集气站内工艺流程针对不同外输管线的适应性进行了分析与比较。
【关键词】天然气水合物气田集输工艺水露点控制1 概述1.1 水对管输天然气的影响气田气中存在过量的水汽，且在采气和集气过程中由于工艺条件的变化可能引起水蒸气凝析，进而易形成固态气体水合物，导致集气管路压降增加乃至造成冰堵，使生产被迫中断。
1.2 管输天然气的指标要求国家标准《天然气》（GB17820-1999）规定：在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃。
目前业内通常把“输送条件下最低环境温度”理解为输送管道埋地处的最低温度。
为此，气田集输处理工艺设计时，通常按照下游最高输送压力下，天然气的露点-5℃折算到气田外输状态下的露点值作为控制指标。
2 工程概况大牛地气田位于陕西榆林市和内蒙古鄂尔多斯市交界地区，自2003年开发准备工程至今已建成天然气产能规模近30亿方。
现已形成高压集气、水套炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷换热、低温分离的集气工艺流程。
气田外输天然气主要通过陕京线，目前改由榆济管线向下游用户供气。
榆济管线是中石化天然气分公司建设的一条规模较大的数字化输气管道，管线气源即依托大牛地气田，起于陕西省榆林市榆阳区，终于山东省德州市齐河县，管道全长约1000km。
3 大牛地气田集输工艺分析针对大牛地气田面积大、单井产量低、形成规模产量气井数量多、井距小的特点，井口至集气站采用辐射状管网，集气站至塔巴庙首站的集气干线采用枝状管网进行高压集气。
集气站内采用多井加热节流、多井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、节流膨胀制冷、低温分离。
气井天然气进站（进站压力1 5～23MPa）进入多盘管水套炉加热（根据进站压力和节流后温度进行调整）后，再经一级节流阀进行节流后控制压力为5.7MPa，控制温度0～-15℃。
凝析气田开发中水平井的应用及效果评价
凝析气田开发中水平井的应用及效果评价摘要：白庙气田凝析气田属于整装凝析气田，与同类气田相比较，它是中国开发投资最大整装凝析气田。
由于凝析气藏的复杂性和特殊性，决定了在凝析气田的开发过程中存在高技术含量、难度系数大的特点。
基于对现代数值模拟技术以及油藏工程的论证分析，将水平井应用于高压、高温凝析气藏的开发，适应了白庙气田凝析气藏的地质特征，并有效克服了其开采阻碍。
凝析气藏开发动态研究结果显示，采用水平井开发凝析气藏的效果极佳，经济效益高，而且水平井能够很好地适应凝析气田深部及块状底水、地露压差不大、凝凝析油含量大，以及在凝析气藏开发中实行循环注气开发的方式。
关键词：白庙凝析气田水平井应用及效果一、白庙气田凝析气田地质特征对白-平2HF井所在的白44块进行了精细地质研究，认为该井储量基数较大，采出程度低，剩余潜力大。
1.储量基数较大实钻水平段控制沙三下3（3）小层和沙三下4砂组含气面积0.91平方千米，控制天然气储量2.32亿方，凝析油储量9.3万吨。
根据目前标定的气田采收率天然气按45.9%，凝析油按25%计算，天然气可采储量为1.06亿方，凝析油2.3万吨。
2.采出程度低，剩余潜力大白44小块S3下3（3）小层累产气0.0208亿方，累产油558吨；剩余天然气可采储量0.8054亿方，剩余凝析油可采储量1.8192万吨；天然气地质储量采出程度为 1.16%，可采储量采出程度为 2.52%；凝析油地质储量采出程度为0.74%，可采储量采出程度为2.98%。
白17小块S3下4砂组累产气0.0282亿方，累产油1846吨；剩余天然气可采储量0.1692亿方，剩余凝析油可采储量0.2654万吨；天然气地质储量采出程度为6.56%，可采储量采出程度为14.29%；凝析油地质储量采出程度为10.26%，可采储量采出程度为41.02%。
3.地层压力高能量足白—平2HF井钻遇两个断块（白44断块、白17断块）。
海上凝析气井井筒温度压力分析
’ 弭
根据热力学第一定律 ， 我们可 以写出如下的能蛩守恒方程式
＋
生 ＋ ｄ＋ 篮 ｚ
Ｐ． ｇ ２ ｄ ｇ ｇ
＋ ＝ ０
（） ５
。
＿１ Ｊ ，Ｉ １
Ｉ Ｗ，
： ＩＨ ｓ ２ ｌ
∞ ８ Ｉ 坤 托 椭 Ｍ８
乩 【 Ｗ３ Ｉ哪 ●
忽略流体 做的机械功 ，方程可 以变形为 ：
１ 油气水三相相平衡热力学模型
在预测 沿整个井筒的压 力分布时 ，将整个井筒分成若干段 ，每一 段长度为 △Ｈ。在每一段内将顶 认 为考虑成井 口，段底考虑成井底 ， 将短长度考虑成井筒深度 ，采用式 （ ） ６ 算出每个段的段底压力 ， 再
将算得段底压力 ，考虑成下一个段 段 口压力 ．即可计算出井简压 力的 分布。 海上气井井筒结构如图所示 ． 取井底为坐标原点 ， 垂直 向上为正 ， 在油管上取 徽元控制体 ．根据能量 守恒原理 ．可以得到式 （ ），即 ７ 为井 筒的温度 分布模型 。
４ 结 语
泽为ｙ ｌ ｗ ｎ ｔ ａｅ ， “ 着黄衣 服 ” 泽为ｗ ａ ｎ ｅ ｏ ｅｏ ｉ ａ ｕ ｌ 、ｓ ｌ ｇ ｕ ｍｎ ｅ 穿 ｅ ｒ ｇｙｌ ｗ． ｉ ｌ “ 黄卡 ”泽为ｙｌｗｃｒ， “ ｅｏ ｄ ｌ ａ 黄雀” 泽为ｙｌ ｗ ｉ 有 时颜 色ｊ直泽 ｅｏ ｂ ｄ ｌ ｒ 亩 Ｊ 后意思还 不是很清楚 ．如 “ 黄屋”泽为ｔ ｃ ｎ ｅ ｐ ｒｒ ｃｒａ ｅ ｈ ａ ｉ ｔｍ ｅｏ ｓ ａ ｉ ， ｅｎ ｅ ＇ ｒｇ “ 黄屋 ”是古代封建帝王锎Ｉ 川之车 ，如果 西方人 不理解 “ 黄屋”的中 国文化内涵 ，直泽为ｙ ｌ ｗ ｈ ｕｅ（ ｅ ｏ ｓ 黄色 的房子 ） ｌ ｏ 那就错 了 。此时可 采用意 泽。 （ ）意泽法 （ ｉ ｒ ａｓ ｔｎ 黄色在 Ｌ英文化中联想冲突 ２ Ｌｂ ａｔ ｎｌｉ ） ｅ ｌｒ ａｏ Ｉ ｜ 时用意 泽。意 泽是指从意义出发 ．当原文的思想 内容与 译文的表达形 式有矛盾 ，译文就 要打破 原文的句子结构 ，用 译者 自己的 话准确的传 达 出原文的 意思 。