PIPESIM气井性能Word格式.docx
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大多数热力学和输运性质是由状态方程导出的函数计算出来的。
一个最简单的状态方程是理想气体定律,PV=nRT,这对于低压和高温下的气体是非常精确的。
注:
Blackoil模型使用这个方程和一个压缩系数(z)来解释非理想行为。
然而,这个方程在更高的压力和温度下变得越来越不准确,并且不能预测从气体到液体的冷凝。
因此,对气体和液体已经建立了更精确的状态方程。
这些是PIPESIM2014.1中可用的状态方程。
有关详细信息,请参阅PIPESIM帮助。
Multiflash
3-parameterPeng-Robinson(1976)
3-parameterStandardSoave-RedlichKwong(1972)
Multi-referenceFluidCorrespondingStates(CSMA)
Benedict-Webb-Rubin-Starling(BWRS)
CubicPlusAssociation(CPA).
ECLIPSE300Flash
3-parameterPeng-Robinson(1978)
3-parameterStandardSoave-RedlichKwong(1972)
GERG
GERG2008
粘度
组分流体模型也使用基于相应状态理论的粘度模型。
可用粘度模型包括:
Pederson(默认)
Lohrenz-Bray-Clark(LBC)
Aasberg-Petersen
PedersenTwu*
SuperTRAPP*
只能与Multiflash一起使用
Pedersen模型是一种预测对应状态模型,最初是为油气系统开发的。
它是基于对参考物质甲烷的粘度和密度的精确关联。
该模型适用于气相和液相。
SuperTRAPP模型是一种以丙烷为参考流体的预测、扩展对应状态模型。
它可以预测从稀气体到致密流体的整个相范围内的石油流体和定义明确的组分的粘度。
总的来说,SuperTRAPP方法是粘度预测中最通用的方法,其性能通常优于其他方法。
然而,PIPESIM使用Pedersen方法作为默认,因为它还被广泛应用和能准确预测石油和天然气粘度。
状态方程的选择对这些方法预测的粘度和其他流体性质有很大的影响。
重要的是,在选择一个推荐的、最准确的流体模型之前,研究状态方程。
有关详细信息,请参阅PIPESIM和Multiflash帮助。
二元交互作用系数
二元相互作用系数是一种可调节的因子,用于改变模型的预测以匹配实验数据。
它们通常是将实验汽液平衡(VLE)或液液平衡(LLE)数据拟合到模型中得到的。
二元相互作用系数适用于组分对,因为拟合过程可以基于二元和多组分相平衡信息。
PIPESIM有默认的二进制相互作用系数集
(图16)。
它们可以被覆盖,您可以提供自己的数据(图17)
图16二元相互作用系数
图17覆盖二元相互作用系数
乳状液粘度
乳状液是两种不相溶的液相的混合物。
一种相(分散相)以液滴的形式存在于另一种相中
(连续相)。
在低含水油水系统中,油通常是连续相。
当含水率增加时,就会出现相位反转,水就会变成连续相。
这是反转的临界含水阶段,也称为截止,通常发生在含水55%和70%之间。
混合物的粘度通常在截止时间处最高,也就是在截止时间以下。
乳液的粘度可以比任何一种相的粘度高出许多倍。
在PIPESIM粘度列表上,有许多方法可以用来预测乳化液的粘度(图18)。
图18乳液粘度的选择
Exercise1创建一个组分流体模型
1.启动PIPESIM和运行PIPESIM并创建一个以井为中心的新工作区。
2.在Home选项卡上,从流体管理器下拉列表中选择Composition。
将启动组分流体编辑器(Compositionalfluideditor)。
3.在流体管理器(FluidManager)的组件/模型设置(Component/modelsettings)选项卡中,选择以下PVT包和模型。
注:
如果您没有使用Multiflash所需的许可特性,请选择E300PVT包。
4.通过选择流体组件列表(FluidComponentslist)中每个组件旁边的框,将下列组件添加到流体模板中。
总共应该有9个组件。
Composition
Methane
Isopentane
Ethane
Pentane
Propane
Hexane
lsobutane
Water
Butane
5.创建一个新的C7+伪组件。
a.点击流体组件部分顶部的New。
b.只输入C7+组分的名称、分子量和比重,如图所示。
c.所有其他属性都是根据您指定的属性自动计算的。
d.完成后单击OK。
(参见下图)
接口,斜体字体显示计算领域(如临界压力和偏心因子)正常(non-italicized)字体显示为用户输入字段。
6.去流体(Fluids)选项卡并单击
从刚才添加的组件流体模板创建一个新的流体。
7.双击新创建的流体的行以打开流体编辑器。
8.如表所示,输入各组分的摩尔数。
当你输入每个组分的摩尔时,相图会自动更新。
Component
Moles
0.0
3.5
lsopentane
0.8
78.0
1.2
0.5
8.0
1.5
C7+
6.0
9.在同一窗口的Flash/Tune流体部分中,您可以输入任何压力和温度,在这些条件下流体将被闪蒸。
闪蒸产生的相位特性和组成出现。
在油藏状况:
4600psi和280degF闪蒸流体。
☐呈现出什么相?
