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高压气井测试技术研究


高压气井测试技术研究
垂直段管流压降分析
本节利用质量、动量守恒导出了可压缩介质天然气的稳定一维管流的基本方 程,在此基础上分析了垂直井筒的流动压降。

1、气相管流的基本方程
将气相管流考虑为一个稳定的一维问题。 在管流中取一段垂直管作为分析象 如图所示,以管子轴线为坐标轴 Z,规定坐标轴正向与流向一致。定义管斜度 θ 为坐标轴

Z 与水平方向的夹角。

图 1 一维气相流动示意图 1.1 连续方程 假设无流体通过管壁流出流入,由质量守恒定律得连续方程为
d( ? vA ) =0 dz

(1.1)



G= ? v A=常数

上式表示任意管子截面 z 上气体质量流量均保持不变。 式中

? ——气体密度,kg/ m 3 ;

v ——气体流速,m/s;

A——管子流通截面=πD 2 /4,m 2 ; D——管子内径,m; G——气体质量流量,kg/s;

? v ——流过单位截面面积的气体质量流量,kg/(m 2 ) ;
对于等径油管, ? v 为常数。 1.2 动量方程 根据动量定理,作用于控制体的外力应等于流体的动量变化,即 ∑F z = ? A dz
dv dz

(1.2)

其 中 ,作用于控制体 的外力 ∑F z 包括:① 质量力(重力)沿 z 轴的分力 ( ? vAdz sin ? ) ;②管壁摩擦阻力(与气体流向相反,— ? w Ddz ) ;③压力 pA —

? P ? dp ? A 。式中
,Pa; ? w ——流体与管壁的摩擦应力(单位面积上的摩擦力)

? D ——控制体的周边边界长,m;
P ——压力,Pa;

g——重力加速度,9.81m/s 2 ; 将上述三项外力代入动量方程得

? ?D dp dv ? ? ? g sin ? ? w ? ?v dz A dz
阻力系数 ?,有:

(1.3)

根据资料表明: 管壁摩擦应力与单位体积流体所具有的动能比成正比。引入摩擦

?w ? ?

f ?v2 ? 4 2D

(1.4)

则摩擦阻力项可以表示为:

? w? D
A

? w? D 4? W ? v 2 ? w ?D ? w ?D 4? w ? ?2 ? ? f = 2 = =? ? D2 / 4 D 2D A 2D ?D / 4 D

(1.5)

动量方程即为压力梯度方程,其表示为

dp ?v2 dv ? ? ? g sin ? ? f ? ?v dz 2D dz

(1.6)

上式总压降梯度可用下式表示为三个份量之和,即重力、摩擦阻力和动能压 降梯度(分别用下标 g,? 和 a 表示) 。其中动能项较前两项甚小,在工程计算中 往往忽略不计。

dp ? dp ? ? dp ? ? dp ? ? ? ? ?? ? ?? ? dz ? dz ? g ? dz ? f ? dz ?a

(1.7)

需要支出的是上式方程的坐标轴 z 的正向与流体流动方向一致。 管子的倾斜 角 ? 规定为与水平方向的夹角, 对于垂直气井 ? =90 0 , ? =1; sin 对于水平管 ? =0。 在气井管流计算时往往是已知地面参数,计算井底静压和流压,习惯上是以井口 作为计算起点 (z=0) 沿井深向下为 z 的正方向, , 即与气井流动方向相反。 此时, 压力梯度取“+”号。
dp ? v2 dv ? ? g sin ? ? f ? ?v dz 2D dz

(1.8)

上面的摩阻系数 ?,可用前面的公式计算,也可以用 Jain 公式计算 紊流( Re ? 2300 ) : ?=[1.14-2lg( ? +
21 .25 ) ?.2 ] 0 .9 Re

(1.9)

层流(Re ? 2300) :
f ? Re 64

(1.20)

其中, Re ?

? vD ?g

2、含硫气井气相垂直管流压降计算
由于气相管流压力梯度方程目前还不能直接用解析解显示表示压力, 所以发 展了多种不同程度简化和近似的方法。 这里只介绍国内外常用的平均温度和平均 偏差因子法,又此引出含硫气井的井底压力。

2.1 井底静压计算
根据井口参数计算井底压力,对于垂直井段,取坐标z沿井轴向下,在井口

z=0,即压力梯度方程采用下式:
dp ? v2 dv ? ? g sin ? ? f ? ?v dz 2D dz

(2.1)

对于垂直井,测量井深 L 等于垂直井深 H, ? =90 0 ,sin ? =1;对于斜直井,
sin ? ? H L

,这里只讨论垂直井。

对于关井静气柱,气体不流动,即 v =0;压力梯度方程中摩擦阻力项和动能 项都为零,那么垂直井的静气柱总压降梯度即为重力压降梯度,即
dp ? ?g dz

(2.2)

上式中,气体密度可用状态方程表示为:

??
式中

M g p 2 8 .r 9 p g 7 RTZ RTZ

(2.3)

M g ——天然气视分子量,Mg =28.97rg,kg/kmol rg ——天然气相对密度;
R ——通用气体常数, R =8315Pa·m3/(kmol·K) ; Z ——气体偏差因子。

将(2.3)式代入(2.2)式得:
dp M g p 28.97rg ? dz RTZ RTZ

(2.4)

分离变量并积分得

?

Pws

Pwh

H 28.97rg pg dp ?? 0 p RTZ

(2.5)

其中 pws , pwh ——气井井底、井口静压,Pa,其余符号同上。 由于 T、 p 、Z 是沿井深变化的,为了便于直接积分,采用直接积分,采用井 筒平均温度和平均压力计算平均 z 值,积分得:

ln


pws 28.97rg p ? pwh RTZ

(2.6)

s?

28.97rg H RTZ

(2.7)

那么(2.6)式可以写成为
pws ? es pwh

(2.8)

式中

pws 、 pwh ——气井井底压力、井口静压,MPa;
H——井口到气层中部深度,m;
T ——井筒气柱平均温度,K;

Z ——井筒气柱平均偏差因子;

R——通用气体常数,R=8315Pa·m3/(kmol·K) ; g——重力加速度,9.81m/ s 2 ; s——指数。 把重力加速度 g 和通用气体常数 R 代入(2.8)式,指数 s 可以化简为

s=

0.03418rg H TZ

(2.9)

所以,井底静压可以写为:

pws ? pwh es = pwh e
其中, p 、 T 有以下两式表示:

0.03418 rg H / TZ

? ?