如 “ 黄泉 ”在Ｌ 国 文化 中表 示人死 后所埋 葬的地 ｆ ｜ 方 ．因此 泽 为ｙｌ ｗ ｗ ｔｒ ｙ ｌ ｗ ｓｒ ｇ 是 不对 的 ，而 是 译为ｔｅ ｅｌ ａｅ或 ｅｌ ｐｉ 都 ｏ ｏ ｎ ｈ ｐ ｃ ｈｒ ｔ ａ ｅ ｒ ｄ “ ｌ ｅ ｅ ｅ ｅｄｗ ｒ ｂ ｉ 黄色书 刊”在 中国文化 中表 示 内 ａ ｗ ｅｈ ｄ ｅｕｅ 容 不 健康 的书 籍 ，泽 为ｏ ｓ ｎ ｏ ｋ ，而 不是 ｙｌ ｗ ｂ ｏ 。Ｙ ｌ ｗ ｂｃ ｅ ｏ ｓ ｅ ｂ ｅ ｏ ｏ ｋ ｅ ｏ ｌ ｌ ｂ ｏ 在西方文化中是指以黄纸为封的政府报告书 ，称 “ ｏｋ 黄皮书 ”，而 不 是 “ 色 书籍 ” 。此 外 “ 黄 炎黄 子 孙 ” 泽为 ｔ ｅｃｎ ａｔ ｏ ｅ ｈ ｄ ｓ ｄ ｎ ｆｈ ｅ ｅ ｓ ｔ ｙｌ ｗ Ｅ ｅｏ； “ ｅｌ ｍｐｒｒ ｏ 黄粱 美梦 ”泽为ａｆｎ ｒａ ｄｄｅｍ “ ｏ 黄花 闺女 ”泽为 ｖ ｇ 。 “ 毛 丫头 ” 泽 为 ａｓｌ ｌｔ ｉ ， “ 历 ／ 历 ” 泽 为 ｉ ｉ 黄 ｒｎ ｌ ｔ ｇ ｌ ｉｙ ｉ ｅ ｒ 黄 ｌ 皇 ａ ａａ ． “ ｌ ｎｃ ｍ 黄金时代”泽为ｔｅ ｏｄｎ ｉ ｅ。 ｈ ｌ ｍ ｓ ｇ ｅｔ （） ３ 色彩词转换法 ｆ ｏｏ Ｗｏｄ ａｓ ｒ ａｏ ）。汉 语中的黄 ｌ ｒｓｒｎ ｏｍ ｔｎ Ｃ ｒ ｔ ｆ ｉ
不同凝析气井米无阻流量预测方法
不同凝析气井米无阻流量预测方法张安刚;范子菲;宋珩;吴学林【摘要】凝析气藏开发过程中,气井的绝对无阻流量会随着地层压力的降低而降低.当地层压力降至露点压力以下时,凝析气体的组成将会发生变化,不仅导致凝析气的黏度、密度和偏差系数发生变化,同时凝析油的析出也会降低储层的气相渗透率.考虑凝析气藏的相态变化对凝析气高压物性、气相相对渗透率的影响,以及不同气井间产气厚度、井点渗透率、泄气半径等参数的差异性,基于二项式气井产能方程的系数变化,建立了不同凝析气井在不同地层压力下的米无阻流量预测方法.应用实例表明,与不考虑相态变化影响的预测方法对比,该方法得到的米无阻流量更接近实际产能试井结果;而且考虑相态变化影响时得到的不同地层压力下的气井米无阻流量偏低.同时绘制出了不同渗透率条件下气井米无阻流量与地层压力的关系图版.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2014(014)035【总页数】4页(P202-205)【关键词】凝析气藏;地层压力;米无阻力量;高压物性;气相相对渗透率【作者】张安刚;范子菲;宋珩;吴学林【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE329产能评价是气井工作制度制定、未来生产动态预测的重要依据。
目前关于不同地层压力下气井绝对无阻流量的确定，主要有两种方法：①重复产能试井法，缺点是开发及测试成本增加；②二项式产能方程预测法[1—3]，主要是通过考虑地层压力变化对气体黏度、偏差系数、相对密度等方面的影响，通过二项式产能方程的系数变化推导出不同地层压力下的气井无阻流量，但是该方法主要是针对同一口气井，未涉及不同气井间不同地层压力下的产能预测。
为此，基于气井二项式产能方程，考虑凝析气藏地层压力变化对凝析气高压物性、气相相对渗透率的影响，以及不同气井之间的产气厚度、井点渗透率、泄气半径、表皮因子的差异性，建立了不同凝析气井在不同地层压力下的米无阻流量预测方法。
凝析气井压力恢复试井解释的新认识
含油饱和度不断增加 ， 当含油饱和度达到临界液体 饱和度后 ， 凝析油将会开始流动， 而不再滞留在地层
中， 反凝 析污染 系 数将 会 变小 。这 一 过 程 随着 凝析 液不断析 出与 产 出是 一个 不 断 重 复 的过 程 。因此 ，
凝 析气井 的污染 系数在整 个油气 井测试 过程 中是不
出， 致使地 层 中流态从单 相流变 为 多相流 ， 并且 随着 时 间的 变化 ， 析 油饱 和度 是 不 断变 化 的。针 凝
对凝析气井压力恢复试井解释 中存在的特殊问题 ， 从变井筒储集、 变表皮系数 以 及地层中相变三方 面进行 了分析， 出了新的认识， 提 并应用到实际中， 获得 了符合地质油藏特征的试井参数。
第 １卷 ９
第 １ 期
朱绍鹏等 ： 析气井压力恢复试井解释的新认识 凝
２ ９
力 的不断 降低 ， 导致 凝析油 的不断 析 出 ， 使凝 析油 致
径 （ 的 大 小上 。 当整 个 气井 测试 过 程 都 未达 到 Ｒ） 过渡 区 的时候 ， 压力 导数 曲线特 征 ， 将不会 表现 出过 渡区 的特征 ， 而表现 出具有 ０ ５直 线径 向流动 阶段 ．
的均质油气藏的特征 （ 见图 ３ 。 ）
断发 生变化 的 ， 析 气井 试 井解 释 应该 考 虑 这一 变 凝
化因素， 建立动态的变表皮系数（ 既表皮与产量的关
系曲线 ）才能 正确 拟 合压 降 过程 中 的压力 变 化 ， ， 提 高解 释的精度 。
３ 复合模 型 ．
当凝析 气井 井 底 流压 降 到露 点压 力 以后 ， 由于 凝 析油析 出和累 积 的影 响 ， 地层 中将 形成 三 个 特征 区域 ＿ 凝析 油气两 相流 区（ 】 ’ ： 内区）、 析 油气 共存 凝 而凝 析油 不流 动 区 （ 渡 区 ）、 相 气体 流 动 区 （ 过 单 外 区）（ 图 ２ ， 见 ）针对 这 样 的流 动 系统 ， 目前 较 可行 的
凝析气藏开发技术现状及问题
凝析气藏开发技术发展现状及问题郭平、李士伦、杜志敏、孙雷、孙良田（CNPC西南石油学院特殊气藏开发重点研究室）凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1万亿方的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1千亿方的大型气田中则占56%，世上富含凝析气田的国家为前苏联、美国和加拿大，他们有丰富的开发凝析气田的经验，早在30年代，美国已经开始回注干气保持压力开发凝析气田，80年代又发展注N2技术，前苏联主要采用衰竭式开发方式，采用各种屏降注水方式开发凝析气顶油藏。
