CN103590812B - 一种气井积液量的计算方法、计算装置及确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种气井积液量的计算方法，应用于油田采气技术领域。所述方法具体包括，S1：计算装置读入气井基本参数和生产参数；S2：计算装置根据读入的参数计算井底流压；S3：计算装置根据读入的参数和所述井底流压计算环空内积液量；S4：计算装置根据读入的参数和所述井底流压计算油管内积液量。另外所述计算装置根据读入的参数计算底部积液量。所述环空内积液量、油管内积液量和底部积液量相加算得气井内总积液量。由于所述计算方法相比原来的计算方法考虑了产量和地层压力对井口压力的影响，因此计算精度有了显著提高。另外本发明还公开了一种气井积液量的计算装置，以及一种排出气井积液的确定方法。

Description

一种气井积液量的计算方法、计算装置及确定方法

技术领域

本发明涉及天然气开采领域，特别是关于一种气井积液量的计算方法、计算装置及排出气井积液的确定方法。

背景技术

国内外气藏在开发过程中都不同程度地存在地层出水。产出的水若不能从气井井筒中及时排出，就会积聚在气井井底，产生积液。气井存在积液后，一方面增大了气体的流动阻力，降低了气井产能，严重时会造成气井停产；另一方面由于长时间的积液浸泡会对地层造成严重污染。因此，在气井生产过程中，适时探测气井筒内液面的位置，了解积液情况，是气田动态监测的一项重要内容，可为采取有效的排液措施提供依据。

目前，对于油管和套管之间生产时连通的气井，确定气井积液量的方法主要是基于直观判断和理论计算，见苟三权《气井井筒液面位置确定的简易方法》。所述理论计算方法主要是根据气井井口压力的变化计算井筒液面位置。在气井生产时，所述计算方法有两个基本假设：第一假设为井筒不存在积液时，气井在相对短的期间内(数日乃至一个月)井底流动压力(所述井底流动压力简称井底流压，是表示油、气从地层流到井底后剩余的压力，实际测量时以油管鞋位置处测得的压力作为井底流压)和井口油管压力、套管压力变化不大，认为自然下降率近似为0；第二假设为井筒存在积液后，井口油压、套压的变化只与井筒积液相关。

所述理论计算方法具体计算时，将井筒积液分为环空积液、油管内积液和底部积液三个部分来分别进行计算。先用压力计分别测量井口油管和套管积液前后的压力数据，计算井口油管和套管积液前后的压力差，利用液体压强公式分别计算出油管和套管内的积液深度，然后再根据相关已知条件算出积液量。

实际上随着生产时间的变化，气井产量和地层压力在不断变化。所述气井产量和地层压力的变化会影响井底流动压力和井口油管压力、套管压力的变化，因此所述第一基本假设与实际情况不相符合。另外所述井底流动气体的压力和井口油管和套管的压力变化不仅和积液有关，还和气井产量和地层压力密切相关，因此所述第二基本假设与实际情况也不相符合。在所述假设下，不考虑气井产量和地层压力等其他影响因素，单纯利用液体压力公式计算出来的气井积液量必然也会有很大误差。

发明内容

本发明的目的是提供一种气井积液量的计算方法、计算装置及排出气井积液的确定方法，以提高气井积液量的计算精度，从而为采气井采取有效的排液措施提供依据。

为实现上述目的，本发明的技术方案是：

一种气井积液量的计算方法，包括：

S1：计算装置读入气井基本参数和生产参数，所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

S2：计算装置根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算井底流压p_wf；

S3：计算装置根据读入的基本参数和生产参数和所述井底流压p_wf计算环空内的积液量Q_H，所述S3包括：

S31：计算装置通过下述平衡方程计算得到环空内积液深度l_c：

p_wfx＝p_m+9.8×10^-6(H-l_c)ρ₁

其中：p_wfx为油管鞋处的压力，单位为兆帕；所述p_wfx等于S2中求得的井底流压p_wf；

p_m为环空气液界面处的压力，单位为兆帕；H为油管下深，单位为米；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；

所述p_m通过p_m＝p_c2exp(S)计算得到，其中p_c2为当前井口套压，单位为兆帕；γ_g为天然气相对密度；为气柱平均温度，单位为开尔文，所述其中T_c为井口温度，单位为摄氏度；M_t为温度梯度，单位为摄氏度/米；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，所述转换为关于l_c的函数；