(2.10)

p = ? pws ? pwh ? / 2
T = ?TWS ? Twh ? / 2

(2.11) (2.12)

对于 Z ,可以由以下两种方法求得: (1) (2)
Z = f p,T

? ?

(2.13) (2.14)

Z = ? Z 井口 ? Z井底 ? / 2

由于偏差因子 Z 中隐含所求井底静压 pws , 故无法显示表示静压 , 需要采用迭代 法求解。其计算步骤如下图。

(1)取 pws 得迭代初值 pws ? 0? ,此时与井口压力 pwh 和井深 H 有关,建议取:

pws ? 0? = pwh (1+0.00008H)
(2)计算平均参数 T , T = ?TWS ? Twh ? / 2 , p ? (3)按式(2.10)计算 pws ; (4)若

(2.15)
p ? 0? ws ? pwh , Z T, p ; 2

?

?

pws ? pws (0) pws

,则 pws 为所求值,计算结果;否则 ? ? (给定误差)

取 pws ? 0? = pws ,重复(2)~(4)步迭代结算,直到满足精度要求为止。

图 2-1 普通气井井底静压计算示意图

对于含硫气井,当含硫天然气在井筒中流动时,随着温度、压力的降低,当达 到一定条件 (含硫天然气中的含硫饱和度大于临界饱和度)时就会有单质硫从天 然气中析出,从而改变天然气的组分,改变天然气的物理性质,其天然气偏差因 子 Z 也将发生化。故用上式步骤计算井底静压,会发生一定的误差。为了尽力 减少这种误差,可以将井深 H 分为多个节点逐段计算,井筒温度考虑沿井深线 性分布,逐步计算各井段的平均温度,将上一节点的井底静压 pws 值作为下一节 点的井口静压 pwh 值即可。这样一来,一段井深就对应一个相应的 T 和 p ,而且, 在这段中可以近似认为含硫天然气的物性参数不变,天然气偏差因子 Z 不变, 从而可以求出相应得 Z T , P 。很明显,将井深分的段数越多,计算也就会越精 确,计算结果也就越接近真实情况。

?

?

假设将井深 H 平均分为 n 段,由井口往下划分为 1、2、3??n 个节点,每 一段的井深分别为 H1 、H2 、H3 ?? H n?1 、 H n ,而且每一段井深都等于 H 。 n 则计算井底静压的步骤如下图 2-2 (1)计算第一段的井底静压 pws1 (由井口算起) :取 pws 得迭代初值 pws1?0? ,此值 与井口压力 pwh 和井深 H1 有关,取 pws1?0? = pwh (1+0.00008 H1 ) ;

2-2 含硫气井井底静压计算示意图

(2) 计算第一段井平均参数 T1 , 1 = Twh ? Tws1 ) p1 = /2, T (

pws1? 0? ? pwh ,Z T1 ? p1 , 2

?

?

其中 Twh , Tws1 为井口温度和第一段井底温度, pwh , pws1?0? 分别为第一段井口静 压(迭代值)和第一段井底静压; (3)按式(2.10)计算 pws1 ; (4)若
0

pws1 ? pws1(0) pws1

,则 pws1 为所求值,计算结果;否则取 ? ? (给定误差)

pws1? ? ? pws1 ,重复(2)~(4)步迭代结算,直到满足精度要求为止;
(5)计算第二段井底静压:将 pws1 值赋予 pwh ,按照步骤(1)~(4)可以计算 出第二段井底静压 pws 2 ;

(6) pws 2 值赋予 pwh , 将 按照步骤 (1) (4) ~ 可以计算出来第三段井底静压 pws 3 。 同理,按照相同的步骤,可以一直计算得出第 n 段的井底静压 pwsn ,即得所求的 井底静压 pws 。

3、井底流压
仍以井口为计算起点,沿井深向下位 z 的正向,即与气体流动方向相反。忽 略动能压降梯度,垂直气井的压力梯度方程(2.1)变为:
dp pv 2 ? pg ? f dz 2D

(3.1)

任意流动状态( p ,T)下的气体流速表示为:

v ? v c Bg s
上式中:

(3.2)

vsc ——标准状态下气井流速,m/s;

v ——任意位置处流动状态下的气体流速,m/s;
Bg ——天然气体积系数。
又因为
vsc ? qsc A

(3.3) (3.4)

Bg ?

v ZTSC vsc TSC p

将式(3.4) (3.3)代入(3.2)得:
v? ZTqsc psc 4ZTqsc psc ? pATSC ? D2 pTsc

(3.5)

其中

vsc ——标准状态下气井流速,m/s;

v ——任意位置处流动状态下的气体流速,m/s;
psc ——标准状态的压力,取 psc ? 0.101MPa ;
Tsc ——标准状态的温度,取 Tsc ? 293K ;

, qsc ——气井日产量(标准状态) m3 / d 。 D——油井内经,mm。 所以, (3.5)式可以写成一下形式:
v? 0.101? 4qscTZ 86400 ?193? D 2 p

(3.6)

将气体密度公式和上式代入压降方程(3.1)得:
dp 0.03418rg p f 0.03418rg p ? TZqsc ? ? ? 1.32 ?10?6 ? 2 ? dz D TZ TZ ? pD ?
2

(3.7)

分离变量积分得:

?

pws pwh

1 ? 1.32 ?10 f qsc TZ / ? p D
?6 2

?

p

?

5

?

dp ? ?

H

0.03148rg TZ

0

dz (3.8)

由上式可以解得井底流压为:
pwf ? p 2 wh e 2 s ? 1.324 ?10 ?18 f qsc TZ

?

? ?e
2

2s

? 1? / D 5 (3.9)

式中

pwf 、 pwh ——气井井底,井口流压, MPa ;
f —— T 、 p 下的摩阻系数,无因次;
T ——井筒或(井段)平均温度,K;

Z ——井筒或(井段)气体的平均偏差因子;

qsc ——标准状态下的天然气体积流量, m3 / d ;
D——油管内径,mm。

s 为式(2.9)表示的无因次量,其余符号及单位与静压计算公式相同。
需要指出的是,在计算井底流压时,需要计算参数摩阻系数 f 。摩阻系数是 一无因次量, 它反映了管壁剪切应力对摩阻压降的影响程度。摩阻系数是雷诺数

NRe 和相对粗糙度 e D 的函数。图 3-1 是常用的 Moody 摩阻系数图,摩阻系数 f
与 NRe 为双对对数关系。一般采用一下公式计算:

? e 2 ?1.25 ? 1 ? 1.14 ? 2lg ? ? 0.9 ? f ? D NRe ?