70年代已开始注气，目前在北海地区，也有冲破‘禁区’探索注水开发凝析气田的。
在我国这类气田已遍布全国，在新疆各油区更展示了美好的前景。
根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中、西部地区，以及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，全国勘明储量2.06×1012m3，可采储量1.3×1012m3，其中凝析油地质储量11226.3×104t，采收率按36%计算，凝析油可采储量4082×104t，而且主要分布在中国石油股份公司。
随着勘探程度向深部发展，越来越多的凝析气田相继发现，研究和发展相关的开发技术有重要的实际意义和应用前景。
一、凝析气田开发方面已成熟的技术和问题主要有：1、油气藏流体相态理论和实验评价技术（1）通过“七五”到“九五”的研究，已基本形成配样分析和模拟技术，如凝析气藏取样配样及PVT 分析评价技术及标准、油气藏类型判别标准；但对饱和凝析气藏取样仍不能很好地取得有代表性的流体样品。
（2）近临界态流本相态的研究已得到发展，临界点的测试已取得成功，对近临界态凝析气藏开发中相态特征研究取得了新的认识；在采用计算方法确定临界点上还有难度。
（3）高含蜡富含凝析油型凝析气藏在开发过程中的固相沉积得到研究，并建立了相应的测试方法和模拟评价技术；但由于凝析油组份的复杂性，目前模拟的理论模型只能达到拟合而预测的可靠性差。
低渗凝析气藏试井解释方法及应用课件
四、应用实例（濮8-12井）
2、生产应用
So
0.09 0.08 0.07 0.06 0.05 0.04 0.03 0.02 0.01
0 0.1
生产1年(不考虑吸附) 生产2年 生产4年 生产6年
生产1年(考虑吸附) 生产2年 生产4年 生产6年
1
10
100
1000
r(m)
低渗凝析气藏试井解释方法及应用
四、应用实例（濮8-12井）
2、生产应用
Pwf (MPa )
40 35 30 25 20 15 10 5 0
0
不考虑吸附： Pr=35.96MPa Pr=30MPa Pr=20MPa Pr=10MPa
考虑吸附： Pr=35.96MPa Pr=30MPa Pr=20MPa Pr=10MPa
低渗凝析气藏试井解释方法及应用
四、应用实例（濮8-12井）
1、试井分析
考虑吸附影响后, 近井地带有效渗透率降低了约8.39%， 表皮却增大了9.16%。远井地带，有效渗透率也降低了 8.22%。这说明多孔介质界面现象对凝析油气的渗流与试 井产生了一定的影响。这是因为多孔介质吸附了部分凝析 油气，这些吸附相不参与流动，就相当于堵塞了部分渗流 通道，增大了渗流阻力，脱附出的凝析油气与反凝析液也 会堵塞一定渗流空间，自然会出现有效渗透率“降低”， 表皮“增大”的现象。另一方面，远井地带的渗透率是近 井地带的两倍，也说明了反凝析液饱和度的存在，大大降 低了渗透率。
100
1000
10000
tD/CD
考虑相态变化的凝析气藏试井分析图版
100000
低渗凝析气藏试井解释方法及应用
四、应用实例（濮8-12井）
Ramey井筒传热方程的改进与应用
Ｄ ： １．８ ３ ． ｓ ．６ ４ ０ ６２ １． ５０ １ ＯＩ ０３ ６￣ ｉ ｎ １７ —５ ８ ．０ １０ ．２ ｓ 文献标识码 ： Ａ
Ｒ ｍｅ 井筒传热方程的改进与应用 冰 ａ ｙ
王高峰 胡永 乐 李治平 袁 伟 焦玉卫 ， ， ， ，
１提高石油采收率国家重点实验室 ・ ． 中国石油勘探开发研究院， 北京 海淀 １０８ ； ． ０ ０３ ２ 中国地质大学 （ 北京） 能源学院， 北京 海淀 １０ ８ ； ００３
塔里木油田柯深 １ 井凝析 气井流 温流压和凝析液量的预 测。模拟 结果表 明： 在产量足够大时 ， 摩擦 生热不可忽略。 关键词 ：井筒传热 ； ａ ｙ模型 ； Ｒ ｍｅ 摩擦力做 功 ； 凝析 气； 管流 ； 新数学模型
网络 出版 地址 ： ｔ ／ ｈｔ ／ ｐ： ｗｗｗ． ｋ．ｅ／ｃ ／ｅａｌ ．７ ８Ｔ ２ ９ ０１ ０ ．０ ．ｔ ｃ ｉ ｔ ｍｓｄ ｔｉ５１１ １ ．Ｅ．０１０ ２ ．０ ６０ １ｈｍｌ ｎ ｎ ｋ ／ １ 王高 峰 ， 永乐 ， 治平 ， ． ａ ｙ井筒 传热 方程 的改进 与应 用 ［ ． 胡 李 等 Ｒ ｍｅ Ｊ 西南 石油 大学 学报 ： ］ 自然科 学版 ，０ １ ３ （） １８ １ １ ２ １， ３５ ： １— ２
553c2444结论表2柯深1井井身结构tab2structuieofwellkeshen00275350425500j体崭度kgm3图2不同产气量下的流动剖面influenceofgasproductionrateorflowingprofilefig21依据热力学第一定律推导了考虑摩擦生热项的井筒传热方程提出了由新井筒传热方程管流压力方程以及pr状态方程构成的用于凝析气井流动剖面预测的新模型完善了气井流温流压预测理论
相态变化影响下的凝析气井井筒压力变化计算分析
物的组成成分存在 ； （） ２ 组成油气烃类的各个组分在渗流过程中会发
生相间传质及相态变化 ， 但是其平衡是在瞬间完成的。 约束条件 ：
（ ）总 质量 守恒 １
Ｌ＋Ｖ ＝ １
１。
（） １
即平衡条件下液相摩 尔数与气相摩尔数 总和为
组分物质平衡方程
＝
。
和体积的变化。通过计算气 、液两相中各个组分的摩
２ 模型 的建立 和求解
２ １ 组 分模 型 ．
变化而产生质量的传递 ，这使得在模拟凝析气井的时 候 ，如果使用常规的井筒动态模拟方法进行模拟 ，势
必产生较大的误差 。相态变化直接要求通过把油藏流
组分模型的特点就是 ：模型中对烃类体系每一个 自然组分的 Ｐ Ｔ性质 ，相态特 征和相平衡计算 ，是 Ｖ 用状态方程来完成的。 （ ）不考虑非烃类组分 ，油气体 系以烃 类化合 １