☐呈现出的每一相百分比是多少?
10.把流体中水的摩尔数变成1.89。
你观察到出现了非常少量的液态水。
把摩尔数变成1.88。
注意到流体变成了单相气相。
流体处于水的露点。
它实际上已经被水饱和了,不能在气相中容纳更多的水。
水可以以气相形式随气体一起携带,也可以以液滴形式随气体携带。
在任何给定的温度和压力下,气体有最大能够容纳的水蒸气数量。
在给定的压力和温度条件下,当气体中含有最大数量的水蒸气时,它是完全饱和的。
11.把水的摩尔数变成1.88。
12.关闭流体编辑器,回到流体管理器的流体选项卡,查看流体的GOR值和含水率值,它们应该与图中的值匹配。
Lesson2气井产能
Rawlins和Schellhardt(1936)通过对大量气井流动数据的分析,提出了气体流量与压降的关系,可以表示为:
其中:
-气体流量(mmscf/d)
-平均静油层压力(psia)
-井底流动压力(psia)
-流量系数(mmscf/d/psi2)
-Non-Darcyexponent
指数n用于解释高速气体流动引起的附加压降,如湍流引起的流动。
根据流动条件的不同,完全层流的指数n可以从1.0变化到完全湍流的0.5。
将方程中的性能系数C考虑为:
☐储集岩属性
☐流体属性
☐储层流动结构
这个方程通常被称为产能或回压方程。
方程(n和C)的系数是通过油井产能测试确定的。
当它们确定时,气体流量Q可以在任意位置计算,可以建立井底流动压力Pwr和IPR曲线。
产能测试应用于描述和确定气井的流动潜力在石油工业已经超过60年。
本质上有三种类型的产能测试:
☐常规产能(回压)
☐等时试井(lsochronal)
☐修正等时试井(Modifiedisochronal)
从本质上讲,这些测试包括以多种速率连续地测试井底流动压力随时间的函数。
然后将稳定的流量和井底压力绘制在对数-对数图上,并与直线拟合。
指数n被计算为直线的斜率。
流量系数C由方程本身计算得到的n值,流量周期内一次稳定试井的流量和井底压力。
Exercise1计算气井产能
在这个练习中,您将构建一个简单的气井模型,并执行一个模拟来计算气井产能。
1.用列出的参数构造一个简单的井模型。
在PIPESIM中,任何未显式提供的信息都应该保留其默认值。
套管数据(Casingdata)
套管内径(CasingID)
8.681inches
套管壁厚(Casingwallthickness)
0.472inches
套管底部测量数据(CasingbottomMD)
11200ft
套管粗糙度(Casingroughness)
0.001inches
管数据(Tubingdata)
管内径(TubingID)
3.476inches
管壁厚(Tubingwallthickness)
0.262inches
管底部测量数据(TubingbottomMD)
10950ft
管粗糙度(Tubingroughness)
井下设备(Downholeequipment)
封隔器深度(Packerdepth)
10000ft
传热数据(Heattransferdata)
传热系数(Heattransfercoeffident)
2Btu/(h.degF.ft2)
井口土壤温度(Soiltemperatureatwellhead)
30degF
完井数据(Completiondata)
完井深度(Completiondepth)
11000feet
IPR模式(IPRmodel)
WellPl
油藏压力(ReservoirPressure)
4600psia
油藏温度(Reservoirtemperature)
280degF
IPR基础
Gas
GasPl
1E-06mmscf/d/psi2
2.在完井(Completions)选项卡上,单击流体模型(Fluidmodel)选项卡。
3.通过从下拉列表中选择在上一个任务中创建的组分流体,将其映射到完成任务。
4.保存您的工作空间。
5.从Home选项卡启动P/Tprofile任务。
6.选择气体流量作为计算变量。
7.输入出口压力800psi。
8.将默认的概要图设置为海拔与压力,然后单击Run。
9.检查配置文件结果(网格和绘图),并在表格中记录您的答案。
结果(Results)
气体流量(GasRate(mmscf/d))
17.88063mmscf/d
井底流动压力(Flowingbottomholepressure(psi))
1810.9psi
井底温度(Bottomholetemperature(degF))
245.3degF
井口温度(Wellheadtemperature(degF))
175.5752degF
Exercise2利用多点测试数据校准流入模型
在这个练习中,您使用不同的IPR模型;
回压方程。
你用多点试井数据校准它。
对C和n参数进行了调整,使之与试井数据相匹配。
继续使用相同的模型。
1.转到气井编辑器的完井(Completions)选项卡。
2.将IPR模型改为回压压力。
3.在油藏(Reservoir)选项卡上选择使用测试数据(Usetestdata)。
4.将测试类型设置为Multipoint。
5.输入下表中的测试数据。
Multipointtestdata
Q(mmscf/d)
Pwf(psi)
9.7
3000
11.9
2500
14.3
1800
自动生成IPR图,计算C和n的值。
6.使用前面练习中相同的边界条件重新运行P/Tprofile任务。
把你的答案写在表格里。
两种练习的结果有什么不同?