(3.10)

上式由 Jain 在 1996 年提出,故称 Jain 公式。其中, e 为绝对粗糙度,定 义为按比例均匀分布和筛选过的紧密地砂粒平均突出的高度, 由这种砂粒层可得 到与管壁相似的压力梯度特性; e 内径 D 的比值。 管壁粗糙度的取值往往比较困难,因为其值不是直接测量的参数,而是根据 测试的压力梯度计算其摩阻系数,可以由 Moody 摩阻系数图(见图 3-1)反求有 效的 e
D D

为相对粗糙度,定义为绝对粗糙度 e 与管子

值。对于新油管,推荐 e =0.016mm(0.0006in) 。

图 3-1 Moody 摩阻系数图

雷诺数表示流体惯性力与粘滞剪切力之间比值, 它是辨别层流与紊流的重要 参数。其定义为:
NRe ?

? vD ?

(3.11)

式中

NRe ——雷诺数;
? ——流体粘度, Pa ? s ;

通常认为 ,层流与紊流的分界雷诺数为 2100~2300。

对于井底流压的计算,即已知井口流压 pwh ,利用(3.9)式计算井底压力 pwf , 仍要采用迭代法,解题步骤和计算井底静压相同。 对于含硫气井来说, 出于和计算井底静压相同的目的,仍建议根据实际 情况将井深分为多个节点段来逐步计算,可以提高计算的准确度,其计算步骤仍 和计算井底静压时相同(示意图仍可以参照图 2-2) 。

气井临界出砂产量模型研究
气井出砂的危害不言而喻 ,如何防止气井出砂 ,逐步成为天然气工作者所面临 的难题 。气田出砂的因素很多 ,包括先天原因 ( 即地质条件) 和开发原因 ( 如 不恰当的开采速度以及开采速度的突变等。现在有些气田由于盲目追求产量,往 往放大生产压差; 同时由于不同的临界出砂产量,而对而对气井的临界出砂产量 又缺乏定量的理论指导 ,仅仅靠经验或其它判断依据 ,致使开发原因导致的气井 出砂的出要原因;目前,油藏出砂临界产量可以通过模型计算,而尚未发现气井 出砂临界产量模型。通过岩石力学及断裂力学的相关知识,经过数学推导,建立 了气井出砂的临界产量模型。

1 模型的建立及求解
1. 1 建模思路 通过孔隙压力的应力 —应变关系 、岩石力学的基本公式 、库仑破坏准则及断 裂力学中岩石发生破坏的判断准则 ,推导出岩石不发生破坏时 ,孔隙压力 pr 与 井底流压

pwf

及岩石力学参数之间 (? 0 , ? ) 的函数关系。

1. 2 模型的建立与求解 设待测试的储集层为砂岩 ,井筒半径为 rw 、井底流压为

pwf

、油层厚度为 h 、

渗透率为 K ,距离井筒r 处的地层压力为 pr ( 见下图 1a ) 。为计算方便起见 , 假设 : ①储集层均质且各向同性 ; ②渗流为平面径向稳定渗流 ; ③小变形 ,在 钻开储集层前 ,上覆岩石压力只产生垂向变形 ,储集层打开后只产生径向变形 ( 平面应变情形 ) ; ④压应力为正 ,拉应力为负。

由孔隙压力的应力 - 应变关系可知:

式中:

? ? ? r ? ?? ? ? z

(2)

由岩石力学可知:

(3)
由于储层打开后只发生径向应变 ,因而:

(4) 根据(4)(3)(2)(1)式,我们可以得到: , , , (5) 根据多孔介质中考虑孔隙压力后的库仑破坏准则: (6) 又 将 (7)(6)式代入 (5) 中 ,我们可以得到 : 、 (7)

(8) 由断裂力学可知 , 岩石要发生破坏应满足下式: (9) 将(9)代入(8)中,我们可以推导出: (10) 考虑表皮效应存在,经过积分,我们能够得如下的表达式: (11) 那么要使岩石不发生破裂,则必须满足满足下列式: (12)

又 则(12)式表示为: (13) 从(13)式可以看出岩石不发生破裂是的临界生产压差与岩石的固有剪切强度 ( ? 0 )及内摩擦角( ? )成正比。

2、气层出砂临界产量的确定

根据气井产能试井的基本原理 ,对达西与非达西流动两种情况下的临界出砂产 量进行推导 。 2. 1 达西流动 气体在气藏中向井流动 ,在井的泄流体积范围内 ,为径向流动 。 当渗流速度不大 时 ,压力梯度主 (1) 当压力 p < 14MPa 时 , 从 图 中 可 以 看 要用于克服粘滞阻力 ,气体渗流速度与压力梯度成线性关 系 ,根据达西定理可得其产能方程为:

(14) (15)
根据 (μZ) - p 的关系图

(1) 当压力 p < 14MPa 时 , 从 图 中 可 以 看 出 :(μZ) 差不多是一个常数 , 将式 ( 15 ) 进行积分 ,我们可以得到如下的表达式:

(16)
根据 ( 13) ( 16) 式 ,我们可以得出 p < 14 M Pa 时的临界产量:
4? KhTsc? 0 tan( ? ) 4 2 [? tan( ? ? ? )(ln( r ? s) ? p ] qsc ? 0 wf ? ZTpsc 4 2 rw

?

?

