试油气中若干计算问题
压井液密度计算中若干问题讨论
压井液密度计算中若干问题讨论压井液密度的确定应以钻井资料显示最高地层压力系数或实测地层压力为基准，再加一个附加值。
附加值可选用下列两种方法之一确定：1．油水井为0.05－0.1g/cm3；气井为0.07－0.15 g/cm32．油水井为1.5－3.5MPa；气井为3.0－5.0 MPa具体选择附加值时应考虑：地层孔隙压力大小、油气水层的埋藏深度、钻井时的钻井液密度、井控装置等。
一、补孔作业后，根据测压资料确定压井液密度的选择1、密度选择方法1：ρ＝100（P油层+P附加）/Hρ---压井液密度（g/cm3）P油层—静压或当前地层压力MPaP附加—附加压力（1.5－3.5MPa）H---油层中部深度2、密度选择方法2：ρ＝100[P油层+P附加-G(H-h)]/hρ---压井液密度（g/cm3）P油层—静压或当前地层压力MPaP附加—附加压力（1.5－3.5MPa）H---油层中部深度h—实际压井深度G—压力梯度3、密度选择方法3：ρ＝K压力系数(或当量密度)+ ρ附加密度ρ附加密度：油水井为0.05－0.1g/cm3；气井为0.07－0.15 g/cm34、密度选择方法4：ρ＝102*P油层*K/HP油层—静压或当前地层压力MPaH---油层中部深度K---安全压力系数（原井下解散前：油水井1.05，气井1.1，目前待定）二、未补孔井或起下管作业过程中，需压井时，确定压井液密度ρ＝100[P油层+P井口+P附加-G(H-h)]/hρ---压井液密度（g/cm3）P油层—静压或当前地层压力MPaP附加—附加压力（1.5－3.5MPa）H---油层中部深度h—实际压井深度G—压力梯度注：压井液密度公式使用中应考虑的问题1）静压或原始地层压力值来源的可靠性及其偏差2）油气井能量的大小，产能大则多取，产能小则少取3）生产状况，油气比高的井多取，低的井少取；注水开发见效的井多取，反之少取；4）修井施工内容、难易程度与时间长短，作业难度大、时间长的井多取，反之少取；5）大套管多取，小套管少取；6）井深，井深多取，井浅少取；7）密度在 1.5g/cm3以下时，附加压力不超过0.5 MPa；密度在1.5g/cm3以上时，附加压力不超过1.5 MPa。
四年级天然气费数学问题
四年级天然气费数学问题
【实用版】
目录
1.问题背景
2.计算方法
3.举例说明
4.结论
正文
一、问题背景
在日常生活中，我们经常会遇到一些与数学相关的问题，比如生活中的水、电、天然气费用计算等。
今天，我们要解决的问题是关于四年级学生如何计算天然气费用的数学问题。
二、计算方法
天然气费用的计算通常涉及到两个因素：天然气的使用量和天然气的单价。
因此，我们可以通过以下公式来计算天然气费用：
天然气费用 = 天然气使用量×天然气单价
其中，天然气使用量通常以立方米为单位，天然气单价通常以元/立方米为单位。
三、举例说明
假设一个四年级的学生小明，他家最近三个月的天然气使用量分别为26 立方米、207 千瓦时和 365 千瓦时，而天然气的单价分别为 0.61 元/立方米、0.30 元/立方米和 2.1 元/立方米。
那么，小明家这三个月的天然气费用分别为：
- 第一个月：26 立方米× 0.61 元/立方米 = 16.26 元
- 第二个月：207 千瓦时× 0.30 元/千瓦时 = 62.1 元
- 第三个月：365 千瓦时× 2.1 元/千瓦时 = 771.5 元
因此，小明家这三个月的天然气费用总计为：16.26 元 + 62.1 元 + 771.5 元 = 849.86 元。
国土资源部办公厅关于贯彻实施《石油天然气储量计算规范》行业标准的通知