WellPI
校准背压(Calibratedbackpressure)
14.69612mmscf/d
1656psi
242.6degF
170.3341degF
回压方程(Backpressureequation)
ParameterC(mmscf/d/psi^2n)
7.979369E-07
Parametern
1
Lesson3冲蚀预测(Erosionprediction)
长期以来,冲蚀一直被认为是一个石油和天然气生产系统中潜在的问题,冲蚀可以发生在无固相流体中,但通常是由固相夹带引起的(通常是砂)。
目前,API14e方法是PIPESIM2014中唯一支持的计算冲蚀速度的方法。
然而,PIPESIM经典版本(2012岁以上)同时支持API14E模型和Salama模型。
API14E模型来自美国石油研究所,推荐的做法,14号E.这是一个固体自由模型计算只是一个冲蚀速度(无冲蚀率)。
用公式计算了冲蚀速度
可以用实际流动速度来计算,得到冲蚀速度比:
-实际流体速度
-API14E冲蚀速度极限
-流体混合密度(lbm/ft3)
-经验常数表示管道材料
-冲蚀速度比
文献中提出了油田机组C值如下:
☐c=100用于连续、无腐蚀、无固相服务
☐c=125用于断断续续的、无腐蚀性、无固相服务
☐c=150-200用于连续的、腐蚀性的、无固体的服务
☐C=250适用于间歇性、腐蚀性、无固相服务
用缓蚀剂或耐腐蚀材料处理连续和间断的腐蚀性流体。
工程单元中C的推荐值是100,这也是PIPESIM的默认值。
这个默认值对应于以SI为单位的122。
已经注意到这是一个保守的值。
目前解决管道系统腐蚀问题的做法是将流速限制在这个API方程计算的流速范围内。
Exercise1选择油管尺寸
在本练习中,您将执行节点分析以选择最佳的油管尺寸。
可用的油管尺寸内径(ID)分别为2.441inches,2.992inches,3.476inches,and3.958inches(英寸)。
你的最终决定是基于以下标准:
☐流速(越高越好,直到达到冲蚀速度。
这是因为更多的液滴以更快的速度被携带,这就增加了冲蚀的风险。
)
☐冲蚀速度比(<
1)
☐油管成本(一般随尺寸增加)。
继续使用前面练习中的模型:
1.回到Home>
Simulationsettings>
Erosion/Corrosion。
2.确认API14e侵蚀模型输入冲蚀速度常数(C值)100。
3.从Home选项卡启动节点分析(Nodalanalysis)任务。
4.当出现提示时,选择Bottomhole作为节点分析点。
5.输入800psia作为出口压力。
6.在敏感性(Sensitivities)选项卡上,在流出敏感性下输入可用的油管ID。
☐2.441inches
☐2.992inches
☐3.476inches
☐3.958inches
7.运行模型并查看概要文件(Profile)结果(而不是系统结果)。
8.双击绘图并将x轴变量更改为冲蚀速度比。
哪种管径最符合决策标准?