（ ２ １）
Ｖ”
Ｐ Ｒ状 态方 程形 式如 下
Ｐ＝ 一 （） ５ ，
在井深 为 ｈ时 的气 油 比
ｈ
＝
２２ 凝 析气 井井 简压 力模型 的建 立 ．
爰籍 ＝
（ ）假设 井底 和井 Ｅ气油 比为 ，Ｒ ３ ｌ 引入 气 油
井筒压降梯度
一
比增加量分数．为井深 ｈ处气油 比与 ｈ— ｈ处气油 Ａ
引入 气油比增量比的一种新参数 ，对井筒中不同井段凝析油的析 出程度进行 了直观描述。并改变重组
分 含量进 行 不 同组 分 下气 、液 两相 的相 态 变化 计 算 。综 合 分 析 了不 同组 分 对 井 筒压 力梯 度 的动 态影
响 ，使得模拟和计算更加接近于真实情况。 关 键 词：组分 ；凝析 气井 ；压 力 ；井 筒
考虑井筒积液的凝析气井试井分析
ｐ ＝ Ｇ ｉ—ｅ ｔ ） 细 如（ － （） ｉ
ｋ ａ
％
几 乎所 有气 藏 （ 括 干气藏 ） 包 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 ｑ 高于其连续排液的最小 卸载流量 ｑ ， ｑ ｏ即 。 ＜ｑ 时 ， 天然气 携 带液滴 以雾 状 流形 式 把 其排 出井
其 中
２ ｈ ￣ｋ ｐ￣
ｐ如 如
２７ Ｇ≠ ｃ
定义 其 它无 因次 变量 ， 下 ： 如
ｔ
Ｄ
一
坌
ｒ Ｄ
一
一 ｒｗ
ｒ 一
：
其 中
＝ （ —Ｓ ） ｉ
实测井 底压 力 ， 时 甚 至使 井 底 实 测 压 力 超 过 井 筒 有 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 ， 现 实测 过 程 中井 底 压 力 下 降 出 的异 常现象 。 因此 ， 有 的凝 析 气 井 试 井 模 型 和 拟 原
￡ —从 开 井时 刻算 起 的时 间 ， ； — ｈ
— —
数 函数 关 系 式 和 Ｈ ｇｍａ 出 的误 差 函数 关 系 式 ｅｅ ｎ提 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
口—
—
—
—
流体 的粘 度 ， ａｓ ｍＰ ・；
—
ｒ —
气 井 井筒 半径 ， ｍ；
凝 析气井 存 在井 筒积 液 的试井 模 型 。
塔河凝析气井井筒积液判断标准
塔河凝析气井井筒积液判断标准2009年5月断块油气田FAUIJT—BL0CKOIL&GASFIELD第16卷第3期文章编号:1005—8907(2009)03—068—02塔河凝析气井井筒积液判断标准刘志森(长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室,湖北荆州434023)摘要由于凝析气藏流体性质的特殊性,反凝析和气液分离常常造成井筒积液,严重影响气井产能.利用塔河凝析气井井筒积液前后的生产动态变化,求出了判断气井是否积液的临界动能因子,由此进一步计算出了各区块井的临界流量,并与李闽公式计算的结果和现场实际进行了对比,在此基础上结合实测流压梯度曲线,提出了塔河凝析气井井筒积液的判断标准.关键词动能因子:临界流量:井筒积液中图分类号:TE372文献标识码:A DiagnosingcriteriaofwellboreliquidloadingincondensategaswellofTaheOilfieldLiuZhisenfI(eyLaboratoryofOilandGasDrillingandProductionEngineeringofHubeiProvince,Y angtzeUniver sity,Jingzhou434023,China)Owingtothespecialfluidprope~y,theretrogradecondensationandgas-liquidseparationofcondensate gasreservoiroftencausethewellboreliquidloading,whichseriouslyaffectstheproductioncapacityofgaswel1.Thispaper worksoutthecritical kineticenergyfactortojudgetheliquidloadingofcondensategaswellbyusingtheproductionperforman cechangeincondensategaswellofTaheOilfield,findingoutthecriticalflowineachblockcomparedwiththeresultsofLiminfor mulacalculationandfieldmeasurement.Basedonthis,thediagnosingcriterionisproposedcombinedwiththeflowingpressuregra dientcurve.Keywords:kineticenergyfactor,criticalflow,wellboreliquidloading.气井在多相流动条件下生产时,存在一个最低携液流速(临界流速),从而可获得井内液体的最低携液产气量(临界流量),若实际产气量低于临界流量,则井筒内液体不能有效排出,造成液体在井底聚积,增大井底回压,降低气井产量.因此,判断井筒是否积液的关键就是临界流速或临界流量.目前常用的临界流量的计算方法主要有[.]:基于液滴模型的Turner公式,GUO公式,Nosseir公式,李闽公式;反映气水两相在油管内流动特征的动能因子等计算方法.李闽公式是对Turner模型_3的一种修正.文中利用实际生产动态数据结合动能因子判断井筒积液状态.并对比了用动能因子计算的临界流量与用李闽公式计算的临界流量.1生产动态资料利用生产动态资料.通过携液能力的变化来评价是否积液.如果产液量维持不变,说明液体基本被携带出来;如果产液量明显下降.说明携液能力下降,井筒出现积液.1.1动能因子动能因子反映气水两相在油管内的流动特征.