您的位置: 专家智库 > >

国家自然科学基金(50974104)

作品数:9 被引量:29H指数:4
相关作者:刘永辉关志全高升郭肖胡世强更多>>
相关机构:西南石油大学中国石油天然气集团公司中国石油西南油气田分公司更多>>
发文基金:国家自然科学基金国家高技术研究发展计划中央财政支持地方高校发展专项资金更多>>
相关领域:石油与天然气工程更多>>

文献类型

  • 9篇中文期刊文章

领域

  • 9篇石油与天然气...

主题

  • 6篇气井
  • 3篇井筒
  • 2篇井下
  • 2篇井下节流
  • 2篇积液
  • 1篇压降
  • 1篇压力剖面
  • 1篇亚临界
  • 1篇溶解度
  • 1篇数学模拟
  • 1篇水平井
  • 1篇苏里格
  • 1篇苏里格气田
  • 1篇酸性气
  • 1篇酸性气体
  • 1篇凝析
  • 1篇凝析气
  • 1篇凝析气井
  • 1篇平井
  • 1篇气藏

机构

  • 8篇西南石油大学
  • 2篇中国石油天然...
  • 1篇中国石油新疆...
  • 1篇中国石油西南...
  • 1篇中国石化

作者

  • 5篇刘永辉
  • 2篇高升
  • 2篇郭肖
  • 2篇关志全
  • 1篇杜建芬
  • 1篇景莎莎
  • 1篇杜志敏
  • 1篇王武兵
  • 1篇薛承文
  • 1篇熊健
  • 1篇周宇驰
  • 1篇付德奎
  • 1篇罗程程
  • 1篇陈定朝
  • 1篇章毅
  • 1篇易丹
  • 1篇张中宝
  • 1篇胡利平
  • 1篇彭恩
  • 1篇杨建英

传媒

  • 2篇天然气工业
  • 2篇重庆科技学院...
  • 1篇新疆石油地质
  • 1篇科学技术与工...
  • 1篇Petrol...
  • 1篇石油天然气学...
  • 1篇长江大学学报...