国土资源部办公厅关于贯彻实施《石油天然气储量计算规范》行业标准的通知文章属性•【制定机关】国土资源部(已撤销)•【公布日期】2005.04.26•【文号】国土资厅发[2005]36号•【施行日期】2005.04.26•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】标准化正文国土资源部办公厅关于贯彻实施《石油天然气储量计算规范》行业标准的通知（国土资厅发[2005]36号）中国石油天然气股份有限公司、中国石油化工股份有限公司、中海石油（中国）有限公司、地方石油公司、各有关单位：《石油天然气储量计算规范》（DZ/T0217－2005）行业标准已于2005年4月1日颁布实施，为更好地贯彻实施该规范，指导油气勘查、开发及储量管理工作，现将有关事项通知如下：一、自2005年4月1日起，各石油公司计算石油天然气探明储量（含新增、复算、核算、结算）、编写报告，油气储量评审机构评审储量，储量管理机关办理评审备案、登记统计等，均应按照《石油天然气资源/储量分类》和《石油天然气储量计算规范》的要求进行。
二、新增石油天然气探明储量报告的具体内容及格式，应符合《石油天然气探明储量报告编制暂行规定》（国土资发［2005］74号）。
石油天然气探明储量复算（核算、结算）报告的编制，参照《石油天然气探明储量报告编制暂行规定》执行。
以上各类探明储量的经济评价方法，可参照国土资源部储量司制定的《石油天然气经济可采储量套改办法》。
三、为确保各公司准确理解和使用《石油天然气储量计算规范》，我部拟于2005年6月中上旬，对各公司、油田分（子）公司储量主管领导、储量报告编写人员和石油天然气储量评估师进行培训。
各公司应于7月底前，全面完成公司内部储量管理人员及有关业务人员的培训。
二00五年四月二十六日。
石油天然气储量计算(二)容积法(4-1)
教材P276 教材
N = 100A · h ·φ(1-Swi)ρo/Boi
（第五章） 教材P277-278
1. 含油面积
----具有工业性油流地区的面积。 具有工业性油流地区的面积。 具有工业性油流地区的面积
通过圈定含油边界， 通过圈定含油边界，确定含油范围
油水边界 含油边界 岩性边界 断层边界
基本概念 油水边界的确定 岩性边界的确定
凝析油的原始地质储量： 凝析油的原始地质储量：
Nc = 10-4Gc/GOR 式中 Nc ----凝析油的原始地质储量， 104m3 Gc ----天然气的原始地质储量， 108m3 GOR ----凝析气井的生产气油比， m3/ m3
教材P302 教材
二、 储量参数的确定
N = 100A · h ·φ(1-Swi)ρo/Boi 含油面积 有效厚度 有效孔隙度 含油饱和度 原油密度 原油体积系数 天然气体积系数
100%含水饱和度
教材P277 教材
•背斜油藏： 背斜油藏：
根据油水边界确定含油范围 根据油水边界确定含油范围 油水边界
•断层油藏
根据油水边界、 根据油水边界、断层 油水边界 圈定含油面积
教材P282 教材
•岩性油藏 岩性边界 油水边界
•复合油藏 岩性边界 油水边界 断层边界
教材P282 教材
a--透镜状油藏；b--地层尖灭油藏; 1--构造等高线；2--内油水边界； 3--外油水边界；4--含油边界线； 5--含油面积；6--试油结果。
•外含油边界： 外含油边界： ----油层顶面与油水接触面 油层顶面与油水接触面 的交线。 的交线。 内含油边界： •内含油边界： ----油层底面与油水接触面 油层底面与油水接触面 的交线。 的交线。 含油部分的纯含油区） （含油部分的纯含油区）
石油与天然气工程专业中多相流模型与计算法适合性验证与应用
石油与天然气工程专业中多相流模型与计算法适合性验证与应用多相流是石油与天然气工程中一个重要的研究领域，涉及到在复杂的地质条件下油气混合物在管道中的流动行为。
为了准确预测和模拟这种复杂的多相流动，多相流模型与计算法的适合性验证与应用成为了研究中的重点。
多相流模型是描述油气混合物在流动中的相互作用的数学模型。
常见的多相流模型包括两相流模型、三相流模型以及更高阶的模型。
这些模型依据流体力学、热力学和质量守恒原则，结合流体相互作用的各种现象，如相变、传质、传热等，来描述不同相态下的流体行为。
