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石油大学pipesim作业

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石油大学pipesim作业
Final approval draft on November 22, 2020
采油采气工程实训作业
——气井特性分析
学生姓名：
学 号：
专业班级：
指导老师：
练习1 建立简单井模型
建立井物理的模型（图1-1），输入垂直完井段数据（图1-2）和油管数据
（图1-3）。

图1-1 井物理模型 图1-2垂直完井段数据
图1-3油管数据
闪蒸计算得到的地层条件（4600psia，280°F）的水组分和烃组分（图1-
4）。
图1-4水组分和烃组分
选择垂直流动计算相关式“Gray Modified”，图1-5
图1-5流动计算相关式
计算压力/温度分布（图1-6~8）
图1-6计算界面
图1-7压力随井深分布图 图1-8温度随井深分布图
概括结果文件（图1-9）
图1-9概括结果文件
计算结果
Pres=4600psia，Tres=280°F

饱和情况下水含量 1.8549%
井口压力800psia
产气量 18.211 mmcsfd
井底流压 1717.2 psia
井底流温 236.97 F
井口流温 169.30 F

练习2 流入模型校正
输入生产数据，计算IPR曲线（图2-1），得到计算结果
图2-1 IPR曲线的计算
Pres=4600psia，Tres=280°F

饱和情况下水含量 1.8549%
井口压力800psia
产气量 14.97 mmcsfd
井底流压 1548.7 psia
井底流温 233.22 F
井口流温 164.55 F
练习3 以井底为节点的节点分析
输入不同的油管尺寸，进行节点分析（图3-1），得到结果如图3-2所
示。
图3-1 节点分析计算
图3-2计算结果
图3-3冲蚀计算
选择3.958寸的油管，既有足够的产量，也有较大的携液能力。
计算此油管下的压力/温度剖面，得到图3-4
图3-4压力/温度剖面计算结果
计算结果：
井口压力800psia

产气量 15.386mmscf/d
井底流压 1370.2 psia
井底流温 229.24 F
井口流温 163.33 F
选中油管尺寸 3.958 inch
最大冲蚀速率比 0.7655

练习4 以井底为节点的节点分析
建立井物理的模型（图4-1），输入水平管线数据（图4-2）。

图4-1 井物理模型 图4-2水平管线数据
输入不同油嘴尺寸，进行系统分析：
图4-3 不同尺寸油管尺寸输入 图4-4 不同尺寸油管出口压力
可以看出油管尺寸在1.5寸时，出口压力约为710psia。计算压力/温度剖
面（图4-5），得到的结果为图4-6
图4-5压力/温度剖面计算
图4-6压力/温度剖面计算结果
计算结果：
管汇压力710psia

油嘴尺寸 1.5 inches
系统各处压力损失
ΔP油藏 3228 psia
ΔP油管 570.3 psia
ΔP油嘴 90.06 psia
ΔP管线 1.683 psia

练习5 预测产量变化
设置不同的地层压力，进行系统分析（图5-1），得到产量随地层压力变
化曲线（图5-2），可以看出，产气量随地层压力的增大而增大。
图5-1系统分析
图5-2产量随地层压力变化曲线

练习6 评价高携液量及流动计算相关式拟合
通过闪蒸计算，得到地层压力4300psia时的水组分和烃组分（图6-1）。
图6-1组分属性
输入测试数据，图6-2所示：
图6-2测试数据输入
选择5种流动相关式进行拟合（图6-3、图6-4）：
图6-3选择流动相关式
图6-4拟合结果
查看完整结果文件，得到各流动相关式误差值
图6-5各流动相关式误差值
计算结果：
气藏压力4300psia，气藏温度280°F

饱和含水百分比 1.9071%
井口油压：800psia
最适合计算相关式 ANSARI
算术平均误差（%） 1.45
绝对平均误差（%） 1.65
练习7 油藏至出口压力-温度关系剖面
建立井物理的模型（图7-1），在“汇报工具”中勾选“相图”（图7-
2）。

图7-1 井物理模型 图7-2 勾选“相图”
运行“压力/温度剖面”计算，并将显示结果曲线Y 轴设置为压力，X 轴
设置为温度。得到图7-3，可以看出PT曲线与水合物相图相交，因此会产生水
合物。
环境温度：30°F