根据GUOt等的研究结果.积液的主要控制因素是井底条件.因此,用油管鞋处的动能因子作为评价油井携液能力的依据.计算公式如下:F=v:9.3×10-7~,/遐(1)UVps式中:为气体在油管鞋处的流速,m?s～;P为气体折算到油管鞋处的密度,kg?m;Q为产气量,m?d一;y为气体相对密度;T为井下温度,K;p为油管鞋处的流动压力,MPa;D为油管直径,m;为气体在油管鞋处压力,温度条件下的压缩因子.当气井油管内径确定时,地层温度,地层压力在短期变化较小,产水气井自身携液能力主要与产气量和天然气相对密度有关,动能因子主要与产气量,天然气相对密度,流压等参数有关.通过井筒积液前后动能因子的变化可以确定气井携液的临界动能因子,利用I临界动能因子判断气井井筒的积液状态.计算临界流量.1.2生产动态分析中原油田赵先进等把F=8作为是否积液的判断收稿Et期:2008—05—07;改回日期:2009—03—05.作者简介:刘志森,男,1965年生,硕士,副教授,1986年毕业于西南石油学院开发系,现主要从事教学和科研工作.E—mail:****************.第l6卷第3期刘志森:塔河凝析气井井筒积液判断标准2009年5月标准,但该标准是否适用于塔河油田,还需利用实测的数据进行检验.因此,对塔河油田F8的井进行实际生产动态分析,再确定塔河油田的积液判断标准.F8的部分气井数据见表1.表1F一8的气井数据1.2.1DLK2井该井在2007年5月2日前产气量基本不变.产液量也基本不变(见图1),说明5月2日的产气量是可以把液体携带出地面的,计算得到F=10.92,生产特征为不积液.血I{.cL日期图1DLK2井2007年生产曲线g邑螂{L1.2.2DLK5井该井在2007年5月1日前和5月8日后的产气量和产液量都较大,测试时间5月5日的产气量和产液量都较小,产液量随产气量变化明显,说明5月5日的产气量不能把液体全部携带出地面,计算得到7.66,生产特征为积液.1.2.3THN8H井该井在2007年5月10日前后的产气量和产液量变化不明显.说明5月10日的产气量是可以把液体携带出地面的,计算得到F=8.87,生产特征为不积液.通过对比分析3口井的动能因子和生产特征,可取F--8作为塔河凝析气藏井筒积液的判断标准.1.3临界流量根据式(1),可以推导出气井生产携液气量Q为Q,o=1.O75xlO6x器(2)将I临界动能因子F=8代人式(2),得到气井稳定生产临界流量Q为Qmin=8.6×(3)李闽计算临界流量的公式为,,0.25_6.25×104×务[J(4)式中:or为气水(凝析油)界面张力,N?in～;p.为液体密度,g?em;Pg为气体密度,g?cm;为油管截面积,m.分别利用式(3)和式(4)对大涝坝凝析气藏气井稳定生产临界流量进行了计算(见图2).用式(3)得到的临界流量比用李闽公式得到的大10%～20%,与现场用李闽公式计算的结果乘以1.1～1.2的修正系数来确定临界流量方法的结果基本一致.010********OU压力/MPa图2大涝坝气藏1临界流量对比临界流量是气井稳定生产所需要的最小携液气量.因此,可以利用式(3)所计算的I临界流量来判断气井的积液状态,当气井的产气量小于最小携液气量时, 气井处于积液状态.2流压梯度井筒积液后流动压力梯度会明显升高,因此可以通过实测的井筒流动压力梯度来判断是否积液,把流压梯度为0.45MPa?hm作为井筒是否积液的判断标准.如果流压梯度大于该值,则井筒积液.例如,YK13井2007年5月18日测得的井筒最大流压梯度为0.57 MPa?hm～,说明井筒积液.需要说明的是,由于流压梯度只测到油管人口,油管鞋下面还有几百米流体是在套管中流动,流速较低, 是最容易积液的地方.所以,油管中压力梯度小于0.45 MPa?hm～,也不表示井筒中不积液.(下转第92页)5432l一?cⅢ_【),删堰昧磐2009年5月断块油气田第16卷第3期成本定额根据该油藏经营管理单元实际生产经营情况.结合近3a的成本数据确定.税金及附加按现行经济政策和财务制度计提.原油增值税率为17%,城建税为7%,教育费附加为3%;原油资源税为24元?t～,天然气为9元?dam;特别收益金为1073元?t～.折现率按中国石油化工股份有限公司经济可采储量计算细则的规定,取12%.3.3储量价值计算及储量经营水平评价通过编制现金流量表,计算出各年现金流量,在储量经济寿命期内的各年现值之和即为储量的价值.经计算该单元2007年底剩余可采储量价值为5500万元,2008年底为6400万元.2008年与2007年相比,储量增值率为17%,按储量经营水平评价标准,该单元则属较高储量经营管理水平.4应用效果2008年油藏经营管理储量经营水平评价过程中,应用该方法对中原油田54个油(气)藏经营管理单元储量价值进行了评估,并通过储量保值增值率对各单元储量经营水平进行了评价.48个油藏经营管理单元整体价值2008年比2007年增值13.53亿元,增幅为8.8%,考核得分为100分,为较高管理水平.6个气藏经营管理单元整体价值2008年比2007年减值0.08亿元,减幅为2.6%,考核得分是97分,为较高管理水平.油气储量经营整体实现了保值增值.(上接第69页)3结论1)选择井筒积液判断模型和确定积液判断标准都必须与油气田实际生产动态资料相结合.2)通过气井携液能力的变化得到临界动能因子,并进一步求得携液临界流量,与现场生产实践对比,证明求得的携液临界流量是正确的.3)实际确定井筒积液状态时可结合动能因子,携液临界流量和流压梯度来进行判断.塔河凝析气藏的积液判断标准为:F≤8;Q≤Q;流压梯度/>0.45MPa?hm～5结束语通过研究国内外石油储量评估途径及方法.筛选出适合现行管理体制下的石油储量价值评估方法,形成了一套油藏经营管理储量经营水平评价技术.根据现行石油经济政策和财务制度.研制了评估模型.按照中原油田油藏经营管理单元的经营实际,在分析调研的基础上,确定合理的评价参数.对中原油田54个油(气)藏经营管理单元2007年和2008年的储量价值进行评估.