验证这些多相流模型的适合性是确保模拟结果的准确性和可靠性的关键。
为验证多相流模型的适合性，常用的方法是通过实验数据进行对比和分析。
实验数据可以包括在实际油田或天然气装置中收集到的数据，也可以是在实验室中模拟得到的数据。
通过与实验数据的比较，可以评估模型对于不同相态下的流体行为的描述能力。
同时，还可以通过对比不同模型的模拟结果，选取最适合实际应用的模型。
除了验证多相流模型的适合性之外，选择合适的计算法也是模拟多相流动的关键。
计算法主要涉及两个方面，即离散化方法和数值解方法。
离散化方法是将连续体问题离散化为有限个离散的节点来求解，常见的方法包括有限差分法、有限元法和有限体积法等。
数值解方法则是求解离散化问题的数值解的方法，常见的方法包括显式方法、隐式方法和迭代法等。
为了验证计算法的适合性，常用的方法是通过对比计算结果与实验数据进行验证。
计算结果可以通过模拟多相流动的数学模型得到，再与实验数据进行对比。
通过对比分析，可以评估计算法在不同条件下的准确性和可靠性。
此外，还可以通过对比不同计算法的模拟结果，选择最适合实际应用的计算方法。
多相流模型与计算法的适合性验证与应用在石油与天然气工程中具有重要的意义。
首先，准确预测多相流动的行为有助于优化石油和天然气开采过程。
通过模拟研究，可以确定最佳的开采方案和操作条件，提高油气采收率，降低开采成本。
石油天然气储量计算(二)容积法(41)
式中 Gc ----天然气的原始地质储量， 108m3; G----凝析气藏的总原始地质储量， 108m3;
fg----天然气的摩尔分数； ng ----天然气的摩尔数, kmol； no ----凝析油的摩尔数, kmpl； GOR ----凝析气井的生产气油比， m3/ m3;
埕北油田实例 17
3） 利用压力资料确定油水界面
已知油井井底深度 油井地层压力 原油密度
已知水井井底深度 水井地层压力 地层水密度
正常油藏压力系统
求： How
原理： 水井井底压力 =油井井底压力 + 油柱压力+水柱压力
P = h g
教材P279
18
Pw = po + (How -Ho)go /1000 + [H - (How - Ho)]gw/1000
24
•利用岩心、测井及试油资料确定油水界面； •应用毛管压力曲线确定油水界面； •利用压力资料确定油水界面。
1） 利用岩心、测井及试油资料确定油水界面
岩心法（定性分析）： 含水部分：颜色浅，灰白色，不含油或微含油； 油层部分：颜色深，黄褐色或棕褐色，含油饱满； 气层岩心：颜色虽浅，但具浓厚的芳香味。
教材P277-278
西6-8-2
西6-7-3
西6-7-2
河
西7-9
西6西-9新6-9
西5-7-1
西5-7-2
西9-9-1
西8-9 西新8-9
漫 溢 港105
西8-9-1
西9-8-1
西6-9-1
西7-8-3 西7-8
西8-8-2
西8-8-1
西8-8
§3—5 油气采收率的测算
注水开发油田高者在35％---45%上下；中 等者25％—35％左右；差的15％—25％或 更低。
概述
• 不适宜注水的稀油油藏，除有较强的 气顶驱者采收率较高，可达30％上下 以外，其采收率一般较低，多数在10 ％—20％左右。一些非均质性特别严 重的油藏，如火山岩油藏、变质岩油 藏、泥质岩油藏等，其采收率一般都 低，多数在8％—15％左右，即使注水 也难以有效提高其采收率。
原油采收率的测算方法
• ⑤水驱采收率：水驱油实验计算出的水驱 油效率，一般高达60％—80％左右，实际 油藏的水驱采收率远低于这一数值。原因 主要有两点：一是该实验是在室内对岩心 进行充分水洗后得出的数据，实验水洗的 用水量数十倍于该岩样的孔隙体积，而实 际油藏注水远低于这一注水量倍数。二是 由于实际油藏的井距远大于实验岩心尺寸， 岩心室内水洗的波及体积可达100％，而实 际油藏注水波及体积不可能达到100％。
• ④水驱效率计算：应用上述实验取得 的数据，可以计算出该岩心样品的水 驱油效率。计算方法如下：
原油采收率的测算方法