年份

  • 2篇2015
  • 1篇2014
  • 1篇2013
  • 1篇2012
  • 2篇2011
  • 1篇2010
  • 1篇2009
9 条 记 录,以下是 1-9
排序方式:
苏里格气田井下节流参数优化被引量:5
2015年
井下节流工艺是苏里格气田低成本高效开采的关键技术。针对气井产水后井下节流油嘴是否利于携液这一生产技术难题,建立了带井下油嘴的产水气井压力、温度模型。在井下一级节流方面,对比分析了节流前后气液流速、持液率、液体体积流量、举升压降等参数,井下节流后气体流速增幅远大于液体流速,使液体持液率下降,但液体体积流量增大,即携带相同体积流量的液体所需的临界气量更小,证实了井下节流对携液有利。据此在卡瓦安全的前提下推荐井下一级油嘴位置为距产层顶部300~500m。在井下二级节流方面,从节流压降、温降入手对比分析了"下小上大"和"下大上小"两种二级节流技术方案,推荐采用"下小上大"和节流压降等分的设计方案,并根据温度恢复度来确定两个油嘴的间距,完善了井下二级节流技术方案。该研究成果将进一步完善井下节流携液的基础理论,为类似气井采用井下节流低成本高效开采提供了重要的技术支持。
刘永辉周宇驰王嘉张庆王华
关键词:苏里格气田产水气井井下节流携液
酸性气井关井后重组分沉降对井筒组分变化的影响被引量:1
2010年
目前经典的井筒稳态多相流流动模型没有考虑关井后重组分沉降作用,可能导致井筒压力—温度预测不准。针对酸性气井井筒复杂流动特征,基于热动力学平衡原理和热扩散理论,考虑酸性气井关井后H2S及CO2重组分在重力、化学势变化以及热扩散作用下向下沉降,建立了重组分沉降过程中组分梯度方程和扩散模型,模拟计算了井筒压力分布和组分变化。研究表明:关井后井筒中H2S和CO2重组分沉降导致流体密度、H2S、CO2摩尔浓度从井口到井底逐渐增大,而C1、C2组分含量逐渐减少。实例井5000m井深井口样和井底样H2S含量差别近10%,建议酸性气井流样分析宜采用井底样。这也解释了为什么酸性气井井底一般腐蚀更为严重。
郭肖杜志敏付德奎
关键词:酸性气体气井关井数学模拟
Sulfur deposition in sour gas reservoirs:laboratory and simulation study被引量:4
2009年
Sulfur deposition in the formation,induced by a reduction in the solubility of the sulfur in the gas phase,may significantly reduce the in flow performance of sour gas wells and some wells in sour gas reservoirs have even become completely plugged with deposited sulfur within several months.Accurate prediction and effective management of sulfur deposition are crucial to the economic viability of sour gas reservoirs.In this paper,a dynamic flow experiment was carried out to investigate formation damage resulting from sulfur deposition using an improved experimental method.The core sample was extracted from the producing interval of the LG2 well,LG gas field in the Sichuan Basin.The experimental temperature was 26 oC and the initial pressure was 19 MPa.The displacement pressure continuously decreased from 19 to 10 MPa,and the depletion process lasted 15 days.Then the core was removed and dried.The core mass and core permeability were measured before and after experiments.Experimental results indicated that the core mass increased from 48.372 g before experiment to 48.386 g afterwards,while the core permeability reduced from 0.726 to 0.608 md during the experiment.Then the core was analyzed with a scanning electron microscope(SEM) and energy-dispersive X-ray mapping.The deposition pattern and micro-distribution of elemental sulfur was observed and the deposited elemental sulfur distributed as a film around the pore surface.In addition,a preliminary three-dimensional,multi-component model was developed to evaluate the effect of sulfur deposition on production performance,and the effect of production rate on sulfur deposition was also investigated.Simulation results indicated that the stable production time would be shortened and the gas production rate would be decreased once sulfur deposited in the formation.The increase in deposited sulfur at high flow rates may be attributed to a bigger pressure drop than that at low gas flow rates.Gas production rate has a severe effect on sulfur saturation in the grid of produci
Xiao GuoZhimin DuXuefeng YangYong ZhangDekui Fu
关键词:SOURRESERVOIRSULFURDEPOSITIONDAMAGE
高气液比气井井下节流携液分析被引量:8
2011年
针对井下节流是否有利于携液这一热点问题,以高气液比井下节流气井为研究对象,建立了以油嘴为函数节点的井下节流气井井筒压力温度数学模型,并引入李闽教授提出的椭球体携液临界气量模型来定量分析其携液能力,耦合得到了井下节流气井携液临界气量剖面。实例分析表明:井下节流气井携液临界气量呈典型3段分布,可能存在3个极大值,应取其最大值配产。产层至节流油嘴上游的临界气量明显大于节流下游至井口的值,表明节流后在较小的气量下就可携液生产,利于携液,而节流油嘴处存在一临界气量极大值,说明气体通过油嘴形成高速射流,与周围流速差增大,携液所需气量增加,不利于携液。
刘永辉张中宝陈定朝唐治平胡世强
关键词:气井井下节流井筒压降
零液量气井积液诊断及理论液气比计算被引量:2
2011年
针对零液量气井油套压差大可能产生积液这一生产问题,以套压从环空按单相静止气柱计算的井底静压为基准,将油压从油管按单相流动气柱计算的井底流压与之比较,提出了零液量气井井筒积液的压降诊断方法。并对积液气井采用适于凝析气井的Gray模型预测井筒压降,拟合井底静压得到了理论液气比。经四川某气田开采末期实施增压开采气井证实:该方法简单、实用。研究成果为及时发现零液量气井并定量分析井筒积液提供了重要的理论依据。
刘永辉关志全杨建英高升
关键词:气井积液
凝析气井井筒压力计算被引量:4
2014年
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 m^3/10^4 m^3、产气量大于5×10^4 m^3/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.
刘永辉任桂蓉薛承文关志全胡利平
关键词:凝析气井黑油模型气液两相流井筒压力
川西定向气井压力预测及分析被引量:2
2012年
川西定向气井测压呈典型的两段分布,下部压降梯度大的原因是受到液相滑脱损失和倾斜段的影响。针对垂直段和倾斜段分别统计评价工程常用的气液两相管流压降模型:垂直段产气量低于1×104m3/d时采用无滑脱模型,否则采用Hagedorn&Brown模型;倾斜段采用DPI模型。组合建立适用于定向井的气液两相管流新模型。大牛地气田应用实践表明,新模型各项误差均小于5%,明显优于常规单一压降模型。
高升刘永辉章毅赖希李士国罗程程王武兵
高含硫气藏水平井硫的饱和度预测模型研究被引量:2
2015年
为了对高含硫气藏水平井硫沉积进行准确地预测研究,在气藏硫沉积机理研究的基础上,考虑水平井不同的渗流阶段以及与压力相关的气体参数的变化,建立了相应的硫的饱和度预测模型。利用某高含硫气田一口水平井的数据进行实例分析,得到了如下结论:1对于水平井硫沉积可以只考虑靠近井地带的径向流阶段,当发生硫沉积导致气井产量下降时,一定要合理控制气井产量,若发生硫沉积堵塞,加注硫溶剂可以有效地解除近井地带的污染;2与直井相比,水平井硫沉积的影响因素还包括水平段长度以及储层的非均质性。在相同的产气量下,水平井水平段越长,硫沉积的速度就会越慢;储层非均质性越强,硫沉积越不容易发生。
周小涪郭肖景莎莎
关键词:高含硫气藏水平井硫沉积溶解度
酸性天然气临界温度及临界压力的计算方法被引量:2
2013年
天然气临界温度和临界压力是天然气有关计算的基础参数,国内对混合物的物理属性和其相应状态原则的计算方法的研究较少。在相关理论的基础上,归纳了酸性天然气临界温度和临界压力的计算方法,给出相关的计算实例并进行对比分析。结果表明,Alireza Bahadori和Saeid Mokhatab等改进的快速估算方法在超出其压力或温度范围时,与Wichert和Aziz方法偏差较大;Elsharkawy的密度校正方法与Wichert和Aziz方法具有良好的一致性。
杜建芬易丹彭恩熊健
关键词:临界温度
共1页<1>
聚类工具0