(17)

(2)当 14 Mpa ?
以得出:

p ? 12 Mpa 是对式中的 ?

g

及 Z 可取平均值进行计算,结合(13)式我们可

(18)

(3)当

p p ? 21Mpa 时,从图中可以看出: 基本上为常数,则(15)变为: ?r Z

(19) 利用(13)及(19)式,我们可以推导出:

(20) 由于p>21Mpa时,
p p 基本上为常数:所以在测定 后,我们就能定出在此范围内的 ?r Z ?r Z

临界产量。 从上述从上述三种状况下的临界产量公式的表达式中 ,我们可以看出 :

气井的临界出砂产量与岩石的固有强度( ? 0 ) ,内摩擦角( ? ) ,井底流压(

pwf



渗透率(K) ,及气层厚度(h)成正比与流体粘度( ? g ) ,压缩系数(Z),及地 层温度(T)成正比。 2. 2非达西流动 随着渗流速度的变大 ,其压力梯度既克服粘滞阻力又克服惯性阻力时 ,其表现为 非达西流 ,产能方程如下 :

(21) 取平均地层压力下的 ? g 和 Z 值 ,并考虑表皮效应存在 ,可积分得: 、

(22)
结合 ( 13) 及 ( 22) 式 ,我们可以推导出 :

(23)



则(23)式变为

可得到:

(24) 从(24)失可以看出:井里出砂的临界产量随着岩石的固有剪切强度及内摩擦角

的增大而增大。 气层出砂临界产量的算例 根据上述临界出砂产量的公式 ,我们可以得出在达西状况下 ,气井出砂的临界产 量与井底流压之间的关系图 ( 如下图 2 所示) ,并就气井出砂的临界产量与岩 石力学参数之间的关系做定性的析 。

图2

气井临界出砂产量与井底流压之间的关系图

我们取 14MPa Φ p Φ21MPa ( 其它两种情况类似),假设 ? 0 为 20Mpa,K 为
1 ? 10 ?3

? m ,h

2

为 100m, ? g 为 0.02Mpa.s,T 为 390k,

pwf

为 15Mpa,

r rw

为 5,s 为

0.5,

z为

0.8.当岩石内摩擦角为 40? 时,临界出砂产量为: 22.84 ?104 方/天。当岩

石内摩擦角变为 10 时,临界出砂产量为: 36.05 ?104 方/天。说明岩石的内摩擦 角对气井的临界出砂产量影响非常大,当岩石的内摩擦角变大时,气井的临界出 砂产量大幅度提高。 3. 2 临界出砂产量与岩石的固有剪切强度之间的关系 我们取
14MPa Φ p Φ21MPa

( 其它两种情况类似),我们取 ? 为 40? ,k 为 1 ? 10?3 ?m ,h

为 100m, ? g 为 0.02Mpa.s,T 为 390K,

pwf

为 15Mpa,

r rw

为 5,s 为 0.5, z 为 0.8。当

岩石固有强度为 20 ? 106 Mpa 时,临界出砂产量为 22.84 ? 104 方/天;当岩石固有强度 为 30 ? 106 时,临界出砂产量为: 44.83 ? 104 方/天,说明岩石的固有强度对气井的临 界出砂产量有直接的关系。 4 结论及建议 (1)在天然气开采中 ,存在一个临界出砂产量 。当测试或生产速度超过该产量 时,地层将会出砂,严重影时将会早成储层岩性变形破坏,直接影响产能,因此 控制测试(生产)产量,使其低于临界产量是非常重要的。 (2)究的基础上,基于库仑破坏准则及断裂力学的相关知识,建立了气井临界出砂产量模
型,为确定合理的生产压差提供了手段。

(3) 研究表明: 气井的临界出砂产良随固有剪切强度及内摩擦角的增大而变大。 说明岩石的固有剪切强度与内摩擦角是影响气井临界出砂产量的两个重要参数。 (4)储集层的岩石力学特性参数是计算其临界产量的基础,在测试(生产)之

前应尽量取全,取准的有关数据。 (5)重复 ( 9 ) - ( 19 ) 步骤 ,便可以得到在上述下泵深度情况下 ,各种泵型在不 同产液量时的系统效率 。 (6) 重复 ( 8 ) - ( 20 ) 步骤 ,便可以得到在不同下泵深度 、 不同产液量情况下 , 各种泵型的系统效率。

高温高压含硫深井试油地面流程压降分析
1. 高温高压含硫含砂井测试地面流程分析
(1) 高温:深井地层温度一般在 150℃以上,对含硫气井而言,含饱和水蒸 汽的天然气流到井口后, 由于温度的降低, 水蒸汽由饱和状态变为过饱和状态, 在节流情况下容易形成冰堵。 (2) 高压:对井口压力超过 70MPa 的高压气井,对流程密封性能要求高;同 时防喷排液、测试时,要求流程连续作业可靠性高。 (3) 高产量下气流会对管壁造成冲蚀,加剧管塑腐蚀。 冲蚀主要表现在二个方面:①产出液携带的固体微粒(泥沙及剥离的腐蚀 产物碎片等)对管壁的撞击及磨蚀;②气相流体与管壁间的剪切力造成界而金 属的机械疲劳;③由腐蚀一冲蚀形成的“微坑”及“擦痕”也为形成众多的微 腐蚀电池创造了条件。连续的冲蚀力还将具有一定保护作用的腐蚀产物层剥离 并带走。使新鲜的金属表而始终暴露在外从而进一步加剧腐蚀。而对于西南油 气田分公司高温高压含硫深井试油特点及地面流程测试中,由于压力高,即使 硫化氢含量不太高,其分压也可能超过最低腐蚀界限,测试中对地面流程会造 成腐蚀,同时由于元素硫有明显的过冷倾向,在低于它正常凝固点下,仍然保 留着液体状态随气流通过管道。一旦固化的元素硫核心将催化其余液体元素 硫,以很快的沉积速度聚集固化。尽管早期没有发现元素硫沉积,但是一旦固 化作用开始,气井很快就会被元素硫堵死。因此,地面流程必须即具有良好的 抗硫能力同时还应该从兼顾注溶硫剂、注入缓蚀剂以减小硫堵、腐蚀的角度考 虑。

2. 高温高压含硫含砂井测试地面流程设计基本要求
①能满足射孔、酸化、油套加压、注溶硫剂、注入缓蚀剂、正反循环压井等 作业操作要求,并且确保安全可靠;②具有防冰堵、硫堵功能;③具有油、气、 水测试计量功能;④具有数据自动采集功能;⑤具有压力、温度、硫化氢浓度异 常报警功能; ⑥具有紧急情况下的安全控制功能;⑦所有地面流程设备及连接管 线满足硫化氢腐蚀和密封承受高压的要求,测试过程中不出现异常。 以下国内外地面流程设计的思想

3. 辽河油田的清 22 井地面流程设计
3.1 设计原则 按防 H2S 高温高压井设计,确定地层流体的类型并地面取样,确定该井的 油气产能,掌握井筒周围的地层情况,确定表皮系数等,确定地层流体是否含 H2S、CO2 及含砂等。 3.2 流程设计 1.主体 控制头最高工作压力 102MPa 防硫; 油嘴管汇, 最高工作压力 102MPa 防硫;