对比分析了储量保值增值原因,为评价考核储量经营管理水平提供了量化的依据.有力支持了油藏经营管理水平评价工作的开展.参考文献杨景民,李波.我国油气储量资产化及市场战略研究[R].北京:中国石油天然气集团公司软科学课题研究项目组,1999.国家国有资产管理局资产评估中心.资产评估概论[M].2版■京: 经济科学出版社,1995.张今弘,袁致中.石油天然气储量商品化和勘探项目经济评价方法研究fR].北京:中国石油天然气集团公司软科学课题研究项目组.1995.张今弘,袁致中.石油天然气储量商品化[M].北京:石油工业出版社.1995.李志学.油气储量资产化管理[M].西安:西安地图出版社,2000.谈玉明.中原油田储量资产化研究报告[R].濮阳:中原油田勘探开发科学研究院.2000.贾承造.美国SEC油气储量评估方法[M].北京:石油工业出版社, 20o4.(编辑滕春呜)参考文献[1]靳冰冰,檀朝东,周建华.天然气井积液预测方法的比较分析[J]. 中国石油和化工,2008(22):55—58.[2]李闽,潭光天,郭平.气井携液新观点[J].石油勘探与开发,2001,28 (5):105—106.[3]TurnerRG,HubbardMG,DuklerAE.Analysisandprediction ofminimumflowrateforthecontinuousremovalofliquidsfromgaswells[J].JPr,1969,21(9):1475-1481.[4]GuoB,GhalamborA,XuC.Asystematicapproachtopredict liquidloadingingaswells[A].SPE94081,2005:17—19.[5]赵先进,姜青梅.用动能因子确定产水气井合理工作制度[J].断块油气田,1996,3(4):64—67.(编辑孙薇)…川。
凝析气 井筒内压力波传播
凝析气井筒内压力波传播
凝析气是一种在地下储层中以气态存在，但在井筒内部由于压力较高而处于液态或凝固态的气体。
当凝析气经过井筒内部时，会形成一定的压力波，并传播到井筒的各个部分。
在凝析气的传播过程中，压力波的传播速度取决于凝析气的压力和温度，以及井筒内部的几何形状和岩石性质等因素。
一般而言，凝析气的传播速度比普通天然气的传播速度要慢一些。
当凝析气从地层中进入井筒时，由于井筒内部压力较高，凝析气会发生相变，从气态变为液态或凝固态。
这个过程伴随着能量释放和压力变化，形成了压力波。
凝析气的压力波会沿着井筒的轴向传播，同时也会在岩石中发生反射、折射和散射等现象。
这些现象对井筒内部的压力分布和井下操作产生了一定影响。
凝析气的压力波传播对于油气田开发和生产中的井筒动力学分析和井下操作都具有重要意义。
通过研究和模拟凝析气的压力波传播，可以更好地理解井筒内部的气体运动规律，为油气田的开发和生产提供有力支撑。
凝析气井井筒动态分析方法及软件研制
凝析气井井筒动态分析方法及软件研制李媚;常志强;孙雷;康征;何志雄;孙良田【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2005(025)007【摘要】常规凝析气井井筒动态分析仍多沿用单相气井的节点分析进行经验修正的方法去近似分析,忽略了井筒中流体相态变化和组成变化的影响.特别对于富凝析气井,更应该考虑井筒中相态变化的影响.文章在常规方法基础上,按流态的不同综合利用垂直管流公式,根据井筒内气液比高低将凝析气井井筒动态分析分为高气液比和低气液比两种情况,结合流体相平衡热力学闪蒸计算,运用状态方程模拟,对其中的偏差因子、气液界面张力、粘度等进行修正,该预测方法就比常规方法更适用于凝析气井.同时根据文章给出的凝析气井井筒动态预测方法和计算模型,采用VB语言结合Access数据库,编制了相应的凝析气井井筒动态计算软件包,运用该软件,可以准确预测凝析气井的井筒动态,改善数值模拟一体化动态分析效果.现场应用取得了较好的效果.【总页数】4页(P92-95)【作者】李媚;常志强;孙雷;康征;何志雄;孙良田【作者单位】中国石化中原油田分公司;"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室·西南石油学院;"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室·西南石油学院;中国石油西南油气田分公司川中油气矿勘探开发研究所;"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室·西南石油学院;"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室·西南石油学院【正文语种】中文【中图分类】TE3【相关文献】1.凝析气井井筒动态预测方法研究 [J], 王宽2.低气液比凝析气井井筒动态预测 [J], 何志雄;杜竞;孙雷;王雷;林涛3.高气液比凝析气井井筒动态预测 [J], 何志雄;钱贺斌;李铁军;孙雷;刘志斌4.迪那2异常高压凝析气田井筒动态分析方法及软件研制(为庆祝塔里木油田石油会战20周年而作) [J], 江同文;常志强;肖香姣;唐明龙;阳建平;王洪峰5.特殊类型气井凝析气井井筒动态分析新方法 [J], 常志强;孙雷;胥洪俊;曾毅;苟柱银;曾努因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
凝析气井井简压力计算