• 在水驱油结束以后，该岩心样品中的残余
•
油饱和度 Sor为：
Sor
QO1 QO2 QO1
该岩心样品的水驱油效率(ED )为：ED
QO 2 QO1
• 公式中：ED -------水驱油效率，小数； • QO2 -------驱出的油量， • QO1 -------岩样中的总油量，
一、概述
• 1．油气采收率概念 • 采收率的中文含义是明确的，它是指“采获的比
率”、“采收到的百分比”。许多行业都使用采 收率这一概念。石油行业中所指的采收率当然是
天然气计量中物性计算方法适用性探讨
天然气计量中物性计算方法适用性探讨连子超;杨妮;李学成;许佳;代晓雨;吴萍【期刊名称】《石油石化节能与计量》【年(卷),期】2024(14)1【摘要】针对目前天然气体积计量中面临的物性参数计算问题,在GB/T 17747.2-2011和ISO 20765-2:2015的基础上,采用Matlab软件建立AGA8-92DC和GERG-2008状态方程天然气物性求解程序,以相对偏差(RD)和平均相对偏差(ARD)为评价指标,评估了两种方程在计算不同种类天然气物性上的准确性。
结果表明,在管输天然气压力0~10 MPa、温度280~320 K的范围内,AGA8-92DC和GERG-2008状态方程的计算结果准确度一致,ARD均为0.03%;对于含重烃天然气,压力小于30 MPa、温度250~500 K的范围内,GERG-2008状态方程的计算表现更优,压力大于30 MPa,部分温度范围内AGA8-92DC状态方程的计算表现更优;AGA8-92DC状态方程和GERG-2008状态方程分别在计算高含硫天然气和液化天然气物性上具有优越性,但当含硫量和重烃含量较大时,偏差会显著增大。
研究结果可为天然气计量工作的持续推进提供实际参考。
【总页数】6页(P73-78)【作者】连子超;杨妮;李学成;许佳;代晓雨;吴萍【作者单位】华北油田公司华港燃气集团;中国石油西南油气田公司华油公司重庆凯源石油天然气有限责任公司;国家石油天然气管网集团北方管道大庆输油气分公司;国家管网集团山东省分公司德州作业区;中国石油吐哈油田分公司工程技术研究院地面工程设计所【正文语种】中文【中图分类】F42【相关文献】1.某高含硫天然气高压物性参数计算方法探讨与软件研制2.天然气组成分析及物性参数计算标准对煤制气的适用性研究3.天然气物性参数不确定度评定方法在流量计量标准中的应用4.硅PN结数字温度计在天然气计量中的适用性评价5.基于现场总线的天然气计量管理系统在差压式流量计中的适用性分析因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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试油气中若干计算问题
一．纯气井在已知井口压力时井筒各点压力的计算公式：
T ΓT T W M =P i =P 井口。
e 1.251x10-6 Li
其中：P 井口: 井口压力
P i ：任意点压力
ρ ：天然气密度
L i ：任意点井深
二．套管最大掏空深度
根据目前的套管强度和固井情况，如果排液超过一定的深度，提高就可能被压力挤毁，所以需根据油套封固情况，来确定套管许最大掏空深度（如图1所示）ρ
当P 外—P ≥S.S 套时套管就会被挤毁
油套封固压力主要来自管外泥浆柱，地层压力以及岩石侧压力 ①管外泥浆柱压力
水泥封固时由于套管偏心，泥浆性质及顶替效率的影响会使泥浆未顶替出，它会对套管产生挤压力。
②地层压力
由于异常高压存在，对于地层压力一般比较难于确定，通常采用钻井时该井段的管外泥浆压力作为地层压力
③岩石侧压力
两种情况，对于非可塑地层岩侧压力来源上覆岩层压力此时仍可以把管外泥浆柱压力作为套管挤压力，对于可塑性地层（岩盐和
钾碱条带分布区）由于岩层的蠕动，套管将承受这些塑性流动的力，需加岩石的侧压系数K
注：对于生产井还应考虑注水压力的影响
所以计算套管许掏空深度分非可塑地层和可塑地层