加热器,最高工作压力上游 68MPa,下游 40MPa,加热能力 3MMBTU 防硫;分
3 4

离器,最高工作压力 9.8MPa,处理量:液 1000m /Pd,气 80x10 m 3 /Pd,防硫; 传输泵,排量 450L/min;化学注入泵,最高工作压力 102MPa,排量 0.32L/min; 计量罐,常压,容积 8m 3 ? 2 。 2.设备安装设计 按 API 标准的要求设计地面设备井场摆放图,根据风向和距离来确定地面 设备在井场所处的相对位置。 地面测试设备相对于井口应处于风向的下游,如果 地层出油,则储油罐距井口的距离应不小于 15.24m;如果地层只出水,则无此 限制;如果火把附近有土堆等凸起物,则火把与它的距离应为 1.5~2 倍火把的高 度“根据设备安装原则,结合清 22 井现场实际情况,设计出该井的具体设备安 放图(见图 1.1) ”油嘴管汇在钻台下,目的是尽量缩短高压管线长度,从而减少 高压区的面积,油嘴管汇至加热器 10m,加热器至分离器 10m,分离器至储罐 25m,分离器至 1#燃烧池 20m,分离器至 2#燃烧池 120m。清 22 井使用的是以 柴油为燃料的间接加热器, 所以加热器和分离器不能太近,且考虑风向分离器不 能在加热器的正上游,以免在取样或换孔板时泄露的天然气飘过加热器发生危 险。考虑当时季节风向,如果无风风力太小或风向偏东,则燃烧后的气体会积聚 在 1#燃烧池周围,威胁操作者的安全。所以又设计了 2#燃烧池,可以安全地燃 烧天然气"

图 1 清 22 井地面现场连接图
图 3.1

3.流程试压设计 从油嘴管汇上游进口接泵车低速给整个地面流程加满水, 试压过程:关 1#!2# 燃烧池内的气出口阀门及计量罐进口阀门,加压 3MPa,稳压 15min;关分离器 各出口阀门,开上述阀门,加压 8MPa,稳压 15min;关分离器进口及旁通阀门, 开上述阀门,加压 8MPa,稳压 15min;关加热器进口及旁通阀门,开上步所关 的阀门, 加压 40MPa, 稳压 15min; 用试压泵对控制头所提及各阀门试压 40MPa,

稳压 15min;开井前装好控制头,连接控制头至油嘴管汇上游及旁通阀门,从控 制头压井管线用泵车加压 40MPa,稳压 15min。

4 塔里木油田高压高产气井地面测试流程
4.1 高压高产气井测试流程 根据预计的井口最高关井压力,选择井口设备和测试流程设备。 1.控制头试气井口及测试流程 对于预计井口关井压力在 35MPa 左右、气产量在 30? 104 左右的气井,井口 可采用控制头控制。流程如图 4.1 所示。

图 4.1 井口采用控制头的地面测试流程

2.采油树试气井口及测试流程当井口关井压力达到或接近 70MPa 时,井口必须 装采油树,地面流程也有较大变动,流程如图 4.2 所示。

图 4.2 井口采用采油树的地面测试流程

3.高产地面测试流程

根据当前国内普遍采用的地面设备特点, 将高产情况下的地面测试流程分为 三类: ①15K~120 测试流程 井口等地面设备压力等级为 15000 psi ,日处理天然气能力为 120? 104 m 3 基本组合: 15K 采油树+15K 一级数据头+15K 油嘴管汇+l0K 数据头+10K 二级油 嘴管汇+5K 热交换器+1.44K 三相分离器+5"放喷管线。 ②15K~240 测试流程 井口等地面设备压力等级为 15000 psi ,日处理天然气能力为 240x10 4 m 3 该 流程由两套 120 万方的测试流程组成,一翼是带除砂器流程,另一翼有两套油嘴 管汇。如果设备足够,也可采用两翼完全相同流程模式。采油树两翼连接方式降 低了高压管线的磨阻,有利于高产清况下的测试。 ③15K~360 测试流程 井口等地面设备压力等级为 15000 psi ,日处理天然气能力为 360x100 m 3 该流程由三套 120 万方的测试流程组成,一翼是带除砂器的 120 万方流程,另一 翼由两套 120 万方流程组成。根据现场情况,也可采用三翼完全相同流程模式。 4.2 高压高产气井排液流程 排液是高压高产气井测试的关键环节之一, 排液期间泥浆或液垫中高速流动 的固相成分会对地面测试流程造成相当大的破坏。因此,在进人测试流程以前, 必须确保排液彻底。 塔里木油田常用的排液流程以高压采油树作为载体,采用多 套针阀并串结合的不间断排液方式,刺坏一个,启用另一个;刺坏一翼,启用另 一翼,直到排液结束。取得了较好效果。 压井流程地面测试流程如图 4.3 所示。

图 4.3 压井流程示意图

1.15K~120 地面流程组合 (1)流程结构由 15K-120 测试流程、排液流程、压井流程和环空保护流程 组成(见图 4.4)

图 4.4

15K-120 地面测试流程组合

(2)应用情况类似流程在塔里木油田多口高压高产气井得到应用,如迪那 201 井、迪那 202 井、迪那 22 井及乌参 1 井等。 2.15K~240 地面流程组合 (1)流程结构由两条 15K-120 测试流程、排液流程、压井流程和环空保护 流程组成(见图 4.5) 。



图 4.5

15K-240 地面测试流程组合

(2)应用情况类似流程在塔里木油田多口高压高产气井得到应用,如柯深 101 井、克拉 203 井、克拉 205 井、迪那 11 井等。 3.15K~360 地面流程组合 (1)流程结构由三条 15K~120 测试流程、排液流程、压井流程和环空保护 流程组成(组合示意图略) 。 (2)应用情况类似流程在塔里木油田克拉 205 井得到应用,日产天然气 300x10 4 m 3

5.地面流程系统在罗家寨气井测试中的改进应用
该地而流程系统(图 5.1)通过在四川油气田 50 多口气井上的成功应用。完 全符合有关单位提出的测试工艺要求;针对罗家寨构造上一些高压、高产、高含 硫化氢气井。通过不断的摸索、总结。采用多套地而流程应对测试中发生的各种 紧急情况。使地而流程在现场测试过程中更加高效、安全、方便。