凝析气井井简压力计算刘永辉;任桂蓉;薛承文;关志全;胡利平【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2014(034)009【摘要】准确计算凝析气井井底压力是正确预测产能、合理制订生产方案的关键,近年来凝析气井压力计算重点考虑黑油模型和组分模型的差异,而对优选气液两相管流压降模型的重要性却认识不足.为此,采用Govier-Fogarasi公开发表的94口凝析气井实验数据对工程常用的无滑脱模型、Hagedorn&Brown、Orkiszewski、Gray、Mukherjee&Brill、Hasan&Kabir分别按黑油模型和组分模型预测井筒压力.井底流压和压降梯度统计评价结果表明:两相流模型的选择对凝析气井井筒压力预测结果影响较大,而组分模型和黑油模型对部分两相流模型在一定条件下对凝析气井井筒压力计算产生影响;推荐使用Gray模型+黑油模型和Hagedorn&Brown 模型+组分模型来预测凝析气井压力剖面,并给出了无滑脱模型的适用条件(液气比为0.5～5 m3/104 m3、产气量大于5×104 m3/d);最后指出,采用组分数据计算凝析气井压力剖面时,其数据选择尤为重要,否则预测的误差会增大.该研究成果对于凝析气藏的高效开采具有重要的意义.【总页数】6页(P64-69)【作者】刘永辉;任桂蓉;薛承文;关志全;胡利平【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院;西南石油大学石油与天然气工程学院;中国石油新疆油田公司工程技术研究院;中国石油西南油气田公司蜀南气矿;中国石油西南油气田公司川中油气矿【正文语种】中文【相关文献】1.凝析气井井简动态预测方法 [J], 何志雄;孙雷;王雷;林涛;刘志斌2.凝析气井压力恢复试井解释的新认识 [J], 朱绍鹏;李茂;刘双琪;李华3.凝析气井干扰试井压力动态分析 [J], 聂法健;郑世毅4.利用修正等时试井确定凝析气井拟压力产能方程 [J], 刘辉;何顺利;丁志川;温晓红5.牙哈区块凝析气井地层与井简耦合分析 [J], 周崇文;钟海全;伟亮因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
气井井筒流动计算
第一节 气体稳定流动的能量方程一、气体稳定流动方程气体稳定流动是指在所讨论的的管段内（热力体系内），任何断面上气体的一切参数都不随时间变化，流入和流出的质量守衡，功和热的交换也是一个定值。
22222212111122mgH mu V P E W q mgH mu V P E +++=-++++E ——内能，J ；pV ——膨胀功或压缩功，J ；22mu ——动能，J ； mgH ——位能，J ； q ——气体吸收的热量，J ； W ——外界对气体作的功，J 。
其中u 、p 、V 和g 分别表示流速、压力、体积和重力加速度。
气体稳定流动能量方程：0)(sin =++++w L d dW gdL udu dpθρ对于垂直管，θ=90°，θsin =1 对于水平管，θ=0°，θsin =0 假设dW=0，并用dLρ乘式中每一项来简化方程 在生产井中，井内气体向上流动，沿气流方向压力是逐渐递减的，可写为如下表达式dL L d dL udu g dL dp w )(sin ρρθρ++= 或f acc el dL dpdL dp dL dp dL dp )(）()(++= el dLdp )(——重力压降梯度 （N/㎡）/macc dLdp ）(——加速度压降梯度 f dLdp)(——摩阻梯度二、管内摩阻达西阻力公式是计算管内摩阻的基本公式dL fu L w 22=确定式中的摩阻系数f ，可以借用水力学中介绍的Moody 图1. Colebrook 公式)34.91lg(214.1lg 21fR e de df e +-+= ed——管径与管子绝对粗糙度的比值 e R ——雷诺数；f ——Moody 摩阻系数。
可以覆盖完全粗糙管、光滑管和过渡区三个流态区域，当Re 相当大时转化为完全粗糙管的Nikuradse 公式。
14.1lg 21+=e df2. Jain 公式：)25.21lg(214.119.0e R d e f+-=3. Chen 公式：)lg 0452.57065.3lg(21A R de fe--=其中8981.01098.1)149.7(8257.2)(eR d e A +=上述公式中，雷诺数Re 按照如下公式推导)/()/()/()(3s m kg u m kg s m u m d R g e ⋅⋅⋅=ρ气体相对密度；s a m 气体粘度，u ；m 管径，d ；/m 气体流量，g g 3-⋅---γP d q sc）（10*135.5sc scT P R e =取sc P =0.101MPa ，sc T=293K ，）（10*776.1g2g sc e d q R μγ-=对于de，如果没有相关资料，可以取e=0.00001524m第二节 气体在井筒内流动—井底压力计算一、 气体垂直管流动（1） 从管鞋到井口没有功的输出，也没有功的输入，dW=0（2） 对于气体流动，动能损失相对于总的能量损失可以忽略不计，即udu=0（3） 讨论垂直管流，θ=90°，sin θ=LH=1， dL=dH 考虑以上三点，可以简化为022=++ddHfu gdH dp ρ P ——压力，Pa f ——Moody 摩阻系数；g ——重力加速度，m/s ²； u ——流动状态下的气体流速，m/s ； H ——垂向油管长度，m ； d ——油管内径，m 1）密度在同一状态（p ，T ）下的气体密度为ZTpZRT pM g g 008314.097.28γρ==2）速度某一温度、压力下的流速如果采用实用单位p=MPa 、q SC =m ³/d ，其他单位不变，同时标准状态取为P sc =0.101325MPa ，T sc =293K ，则任意流动状态（P 、T ）下，气体的流速u 可用流量和油管截面积表示为sc g u B u =)1)(4)(1)(101325.0)(293)(86400(2dZ p Tq u B u scsc g π==二、 静止气柱对于静止气柱sc q=0 可以进一部简化气井井筒流动方程dHt dp PZTHg p pwhts⎰⎰=003415.0γ1. 平均温度和平均压缩系数计算方法 假设T= T =常数，Z=Z =常数，即可将T 和Z 从积分号内提出，积分后得ZT H p p g tswh ⋅=γ03415.0ln或ZT Hts wh g ep p ⋅=γ03415.0式中wh p ——静止气柱法计算的井底压力（地层压力或井底流动压力），MPa ；ts p ——静止气柱的井口压力（井口最大关井压力或静止气柱井口压力），MPag γ——气体相对密度； H ——井口到气层中部深度，m ；T ——井筒内气体平均绝对温度，K ； 通过2whts T T T +=计算Z ——井筒气体平均压缩系数，可通过),(T p f Z = 或2whts Z Z Z +=计算求解方法——迭代法显然，已知井口条件下诸参数，都要对未知赋初值数Pws ，用迭代法试算Pws 。