S32：将S31计算得到l_c代入下式计算环空内的积液量Q_H：

Q_H＝A_c×(H-l_c)其中

所述A_c为环空截面积，单位为平方米；D为套管内径，单位为米；d为油管外径，单位为米。

一种排出气井积液的确定方法，基于所述环空内的积液量对环空内的积液进行排液。

一种气井积液量的计算方法，包括：

S1：计算装置读入气井基本参数和生产参数，所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

S2：计算装置根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算井底流压p_wf；

S4：计算装置根据读入的基本参数和生产参数和所述井底流压p_wf计算油管内的积液量Q_G，所述S4包括：

S41：采用平均温度、平均天然气偏差系数法、流动气柱井底压力计算法计算当前产量、当前井口油压条件下，产纯气时井底流压p_wf′：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{p_{t2}}^2\exp \left(2S\right)+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{\left(\stackrel{\‾}{ZT}{q}_g\right)}^2}{{d_i}^5}\[\exp \left(2S\right)-1\]}$ 其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_{g}H}{\stackrel{\‾}{TZ}}$

其中p_t2为当前井口油压，单位为兆帕；f为摩阻系数；q_g为天然气产量，单位为立方米/天；d_i为油管内径，单位为米；γ_g为天然气相对密度；H为油管下深，单位为米；为气柱平均温度，单位为开尔文；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，转换为关于p_wf′的函数，应用迭代法求得p_wf′；将上述计算得到的p_wf′、和所述p_wf代入下式计算油管内积液高度h_t： $h_t=\frac{p_{wf}-{p_{wf}}^{\′}}{{10}^{-6}{\mathrm{g\ρ}}_l}$

其中p_wf为井底流压，单位为兆帕；p_wf'为产纯气时井底流压，单位为兆帕；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；g为重力加速度，单位为千克·米/平方秒，所述p_wf、p_wf'、ρ_l、g参量代入上式算得油管内积液高度h_t；

S42：将所述油管内积液高度h_t代入下式计算油管内的积液Q_G：

$Q_G=\frac{\mathrm{\π}}{4}{d_i}^2\×h_t$

其中d_i为油管内径，单位为米。

一种排出气井积液的确定方法，基于所述油管内的积液量对油管内的积液进行排液。

一种气井积液量的计算方法，包括：

S1：计算装置读入气井基本参数和生产参数，所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

S2：计算装置根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算井底流压p_wf；

S3：计算装置根据读入的基本参数和生产参数和所述井底流压p_wf计算环空内的积液量Q_H，所述S3包括：

S31：计算装置通过下述平衡方程计算得到环空内积液深度l_c：

p_wfx＝p_m+9.8×10^-6(H-l_c)ρ₁

其中：p_wfx为油管鞋处的压力，单位为兆帕；所述p_wfx等于S2中求得的井底流压p_wf；

p_m为环空气液界面处的压力，单位为兆帕；H为油管下深，单位为米；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；

所述p_m通过p_m＝p_c2exp(S)计算得到，其中p_c2为当前井口套压，单位为兆帕；γ_g为天然气相对密度；为气柱平均温度，单位为开尔文，所述其中T_c为井口温度，单位为摄氏度；M_t为温度梯度，单位为摄氏度/米；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，所述转换为关于l_c的函数；

S32：将S31计算得到l_c代入下式计算环空内的积液量Q_H：

Q_H＝A_c×(H-l_c)其中

所述A_c为环空截面积，单位为平方米；D为套管内径，单位为米；d为油管外径，单位为米；

S4：计算装置根据读入的基本参数和生产参数和所述井底流压p_wf计算油管内的积液量Q_G，所述S4包括：

S41：采用平均温度、平均天然气偏差系数法、流动气柱井底压力计算法计算当前产量下，产纯气时井底流压p_wf′：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{p_{t2}}^2\exp \left(2S\right)+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{\left(\stackrel{\‾}{ZT}{q}_g\right)}^2}{{d_i}^5}\[\exp \left(2S\right)-1\]}$ 其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_{g}H}{\stackrel{\‾}{TZ}}$