是否生产水合物 是
图7-3 PT曲线与水合物相图

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中国石油大学采油第三次大作业石工2班第二组

中国石油大学采油第三次大作业石工2班第二组

解：井筒方位：北偏东80° 与最小水平主应力平行，尽可能沟通微裂缝，增大泄气面积，施工过 程之中注意防塌。 水平段长度：500m 水平段长度增加，井的产量会提高，但超过一定范围内，产量增加趋 势随长度增加不明显，考虑经济成本等因素，优选500米。 裂缝方位条数：横向缝，优选5条， 裂缝的条数在4 ～ 6条之间，产量达到最大，优选5条。
第二题
（2）考虑到气藏的特点，油田公司希望应用水平井压裂技术进 行开发，请结合地应力以及油藏物性等参数，设计一口水平井 的压裂开发方案（包括水平井筒方位、长度，裂缝的条数、长 度、导流能力等参数，并预测产能。）
答：裂缝长度：110m 低渗地层中应加大裂缝长度，但裂缝长度存在一个最优值,100m ～ 120m 之间。 裂缝高度：18m 储层的厚度。 产能预测: 应借助压裂软件Fracpro PT来评价或借用改进后郎兆新公式等预测。过于 复杂，暂不考虑。
120 100 80 60 40 20 0 0 2 4 6 8 10 12 14 井口压力/MPa y = 21.600x-153.00 注水层1 注水层2 线性 (注水层1) 线性 (注水层2)
由上图可以得到：K1=27.8，K2=21.6
注水部分——解答
当油层控制（装上水嘴）注水时，注入量和注入 压力间的关系如下：
Pw2
Pd2
查图得到 :Pcf1=0.49,Pcf2=0.64。又知 Q1=94m3/d,K1=27.8m3/(d*MPa) Q2=63m3/d,K2=21.6m3/(d*MPa) 联立上面2个方程带入数据得 到：
pd1 pd 2 0.31(MPa) (1)
注水部分——解答
封隔器完全失效时，上下层串 通，属同一个压力系统，注水 层1的有效注入压差△p1'减小 ，吸入量Q1'减小，注水层2的 有效注入压差△p2'增大，吸 入量Q2'增大，此时有：
pipesim软件技术交流

pipesim软件技术交流

SLUG SEGREGATED SEGREGATED SEGREGATED
SLUG SEGREGATED SEGREGATED
模拟参数3 ：计算低气量、低井口压力下的情况： 基础数据：产量0.2万方/天 ，液量4方/天，入口压力6MPa，入口温度4度， ￠48mm*5.5mm 。
3-1压力剖面图
3-2温度剖面图 3-3段塞频率图
4．层状流和波状流 当液体流量很小时，气体在管内贯通而形成连续相．液相亦为连续相，气体与 液体各自成层，在它们之间有明显的光滑界面，此流动型态即为层状流。当气 相流量增加到一定程度时，气液界面产生波动，形成波状流。层状流与波状流 形成于液相流量相对气相流量较小的情况下。
5、环状流 当液相流量很小而气相流量很大时，气体流速会很 高，随着气相流量的增加，气体要求有更大的断面 通过，迫使液体在靠近管壁处形成液环，而在管子 中心形成气芯，此流动型态即为环状流 此时气芯携 带液滴向前流动，同时由于重力的作用，液膜沿管 壁向底部流动，形成明显的波纹状液膜。
判断起伏管线中管线液堵和冰堵的原因 ？
总里程3057m
1、思路
起伏地面管线模的模型：
1、建立6个起伏，每个起伏高10米，上坡倾斜角依次为3、5、10、30、45、60度，
下坡倾斜角均为-14度。通过气液两相流体通过不同倾角的坡峰时，观察下是否有滑
脱现象发生，严重情况如何，分析出各种参数下的携液效果。同时通过观察，段塞频
pipesim软件技术交流
目录
Pipesim常用功能介绍 案例介绍
PIPESIM常用对象的介绍 一个简单的模型建立演示 压力温度剖面计算演示 节点分析计算演示（气嘴、多层、水平井） 气举应用演示 流动相关式拟和应用演示 系统分析应用演示
PipeSim2017安装破解及使用入门教程