1非可塑性地层（本计算方法已考虑套管抗挤安全系数）P外=ρ1gh P =ρ2g（h－l）
P外-P≤P r/k c——————⑴
若采用国际单位P外=ρ1gh=hρ1/101.97mpa(g=9.807)
ρ1单位g/cm3h单位 m
P=(h-l)ρ2/101.97(同上)
其中：P r——抗挤压强度P——抗内压强度
代入（1）式可以推出：L≤101.97/ ρ2-h(ρ1-ρ2)取最大值：
l=101.97 P r/ k cρ2- h(ρ1-ρ2)/ ρ2
其中：h---新确定的套管抗挤薄弱点深度
P r---查表可知
k c———一般性质1.05-1.10《钻井测试手册》《试油技
术规范》取：1.105但是应根据固井，套管磨损程度来
确定
2可塑性地层
将P外=ρ1h/101.97P外= k hρ3/101.97= KG0 h/1000mpa 其中：k—侧压系数一般岩石侧压系数取0.42-0.8之间岩盐层
和钾碱层几乎接近于1
ρ3——岩石密度
G0—上覆岩层压力
⒊h值的取值：
h一般根据套管下深，异常高压层，岩盐层和钾碱层深度来确定
⒋当井内为天然气时，油本部分内容可以算出的最低套压
P=Pе 1.251×10-4ρh
根据：P外-P h≤P r/ k c可以求出最低套压
P=1/е 1.251×10-4ρh(hρ1/101.97-P r/ k c)
三.套管最高关井压力
由于井筒内流体介质不同，流体压力计算公式不同，故分为两种情况：⒈井内为天然气时，井筒存在两处薄弱环节：
①井口裸露段和升高短节②套管抗内压最薄弱段，所以应考虑
分别计算取其最小值：
①井口部分：P wmax1= P b1/n1
②最薄弱段： P wmax2= 1/е 1.251×10-4ρ(
(根据P外-P h≤P b2/ h2推出)
P wmax=min [P wmax1 ×P wmax2]
其中：P b1，P b2：分别为井口和套管抗内压强度
n1 , n2 : 根据《钻井测试手册》n1=1.5
n2=1.05
⒉井筒内为液柱（ρ4）时
根据：hρ4/101.97＋P套－hρ1/101.97≤P b2/n2
推出：P套＝P b2/n2＋h/101.97(ρ1－ρ4)------⑵四.天然气井二项式方程式求无阻流量和计算产量的方法
⒈在只知道一个流压P下的气产量Q地层压力P e的情况下可以解决的问题：①根据的推导公式求绝对无阻流量
Q ab=
②根据无阻流量和二项式方程式求出：
P2e－P2＝AQ1＋BQ21
P2e－P2ab＝AQ ab＋BQ2ab
B=[(P2e－P2ab)/Q ab－(P2e－P2)/Q1]/(Q ab－Q g)
=P2e－P2/Q－BQ1
③根据A、B、P e值可以折算压力下的产量，验证某一井口
下产量是否对
⒉在可知两个流压P P和两个产量Q Q及P的情况下
①可以求出 A B值
②可以求出无阻流量
③根据A B P e可以折算压力下的产量验证某一井口压力下产量是
否对。
⒊已知3个工作制度下的气产量的情况下：
①根据二项式方程式可求出A B
②根据二项式方程式可以求出P值近而可确定出新需压力井泥浆的
密度
③可以求出无阻流量
④可以折算任意压力下的气产量，可以求出在气产量下的井口压力，
来互相验证产量和压力是否相符合，以而判断油嘴是否堵漏或被刺漏（根据曲线）或井筒内是否有液体没排出（在知道A B情况下都可以来判断）
根据Q可求出P0若P0＞P说明井内有液体未排出，在同等情况下，P越大说明油嘴直径越小近而可以判断油嘴是否堵塞或刺漏。
五气井合理降液深度的确定
H=h-101.97(1-A)p
其中：A=0.1～0.3
P为预测地层压力，可根据钻井泥浆比重折算
注：本方法根据四川，川南矿区经验曲线法《祥见四川论文集》P82
华氏温度与摄氏温度的换算℉=[℃×9]/5＋32 ----------- ①℃＝5[℉—32]/9 ------------- ②
T=273＋t ------------------- ③
水型判断公式：。