其中p_t2为当前井口油压，单位为兆帕；f为摩阻系数；q_g为天然气产量，单位为立方米/天；d_i为油管内径，单位为米；γ_g为天然气相对密度；H为油管下深，单位为米；为气柱平均温度，单位为开尔文；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，转换为关于p_wf′的函数，应用迭代法求得p_wf′；将上述计算得到的p_wf′、和所述p_wf代入下式计算油管内积液高度h_t： $h_t=\frac{p_{wf}-{p_{wf}}^{\′}}{{10}^{-6}{\mathrm{g\ρ}}_l}$

其中p_wf为井底流压，单位为兆帕；p_wf'为产纯气时井底流压，单位为兆帕；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；g为重力加速度，单位为千克·米/平方秒，所述p_wf、p_wf'、ρ_l、g参量代入上式算得油管内积液高度h_t；

S42：将所述油管内积液高度h_t代入下式计算油管内的积液Q_G：

其中d_i为油管内径，单位为米；

S5：计算装置根据读入的基本参数计算底部积液量Q_D，

其中 $Q_D=\frac{\mathrm{\π}}{4}{D}^2(H^{,}-H)$

所述D为套管内径，单位为米；H'为完井深度，单位为米；H为油管下深，单位为米；

S6：计算装置将S3、S4、S5得到的三部分积液量Q_H、Q_G、Q_D相加，得到总的积液量Q，

其中，Q＝Q_H+Q_G+Q_D

所述Q_H为环空内积液量，单位为立方米；Q_G为油管内积液量，单位为立方米；Q_D为底部积液量，单位为立方米。

一种排出气井积液的确定方法，基于所述总的积液量对气井内的积液进行排液。

一种气井积液量的计算装置，所述计算装置包括参数的读入单元、井底流压计算单元和第一计算单元，其中：

所述参数的读入单元，用于读入气井基本参数和生产参数，所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

所述井底流压计算单元根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算气井井底流压；

所述第一计算单元根据读入的参数和所述井底流压计算环空内积液深度和环空内积液量，所述第一计算单元具体包括：积液深度计算单元和积液量计算单元，其中

所述积液深度计算单元用于计算环空内积液的深度，其具体计算过程为：

计算装置通过下述平衡方程计算得到环空内积液深度l_c：

p_wfx＝p_m+9.8×10^-6(H-l_c)ρ₁

其中：p_wfx为油管鞋处的压力，单位为兆帕；所述p_wfx等于所述井底流压计算单元中求得的井底流压p_wf；

p_m为环空气液界面处的压力，单位为兆帕；H为油管下深，单位为米；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；

所述p_m通过p_m＝p_c2exp(S)计算得到，其中p_c2为当前井口套压，单位为兆帕；γ_g为天然气相对密度；为气柱平均温度，单位为开尔文，所述其中T_c为井口温度，单位为摄氏度；M_t为温度梯度，单位为摄氏度/米；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子；所述转换为关于l_c的函数；

所述积液量计算单元根据环空内积液的深度计算环空内积液量，其具体计算过程为：

将所述l_c代入下式计算环空内的积液量Q_H：

Q_H＝A_c×(H-l_c)

其中 $A_c=\frac{1}{4}\mathrm{\π}(D^2-d^2)$

所述A_c为环空截面积，单位为平方米；D为套管内径，单位为米；d为油管外径，单位为米。

一种气井积液量的计算装置，所述计算装置包括参数的读入单元、井底流压计算单元和第二计算单元，其中：

所述参数的读入单元，用于读入气井基本参数和生产参数；所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

所述井底流压计算单元根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算气井井底流压；

所述第二计算单元根据读入的参数和计算得到的井底流压计算油管内积液高度和油管内积液量，所述第二计算单元具体包括：积液高度计算单元和积液量计算单元，其中

所述积液高度计算单元用于计算油管内积液的高度，其具体计算过程为：

采用平均温度、平均天然气偏差系数法、流动气柱井底压力计算法计算当前产量、当前压力条件下，产纯气时井底流压p_wf′：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{p_{t2}}^2\exp \left(2S\right)+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{\left(\stackrel{\‾}{ZT}{q}_g\right)}^2}{{d_i}^5}\[\exp \left(2S\right)-1\]}$ 其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_{g}H}{\stackrel{\‾}{TZ}}$