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式 中 ， 为 系统 压 力 ，ａ ‘ 为 系 统 温度 ， Ｉ 为体 Ｐ ｂｒＴ Ｋ Ｖ 积 ， Ｉ 为 压 缩 因 子 ， 为 气 体 常 数 ， ． ８ １ ａ ｍ。 Ｚ Ｒ ０ ０ ３ ４ｂ ｒ ・ｍ。 （ ｍｏ ／ ｋ １．Ｋ） Ｐ 、 分 别 为 临 界 压 力 、 界 温 Ｉ Ｔ。 临 度 ，ａ 、 ， 由 资 料 查 出 。 ｂｒＫ 可 ＰＲ 状 态 方 程 通 过 选 择 适 当 的 引 力 校 正 项 表 达 式 ， 之 对 于摩 尔体 积 的预 测 明显 优于 Ｓ 使 ＲＫ 状 态 方 程 。由 于 Ｐ 状态 方 程 具 有简 单 、 确 的 优点 ， 计 Ｒ 准 用 算 机 也 节 省 机 时 ， 而 在 石 油 天 然 气 工 业 中 得 到 了 因 广泛 的 应用 。 在 计 算 混 合 流 体 的 热 物 理 性 质 时 ， 用 以 下 混 采 合规 则 ：
式 中 ， ＝ ０ ０ ７ ９ ＲＴ Ｐ ， ｂ ．７ ７ ６ ／ ａ是 温 度 的 函 数 ， ａ—ａＱ ０
其 中 ， ＝ ． ５ ２ ５ ＲＴ Ｐ ａ＝ ０ ４ ７ ３ （ ）／ ａ 一 １ ｍ （ 一 Ｔ口 ） Ｔ Ｔ／ 。 ＋ １ ｌ ， 一 ５ Ｔ
ｍ 一 ０． ６ ６＋ １ ５ ２２ ￣－ ０ ６ ２ ３７ ４ ． ４ ６ － ．２ ９９ ∞０
［ ３ 练 章 华 ， 英 峰 等 ． 孔 完 井 有 限 元 模 型 的 建 ８ 孟 射 立 及 网． 划 分 ．西 南 石 油 学 院 学 报 ， ０ ０ 格 ２０， （） ４～ ４． ２ ， ６ ９ ［ ］ 龚 曙 光 ， 桂 兰 等 ． ｓ ｓ操 作 命 令 与 参 数 化 ９ 谢 Ａｎ ｙ 编 程 ． 械 工 业 出版 社 ． 机 ［ ｏ 宋 勇 ， 波 等 ． 通 Ａｎ ｙ ． １］ 梁 精 ｓ ｓ ７ ０有 限 元 分 析 ． 清 华 大学 出版 社．
了 更深 入 的分 析 ， 硬球 分 子 模 型 的 三 次状 态 方 程 将 写成 一般 的形式 ， 出如 下形 式 的状 态方 程 。 提
Ｐ 一 一 Ｖ — ｂ
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相 态 研 究 出发 ． 过 状 态 方 程 和相 平 衡 闪蒸 计 算来 通 描 述 流 体 在 井 简 中 的 相 态 变 化 ， 结 合 气 液 两 相 流 并 中 的 Ａｎ ａ ｉ 法 对 井 筒 中 的 压 力 分 布 进 行 计 算 。 ｓｒ 方 使 凝 析气 井 的 生产 动态 更 符合 实际 。 ２ Ｐ ｎ — Ｒｏ ｉｓ ｎ状 态 方 程 计 算 流 体 热 物 理 性 质 ｅｇ ｂｎｏ 本 文 选 用 Ｐ～ Ｒ 状 态 方 程 计 算 流 体 热 物 理 性
其 中 。。 为 系 统 组 分 编 号 ， ｕ 二 元 交 互 作 用 系 数 ， ｉｊ ｋ为 非 烃 类 与 烃 类 间 的 二 元 交 互 作 用 系 数 值 可 由相 关 资 料 查 出 ， 类 之 间 的 二 元 交 互 作 … ‘ “‘ 。 ‘ ・。 －‘ ●
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内 蒙 古石 油化 工
２ ０ 年第 ３ ０６ 期
Ｐ Ｒ状态方程在凝析气井井筒计算中的应用
苏如 海 张 正 茂 ，
（．湖北荆 州。 １ 长江大学 石油工程学院 。３ ０ ３ ２ ４ ４ ２ ‘．湖北潜江 ， 江汉油 田采油厂 ４３２ ） ３ １ １ 摘 要 ： 文 从 相 态研 究 出 发 ， 过 ＰＲ 状 态 方 程 和 相 平 衡 闪 蒸 计 算 来 描 述 流 体 在 井 筒 中 的 相 态 变 化 ， 本 通 并 结 合 气液 两 相 流 中 自 寺Ａｎ ａ ｉ 法 对 井 筒 中 自 ｓｒ方 寺压 力分 布 进 行计 算 。 关 键 词 ： 态 ， 平 衡 ， 析 气 井 ‘ 力 分 布 相 相 凝 压
１ 前亩 凝 析 气藏 在 开采过 程 中 ， 着 压力 的下 降 ， 析 随 凝 油 一气体 系在 井 筒管 流 中往 往 伴 随 着 复 杂 的相 变 。 当 压 力 低 于 露 点 压 力 时 ， 析 油 将 会 在 井 筒 内析 出 。 凝 此 时 若采 用 常 规 的 干气 或 折 算 的分 析 方 法 ， 忽略 而 了 凝 析 液 的 流 动 及 流 体 组 分 的 变 化 ， 描 述 凝 析 气 在 井 的 生 产 动 态 时 就 会 产 生 较 大 的 偏 差 。本 文 着 重 从
Ｅ ］ 孙 艾 茵 ， 跃 平 等 ． 孔 完 井 电模 拟 研 究． 油 ５ 冯 射 石 钻 采 工 艺 口］， ９ ８， ６ ： ９ １ ７ １ ８ （ ）９ ～ ｏ ． ［ ３ 唐 愉 拉 ， 迎 德 ． 限 元 方 法 在 射 孔 完 井 中 的 ６ 潘 有 应 用 口］ 石 油 学 报 ， ９ ９， ３ ： ８ ５ ． ． １ ８ （ ） ４ ～ ８ ［ ］ 潘 迎 德 ， 愉 拉 等 ． 油 井 产 量 最 高 的 射 孔 参 ７ 唐 使 数 优 选 ［ ］ 西 南 石 油 学 院 学 报 ， ９ ０ （ ） ２ Ｊ． １ ９ ，２ ：７ ～３． ６