选择无腐蚀问题的最小尺寸,除非气体速率增加显著(>
5%)。
选择油管inch
9.将所选油管尺寸的结果记录在表格中,并在随后的练习和程序中指定油管尺寸。
结果
SelectedTubingID(inches)
3.476inch
Gasrate(mmscf/d)
14.7
Flowingbottomholepressure(psi)
1655.6
Flowingbottomholetemperature(degF)
242.6
FlowingwellheadtemperaturedegF
170.3
最大冲蚀速度比(MaxErosionalvelocityratio)
0.98
Lesson4节流建模(Chokemodeling)
井口节流器用于限制产量以满足地面约束条件,保护地面设备不发生段塞,避免由于高抽放而产生的出砂问题,控制流量以避免水或气体锥进。
在井口放置节流器会增加井口压力,进而增加井底流动压力,从而降低产量。
井口节流器的压降通常很大。
对于临界(声波)流和亚临界流,有多种节流模型可供选择。
声波和压力波都是机械波。
在现场条件下,当节流器中的流体流速达到流体中的声速时,称为声速流。
在声速条件下,由于介质(流体)以相同的速度向相反的方向运动,节流器的压力波不能通过节流器向上传播。
因此,间断存在窒息的压力,这意味着下游压力不影响上游压力。
由于节流处压力不连续,上游压力表无法检测到下游压力的变化;
同样,上游压力的任何变化都无法从下游压力表检测到。
声波流是一种独特的节流特性,它稳定了油井产量和分离器的工作条件。
节流处的声波流取决于上游和下游的压力比(图19)。
如果这个压比小于临界压比,则存在声(临界)流。
如果这个压力比大于,或等于,临界压力比,则存在子声波(亚临界)流。
图19节流器对压力下降速率的影响
天然气的临界压力比约为0.55,石油流量也采用类似的常数
在一些井场,节流器被安装在油管柱的较低部分。
由于管柱内气体膨胀,这种节流装置降低了井口压力,提高了产油量。
对于气井,井下节流可以降低天然气水合物的风险。
使用井下节流器的一个主要缺点是更换它很昂贵。
Exercise1建立一个流线和节流模型
在这个练习中,您将修改前一个任务中的井,使之包含一个流线和节流。
然后使用上一练习中计算的气体速率来确定节流器bean的大小,该大小将导致流形(流线末端)压力为710psi。
继续使用前面练习中的模型。
1.在井编辑器Tubulars选项,确保油管ID设置为之前练习确定的最优油管尺寸(3.476英寸)。
2.单击井编辑器的Surfaceequipment选项卡,然后单击Insert选项卡,可以看到所有可以添加的设备。
3.插入一个节流阀和一个末点。
如图所示,用连接器将井口与节流阀连接,用流线将节流器与末点连接。
4.单击节流阀并输入Bean尺寸1in。
您可以输入任何Bean大小。
运行的灵敏度会改变bean的大小,以确定所需出口压力的正确大小。
5.单击流线并配置它,如图所示。
6.确保已选择Overrideglobalenvironmentaldata。
7.输入环境温度30degF。
8.从Home选项卡启动P/TProfile任务。
将分支端更改为末点,以确保在模拟剖面中包含流线和节流阀。
9.从下拉列表中进行以下选择:
☐计算变量:
自定义(Custom)
☐对象:
Ck1(Choke)
☐变量:
Beansize
10.输入1-3英寸的Beansize范围,并将比例设置为Direct。
11.将出口压力(在Sink出)改为710psi,并输入上一练习得到的气体流量(14.7mmscf/d)。
12.P/Tprofile对话框应该如图所示
13.单击Run启动模拟。
14.查看Profileresults,以获得与指定的入口、出口和流量条件匹配所需的bean大小。
把你的答案记录在下表中。
出口压力710psia
节流阀尺寸(inches)
1.503127
15.单击井编辑器的Surfaceequipment选项卡中的节流阀,输入计算出的节流阀bean大小(来自前一步)。
16.以出口压力为计算变量,运行P/Tprofile任务。
查看Profileresults,确认计算的末点压力为710psi。
17.查看系统和剖面结果(标绘图和网格图),确定油藏、油管、节流阀和流线的压降,并将其记录在表格中。
更新节流阀尺寸1.5英寸
油层静压力(psi)
4600
井底流动压力(psi)
1654.558
井口流动压力(psi)
799.0269
紧随节流阀下游流动压力(psi)
711.5061
出口压力(psi)
710
系统压力损失
3890.245psi
油藏压力损失(psi)
2945.442
油管压力损失(psi)
855.5311
节流阀压力损失(psi)
87.5208
流线压力损失(p
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