其中p_t2为当前井口油压，单位为兆帕；f为摩阻系数；q_g为天然气产量，单位为立方米/天；d_i为油管内径，单位为米；γ_g为天然气相对密度；H为油管下深，单位为米；为气柱平均温度，单位为开尔文；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，转换为关于p_wf′的函数，应用迭代法求得p_wf′；将上述计算得到的p_wf′、和所述p_wf代入下式计算油管内积液高度h_t：

$h_t=\frac{p_{wf}-{p_{wf}}^{\′}}{{10}^{-6}{\mathrm{g\ρ}}_l}$

其中p_wf为井底流压，单位为兆帕；p_wf'为产纯气时井底流压，单位为兆帕；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；g为重力加速度，单位为千克·米/平方秒，所述p_wf、p_wf'、ρ_l、g参量代入上式算得油管内积液高度h_t；

所述积液量计算单元根据油管内积液的高度计算油管内的积液量，其具体计算过程为：

将所述油管内积液高度h_t代入下式计算油管内的积液Q_G：

$Q_G=\frac{\mathrm{\π}}{4}{d_i}^2\×h_t$

其中d_i为油管内径，单位为米。

一种气井积液量的计算装置，所述计算装置包括：参数的读入单元、井底流压计算单元、第一计算单元、第二计算单元、第三计算单元和总积液量计算单元，其中

所述参数的读入单元，用于读入气井基本参数和生产参数，所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

所述井底流压计算单元根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算气井井底流压；

所述第一计算单元根据读入的参数和所述井底流压计算环空内积液深度和环空内积液量，所述第一计算单元具体包括：积液深度计算单元和积液量计算单元，其中

所述积液深度计算单元用于计算环空内积液的深度，其具体计算过程为：

计算装置通过下述平衡方程计算得到环空内积液深度l_c：

p_wfx＝p_m+9.8×10^-6(H-l_c)ρ₁

其中：p_wfx为油管鞋处的压力，单位为兆帕；所述p_wfx等于所述井底流压计算单元中求得的井底流压p_wf；

p_m为环空气液界面处的压力，单位为兆帕；H为油管下深，单位为米；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；

所述p_m通过p_m＝p_c2exp(S)计算得到，其中p_c2为当前井口套压，单位为兆帕；γ_g为天然气相对密度；为气柱平均温度，单位为开尔文，所述其中T_c为井口温度，单位为摄氏度；M_t为温度梯度，单位为摄氏度/米；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子；所述转换为关于l_c的函数；

所述积液量计算单元根据环空内积液的深度计算环空内积液量，其具体计算过程为：

将所述l_c代入下式计算环空内的积液量Q_H：

Q_H＝A_c×(H-l_c)其中

所述A_c为环空截面积，单位为平方米；D为套管内径，单位为米；d为油管外径，单位为米；

所述第二计算单元根据读入的参数和计算得到的井底流压计算油管内积液高度和油管内积液量，所述第二计算单元具体包括：积液高度计算单元和积液量计算单元，其中

所述积液高度计算单元用于计算油管内积液的高度，其具体计算过程为：

采用平均温度、平均天然气偏差系数法、流动气柱井底压力计算法计算当前产量、当前井口油压条件下，产纯气时井底流压p_wf′：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{p_{t2}}^2\exp \left(2S\right)+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{\left(\stackrel{\‾}{ZT}{q}_g\right)}^2}{{d_i}^5}\[\exp \left(2S\right)-1\]}$ 其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_{g}H}{\stackrel{\‾}{TZ}}$

其中p_t2为当前井口油压，单位为兆帕；f为摩阻系数；q_g为天然气产量，单位为立方米/天；d_i为油管内径，单位为米；γ_g为天然气相对密度；H为油管下深，单位为米；为气柱平均温度，单位为开尔文；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，转换为关于p_wf′的函数，应用迭代法求得p_wf′；将上述计算得到的p_wf′、和所述p_wf代入下式计算油管内积液高度h_t： $h_t=\frac{p_{wf}-{p_{wf}}^{\′}}{{10}^{-6}{\mathrm{g\ρ}}_l}$

其中p_wf为井底流压，单位为兆帕；p_wf'为产纯气时井底流压，单位为兆帕；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；g为重力加速度，单位为千克·米/平方秒，所述p_wf、p_wf'、ρ_l、g参量代入上式算得油管内积液高度h_t；