图 5.1 罗家 6 井地面测试流程示意图

6.中国石油勘探开发研究院廊坊分院在塔里木油田地面流程
目前常用的排液方式 6.1 多级节流阀互助排液(见图 6.1)

图 6.1

在地而高压测试管线接一条专用排液流程,采用双翼多级节流阀控制,不间 断互助排液。 这种排液方式适用于测试液垫中固相含量较多 (未替完的井底泥浆、 钻井或固井漏失的泥浆或水泥等)的测试情况。塔里木油田多采用了这一种排液 方式,取得了较好的效果,同时也存在一些问题,主要表现在排液末期针阀被刺 严重, 一个针阀长则十多分钟, 短则两分钟就会刺坏。 而且, 采用手动节流阀时, 作业人员在操作期间需而临阀体一以被刺后可能造成的风险。当然,采用液控节

流阀可以避免作业人员近距离操作, 但仍不能完全排除作业人员在该区域操作的 可能性。 6.2 除砂器配合排液(见图 6.2)

图 6.2

在测试流程高压管线上连接除砂器,液垫及储层流体经除砂器除砂,再经油 嘴管汇进入下游流程测试, 有效地保护了地面设备。该方式适用于无固相测试液 垫,并要求测试层无漏失泥浆。克拉 205 井就采用该方式排液,虽然无固相完井 液的排放情况较好,但漏失到储层的少量泥浆却造成除砂器滤网压差过大而报 废,另外又刺坏了两个滤网。 实际上, 高压高产气井具有良好的渗透性,完全避免泥浆漏失几乎是不可能 的, 少量泥浆中所含大高温高压高产含硫化氢深井测试中的地面流程设计要从安 全监测和安全控制两方面的角度考虑。这样才可以及时地发现问题、解决问题, 从而保证测试过程安全。固体颗粒要在瞬间通过出砂器滤网比较困难,因此,该 排液方式有待进一步考虑。

7 高温高压含硫含砂井测试地面流程设计解决方案
H2S 是一种剧毒性气体。在对含 H2S 的高产油气井测试过程中。H2S 存在及 高温高压的作用。对测试安全和地而工艺设备提出了较高的控制要求。 7.1 地面安全监测应考虑的方面 1.硫化氢浓度监测 硫化氢对人体的毒害是众所周知的,对含硫井测试时,一旦含硫气体泄漏到 空气中会造成人员中毒,严重者引起死亡。在浓度较低时,H2S 有明显的臭鸡蛋 气味,但当浓度超过 10mg/m3 之后,随浓度升高臭味反而减弱。因此不能依靠嗅 觉来判断有无危险浓度出现。 这就需要能够现场报警的检测仪来判断有无危险浓 度出现给人以警示。在测试过程中应在井口、节流保温装置、分离器、流量计等 经常有施工人员操作和流程设备连接密封处和地面管汇中受到流体冲蚀程度较 大的地方,安装硫化氢监测仪探头和报警器,随时对井口、地面测试流程等施工 现场进行硫化氢检测, 当硫化氢含量超过 20mg/m3 时, 应立即配戴好防毒面具进 行作业,组织整改处理。保证测试地面流程的密封性,确保测试的安全。 2.压力监测 含硫化氢高产深井测试流程的压力控制是保证安全测试的前提条件。 在测试 过程中,派专人负责巡回监测各个压力点,并采用数据采集控制系统,随时监控

整个流程中的关键点, 并根据不同监控点设置不同的控制压力, 当监测点超压时, 系统会发出警报,引起操作人员警觉,以做出适当的控制处理措施。压力监测的 重点部位在井口装置、节流保温装置、分离器等处,防止因压力升高,造成地面 测试流程管线和设备超压,影响测试作业的安全。 3.温度监测 高压高产井在高回压测试时,因降压吸热易形成水化物发生冰堵,在测试时 必须保温,保证气流温度高于水化物形成温度。在测试过程中,采用数据采集系 统,随时监控测试过程中的几个降压吸热点。当温度过低时,系统会发出警报, 引起操作人员的警觉, 能及时实施防冰堵措施。温度监测的重点部位在井口及节 流保温装置的节流控制针阀处、分离器处、流量计孔板等处,防止因温度过低引 起冰堵,造成地面测试流程管线和设备超压,影响测试作业的安全。 4.地面排出的流体性质监测 通过对分离器排液出口和放喷管出口所排出的液体进行取样分析, 确定排出 液体性质, 以便及时实施相应的回收处理措施,防止硫化氢从排出的液中溢出造 成人员伤害,防止对环境造成污染。 7.2 地面安全控制措施应考虑的方面 1.紧急关断阀设置 井口上设置有液动、 手动紧急关断阀, 可以在紧急情况下迅速关闭整个井口。 另外从采油树两翼接出的地面流程与采油树之间各有一个液动紧急关断阀, 可以 随时关闭任一条测试流程。 2.安全阀设置 分离器进口和热交换器上分别装有安全阀,设置不同的控制压力,满足在测 试过程中,当装置出现超压时,安全阀能自动开启泄压,将超压流体排放至安全 位置,保证设备安全。 3.紧急报警设置 数据采集系统, 自动监测流程上的压力和温度数据,并在不同监控点设置不 同的报警压力和温度,当在测试过程中出现异常情况时,可及时给出报警信号, 引起操作人员注意,并进行适当的控制处理,保证高压井测试作业的安全。

图 7.1 含硫化氢高产深井测试地面流程示意图

高温高压高产含硫化氢深井测试的地面流程设计如图 7.1 所示。地面流程设 备及连接管线均满足抗硫化氢腐蚀、密封和承受高压的要求。 其特点如下: (1)采用两套流程双翼放喷求产,在其中一套流程受到损坏或出现危险情况之 时,即可启用另一套流程,这样可确保测试过程安全; (2)选用手动、液动双重控制的高压采气井口,紧急情况下可实现远程控制; (3)在容易出现硫化氢泄漏的地方装有硫化氢探测、报警仪; (4)设置了 ESD 紧急关闭系统和 MSRV 紧急放喷阀等安全装置,有利于处理 油气失控的突发事件, 当分离器超压时, 紧急放喷阀自动放喷泄压; 井口超压时, 地面安全阀自动关闭; (5)地面油嘴管汇前用三通连出一条专门用于放喷管线,用于系统测试前清除 井筒内的杂物,减小气流中的固相颗粒对管壁的冲蚀伤害; (6)采用多级降压油嘴,以减小气流对油嘴的伤害; (7)设有救护室,以便应对随时可能发生的紧急情况。