PipeSim2017安装破解及使用入门教程

PipeSim2017安装破解及使用入门教程（编辑整理：李树清，2019年12月19日）PipeSim 2017是一款流体分析软件，PIPESIM对流体的描述分为黑油模型和组份模型。

黑油模型可以对油、气、水三相，气液两相，以及单相液体进行计算模拟。

组分模型可以对化学组份不同的碳氢化合物进行模拟计算。

该软件最大的特点就是系统的集成性和开放性，它可以模拟从油藏到地面处理站的整个生产系统。

Schlumberger PipeSim 2017破解版是世界公认的工程应用软件，是针对油藏、井筒和地面管网一体化的模拟与优化设计软件。

PipeSim软件包为整个油气生产系统分析提供了多相流模拟工具。

PIPESIM工具包具有单井／单支管设计和分析、井网于地面管网模拟及从有藏到地面外输点的一体化分析三大功能，并能够与油藏模拟软件ECLIPSE进行联动分析，是为多任务项目组量身打造的世界一流软件。

PipeSim 2017破解版是全球领先的技术、综合项目管理和信息解决方案供应商，为全球油气行业的客户提供服务。

采用PipeSim仿真器进行性能建模、节点分析、人工升力系统设计、管道网络及设施建模、现场生产计划制定。

PIPESIM 2017软件具有以下特色：1、安全有效的液体运输现代生产系统需要设计以确保流体从储存器到处理设施的安全且成本有效的输送。

一旦这些系统投入生产，确保最佳流量的能力对于最大化经济潜力至关重要。

从复杂的单井到庞大的生产网络，PipeSim稳态多相流模拟器可在整个生命周期内实现生产优化。

2、持续创新融入领先科学30多年来，PipeSim模拟器不仅通过在流动模型的三个核心领域 - 多相流，热传递和流体行为 - 中融入了最新科学，而且还在计算，石油和天然气领域的最新创新中不断改进。

行业技术。

该模拟器包括先进的三相机械模型，传热建模的增强功能以及全面的PVT建模选项。

ESRI支持的GIS地图画布有助于提供井，设备和网络的真实空间表示。

中国石油大学(华东)现代远程教育 毕业大作业(实践报告)

中国石油大学(华东)现代远程教育 毕业大作业(实践报告)

中国石油大学（华东）现代远程教育毕业大作业（实践报告）题目： 64-4-5井组实践报告学习中心：胜利油田滨南学习中心年级专业：网络11春油气开采技术学生姓名：周武臣学号： 11952132015实践单位：胜利油田滨南采油厂二矿实践起止时间：12年9月10日～12年11月10日中国石油大学（华东）远程与继续教育学院完成时间： 2012 年 12 月 1 日中国石油大学（华东）现代远程教育毕业大作业（实践报告）实践单位评议表64-4-5井组实践报告B、做好注采系统平衡预测，优选注采比S345层温和注水根据该块数模结果，注采比与油井含水上升呈正相关，根据地层压力保持水平，稳产期井组总体注采比控制在0.7-1.0，油井总体受效较好，表现为无水采油期较长16-25个月（区块平均15个月）。

从井组实际液量－日注水平关系与井组注采平衡图是相吻合的，说明在稳产期对S345层的注采比的选择是合理的。

注采比0.8，注采井数比1:3确定合理压力界限，S343层低注采比降压开采，控制油井含水上升速度S 343层与S345层开发不同点是其是一个先注后采的过程，地层压力保持水平高，且井层由于动用时间晚，油层不同程度水淹。

S343层上返油井初产统计表井号初产水分析地层水日液日油含水液面矿化度水型矿化度水型64-15 39.5 24.1 39 井口5341.5 NaHCO311105 NaHCO3 64-12 42.2 13.2 68.8 井口6887 NaHCO3为此，借鉴S345层开发中合理地层压力保持水平的确定，及时制定水井调配依据，综合考虑，以低注采比降压开采，控制油井含水上升为主，总体月注采比保持在0.5~0.8，控制油井含水上升速度，实施后效果较好， S343层油井含水不同程度下降，尤其是新补孔井64-12、64-15，64-20井油井产量保持在17吨以上稳产了4年， 64-12井日产油量保持在初产13吨以上稳产了3年9个月，2井稳产阶段末含水均低于投产初期含水，取得了较好的控水稳油效果。