8 油嘴相连的油管分析
含砂含硫流体中的砂粒对油管的损坏主要是由于发生了以下三种作用: (1) 砂粒在油管入口处和出口处发生旋转损坏油管。 (2)砂粒随流体在从油嘴进入油 管或从油管流入油嘴时, 由于含砂流体流束方向的变化,含砂流体在惯性力作用 下无法及时改变流动方向, 外加砂粒与流体之间存在流动滞后现象,所以高速流 动的含砂流体中的砂粒可能会冲击油管壁,致使其损坏。这在油管进出口处都会 有发生,油管入口处砂粒高速冲刷油管如图 8.1 所示。 (3)由于在管道局部收缩 或扩张处易产生气穴,所以油管中也不例外的会在(含液)流体中,由于压力降 低而出现气泡的现象称为气穴现象。气穴中的气体可以是空气或液体的蒸汽。当 液体中的压力降低到该液体的空气分离压时,气体便从液体中分离出来形成气 泡。管道局部收缩或扩张处会产生气穴(如图 8.1 中的 A 处) ,其不仅会缩短管 件的寿命而且还会引发气蚀现象。气蚀会使结构表面逐渐腐蚀,剥落成小坑,降 低结构使用寿命。





2

油 油 管



图 8.1 管道局部节流

当油液在管中流动时, 流动速度高的区域压力低,当压力低于工作温度下油 液与空气分离的压力时,油液中原已溶解的空气将被分离出来,形成气泡。气泡 随油液运动到高压区后在周围压力作用下被压缩,体积迅速缩小至溃灭,从而在 局部区域使压力及温度都达到相当高的数值,对管件造成严重的危害。气穴状态

可分为三个区域;无气穴区、气穴过渡区、强烈气穴区。 8.1 节流气穴分析 在液体中, 由于压力降低而出现气泡的现象称为气穴现象。管道局部收缩或 扩张处易产生气穴。当流体在油嘴中流动时,流动速度高的区域压力低,当压力 低于工作温度下空气能从流体中分离出来的压力时,气泡将从流体中逸出。当气 泡运动到高压区后,在周围压力的作用下被压缩,体积迅速缩小至溃灭,从而在 局部区域使压力及温度都达到相当高的数值,这会缩短油嘴的使用寿命。 为了避免油嘴的损坏,我们首先应该考虑避免气穴现象的发生。目前,是以 气穴系数 ? 的大小来判断发生气穴的程度。
pD ? pV 1 ? pU ? pD pU / pD ? 1

??
式中: pU —进口压力, Pa ;

(8-1)

pD —出口压力, Pa ; pV —饱和油液蒸汽压, Pa 。
日木的市川常雄从大量的试验中得出:在油压系统中 ? ? 0.3~0.5 时不发生气穴, ? 0.3~0.5 时发生气穴。

?

8.2 流体流经油嘴前后的压力变化分析 设计采用多个节流油嘴, 使多个节流油嘴串联,共同分担节流油嘴两端的压 差,使每个节流油嘴两端的压差减小,σ 值变大,从而减小油嘴的损坏。若进口 压力与出口压力的比值越小,σ 值越大,抗气蚀性能就越好。若采用两级节流, 由于总的压差由两个节流油嘴分担,使得每级进出口压力比值变小,σ 值变大, 其抗气蚀性能就比采用一级油嘴的好。含砂流体中的砂粒对管壁的破坏如图 8.2 所示,主要发生在 A 区、B 区和 C 区。在 A 区砂粒高速旋转冲击、磨蚀管壁, 最终造成该区域被破坏。在 C 区砂粒破坏管壁主要是因为砂粒高速冲击的作用。 在 B 区会有气穴现象的发生,也会破坏管壁。

油 油 管



2





图 8.2 含砂流体过油嘴流动示意图

图 8.2 是液体通过油嘴的示意图。液体在油嘴内一直处于稳定流动,同时不

考虑液体的位能及节流前后的温度变化, 则根据连续性的方程 u1 ? u 2 , 当液体通 过油嘴时可能有三种工况: (1)液体通过油嘴时,因液体流速增大,造成压力降 低。但P2 大于当时液体温度下的相应的饱和压力,在这种工况下,液体通过调 节窗口后不会发生汽蚀和闪蒸现象。 (2)当液体通过油嘴时,液体的压力小于或 等于当时液体温度下的相应的饱和压力。根据汽蚀理论的研究,此时在金属表面 某处形成一个稳定的汽蚀区, 汽泡在金属表面的不断形成和增长,同时随着流体 下移压力回升(即速度能转变为压力能) ,当该处的液体压力大于当时液体温度 下的饱和压力时,则汽泡破裂(凝聚) ,而汽蚀正是由于这些汽泡的反复破裂所 引起的。当汽泡破裂时,周围液体即迅速地填充破裂汽泡的空间,冲入的流体形 成高速而冲击金属表面。 大部分汽蚀汽泡远离金属表面,汽泡破裂产生的冲击波 对金属表面的损坏不大, 只有在金属表面产生和增长的汽泡又同时在金属表面破 裂或者在接近金属表面破裂,产生的冲击波才会造成设备损坏。 (3)当液体通过 油嘴时, 液体的压力降低于当时液体温度下相应的饱和压力,而且油嘴的出口压 力仍然低于相应的饱和压力,所以液体通过油嘴后,部分液体即发生汽化,产生 两相流,汽泡有时合并、破裂和产生蒸汽。
2 3

图 8.3 液体通过油嘴示意图

图 8.3 中: P 、 P2 —入口压力及出口压力; P2 —最小截面处压力;u 1 、u 2 — 1 入口流速及出口流量。 采用多级节流防止油嘴破坏。由于生产中油嘴通常要承受较大的压降,这对 于单级节流油嘴来说是极其困难的,单级节流的油嘴容易发生气蚀、也容易被刺 坏。 而采用多级节流后, 其总压降大于单级节流后的压降, 每一级调节压降较小, 把压降分配在几个串联的油嘴上,因而就可避免使油嘴产生破坏。 油嘴要选用优质材料制作除以上汽蚀或闪蒸现象对油嘴的损坏外, 由于油嘴 在高压差下工作, 冲蚀作用也是不可避免的。故油嘴一般可选用表面硬度高并抗 气蚀的材料。理想的抗汽蚀材料应具有坚实的和均匀的细晶粒结构、变形能大、 抗拉强度和硬度均很高、 加工硬化性能好、疲劳极限和抗腐蚀疲劳极限强度均很 高的特性,颗粒的运动速度越快产生的冲蚀作用越大。压差越大,流速越高。含 有固体颗粒的流体经油嘴节流后的速度比高压区的流速高出几倍甚至几十倍。 在 从几十兆帕到一个大气压流动过程中,压力以近似台阶的方式下降(见图 8.4) , 流速则以类似的方式上升(见图 8.5) 。

图 8.4 管线压力与管线长度关系示意图

图 8.5 流动速度与管线长度关系示意图

9 油嘴改进设计方案
9.1 产生冲蚀损害的主要因素 高压高产气井在排液和求产期间。由于地面采用油嘴控制回压。因此。测试 管柱及地而高压管线中的流体流速很低。短期内对管线的冲蚀损去较小。而油嘴 管汇以后低压区的流动速度极高。对管线和设备的短期冲蚀损去很大。当固体颗 粒以极高的速度并以一定的方式集中作用于设备的某一部位时。 如同喷砂切割一 般。该部位就而临着损去。所以,固体颗粒、流动速度和流动方式是造成测试地 面设备损去的二大关键因素。 1.固体颗粒 固体颗粒来源于两方而。 一方面来源于井筒。即未被完全替出的井底泥浆或 低比重固相测试液垫。 以及射孔产生的铁屑; 另一方面是来源于储层的固体颗粒。 即地层砂及钻井或固井期间漏失的泥浆或水泥。 2.流动速度 颗粒的运动速度越快产生的冲蚀作用越大。压差越大,流速越高。 3.流动方式 当固体颗粒以很高的速度在直管线中运动时。 虽然流动过程中较小的线性压 降(或磨阻)会产生一定的膨胀作用于影响到流动形态。但这种微小的变化不足 以对管体产生明显的损去。而经过油嘴或弯头时。流动方式发生了很大变化。 ①经过油嘴(见图 9.1) 。混合流体经过油嘴后会产生两种作用一是喇叭状

接触管壁的部位 A;一是喇叭状的高速流在汕嘴出口外侧产生的超真空部位 B 处 于 A 部位的颗粒在受到管壁影响改变运动方向的过程中。会产生作用力 F,正是 由于该力的集中作用。 造成管体刺坏。克拉 204 井油嘴管汇本体刺伤就说明了这 一点。 处少 B 部位的颗粒在高速流的作用下可能产生逆时针涡流作用。这种作用 将导致管汇本体或油嘴外部刺坏。205 井油嘴从外部刺坏就证实了这一推断。 ②经过弯头(见图 9.2)低压区混合高速流体在经过弯头时会改变流动方向 并产生微小的局部压力升高。 这种压力升高对管线几乎没有影响。而且当固体颗 粒沿着弯头的内切线方向运动时会产生作用力 F, ,也正是由于该力的集中作用, 使弯头很容易被刺穿。克拉 204 井放喷管线弯头刺穿、迪那 11 井分离器出口弯 头两次被刺穿及分离器内部部分弯头在探伤后发现被刺严重的事实均证实了这 一点。

图 9.1 油嘴前后的流动状态图

图 9.2 头的颗粒作用特点

9.2 减缓冲蚀作用的几种思路 1.尽量减少固体颗粒 降低井筒内的固体颗粒。 采用无固相泥浆作为完井泥浆;采用无固相测试液 垫;尽量减少测试阀以下的固相泥浆。尽量减少储层排出的固相颗粒。钻井或固 井期间漏失的泥浆或水泥浆不可避免的要被排出。 对疏松地层可通过控制生产压 差减少地层出砂。 2.控制流速 ①多级节流降压排液(见图 9.3) 。在专用排液流程安装多个油嘴,并间隔 一定距离。 压力呈台阶型逐渐下降。次一级油嘴产生的回压有助于降低上一级油 嘴后面的流速。 并有助于减小出现真空并形成涡流的可能性。从而保护了上一级 油嘴。当然。末端的油嘴由于其较大的压差和很高的流速仍可能被刺。但上一级 油嘴可在相当程度上替代它的作用。另外。也可考虑在专用排液流程放喷管线出 口安装加长油嘴。尽量在其寿命内完成排液工作。 ②线性降压排液。 线性降压排液方式是对多级节流降压排液方式的理想化延 伸图 9.4a 所示的节流放喷的排液。在某种程度上相当于选择合适的内径并利用 管线长度产生线性降压(管线摩阻)的方式(见图 9.5) ,在理论上这一方式 可达到某一固定油嘴的效果(见图 9.4b)并削除了固定油嘴的弊端。 3.改变流动方式或设备内部结构,降低颗粒对设备和管线的直接作用 ①改变流动方式(见图 9.6) 。图 9.2 分析固体颗粒沿着弯头的内切线方向 运动时产生的作用力 F, ,而且该力的集中作用。刺坏了弯头。而当颗粒通过“T 型弯头”(专利 ZL,01259898.5)外切线方向运动时出现的紊流效果则不存在 F , 的集中作用。这样大大延长了弯头寿命。在迪那 11 井经历过高产测试的二相分 离器在探伤中发现,弯头部位已不能使用,而在“T”型连接部位,几乎没有损 伤。

图 9.3 多级节流降压排液示意图 图 9.4 线性降压排液示意图

图 9.5 线性降压示意图

图 9.6“T”型弯头

②改造设备内部结构(见图 9.7)

图 9.7 改变设备内部结构示意图

改造设备内部结构, 尽量避免图 9.1 所示的局部真空及可能产生的涡流。将 油嘴后设计成喇叭状内部结构并适当控制其角度, 结合下游回压可基木消除真空 涡流的产生。 结论与建议 1.在高压气井排液期间, 尽量减少流体中的固相含量、降低流动速度并采用 合适的流动方式将有助于降低或避免地而设备的损去和风险。 2.采用多级节流降压排液或线性降压排液将有助于降低排液风险。 3.设备研制方而应尽量避免高速流情况下在设备内部产生的局部真空。 4.采用合适的流动方式,尽量避免高速颗粒对设备某部位的集中作用。 5.建议深入研究油井生产系统的节点从分析, 尤其是高压气井流动过程中的 流体力学特性,科学指导现场工作。


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