所述积液量计算单元根据油管内积液的高度计算油管内的积液量，其具体计算过程为：

将所述油管内积液高度h_t代入下式计算油管内的积液Q_G：

$Q_G=\frac{\mathrm{\π}}{4}{d_i}^2\×h_t$

其中d_i为油管内径，单位为米；

所述第三计算单元根据读入的参数计算底部积液量；

所述底部积液量 $Q_D=\frac{\mathrm{\π}}{4}{D}^2(H^{,}-H)$

所述D为套管内径，单位为米；H'为完井深度，单位为米；H为油管下深，单位为米；

所述总积液量计算单元用于环空内积液量、油管内积液量和底部积液量的求和。

本发明特点和优点是：在计算油管内的积液量时直接取的是当前的生产参数，相对于原方法来说还考虑了气井产量情况和地层压力的影响，使计算结果更加准确，有利于气井积液动态监测的实现，便于准确及时的采取排液措施。

附图说明

图1是本发明气井积液量的示意图；

图2是本发明第一实施例一种气井积液量的计算方法的流程图1；

图3是本发明第一实施例一种气井积液量的计算方法的流程图2；

图4是本发明第一实施例一种气井积液量的计算方法的流程图3；

图5是本发明第一实施例一种气井积液量的计算装置的示意图1；

图6是本发明第一实施例一种气井积液量的计算装置第一计算单元示意图；

图7是本发明第一实施例一种气井积液量的计算装置的示意图2；

图8是本发明第一实施例一种气井积液量的计算装置第二计算单元示意图；

图9是本发明第一实施例一种气井积液量的计算装置的示意图3；

图10是本发明不同水气体积比下井筒的摩阻损失曲线图。

具体实施方式

下面将结合附图和具体实施例，对本发明的技术方案作详细说明，应当理解这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围，在阅读了本发明之后，本领域技术人员对本发明的各种等价形式的修改均落入本申请所附权利要求所限定的范围内。

本发明所述的气井积液量的示意图如图1所示，其中在油管1和套管2环空之间为连通空间，其中计算积液时所涉及到的主要参数有：完井深度为H'；油管下深为H；井底流压为p_wf；油管鞋处压力为p_wfx，数值上p_wf＝p_wfx；当气井产生积液后，假设环空中气液界面处的压力为p_m；当前井口油管压力为p_t2；当前井口套管压力为p_c2；环空中的积液深度为l_c；油管中的积液高度为h_t。所需要求的积液量为：油管中的积液量为Q_G、环空中的积液量为Q_H和底部积液量为Q_D。

如图2所示为本发明第一实施例一种气井积液量的计算方法的流程图1，所述一种气井积液量的计算方法主要包括以下步骤：

S1：计算装置读入气井基本参数和生产参数，所述气井基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

S2：计算装置根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算井底流压p_wf；

S3：计算装置根据读入的气井基本参数和生产参数和所述井底流压p_wf计算环空内的积液量Q_H。

其中，S2中所述应用哈格多恩—布朗多相管流相关式见杨川东《采气工程》第51至58页，所述计算得到的井底流压p_wf与油管鞋处的压力p_wfx在数值上相等。

所述S3具体包括：

S31：在油管鞋处根据压力平衡原理建立平衡方程，通过下式计算得到环空内积液深度l_c：

p_wfx＝p_m+9.8×10^-6(H-l_c)ρ_l(1)

应用平均温度、平均偏差系数计算法计算出环空中气液界面处的压力p_m＝p_c2exp(S)，

将上述关于p_m的已知关系式代入平衡方程(1)得

p_wfx＝p_c2exp(S)+9.8×10^-6(H-l_c)ρ_l(2)

其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_g{l}_c}{\stackrel{\‾}{TZ}}---\left(3\right)$

其中，p_wfx为油管鞋处的压力，单位为兆帕，所述p_wfx等于S2中求得的井底流压p_wf；p_m为环空气液界面处的压力，单位兆帕；H为油管下深，单位为米；l_c为环空内积液深度，单位为米；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；p_c2为当前套管的压力，单位为兆帕；γ_g为天然气相对密度；所述方程中H、ρ_l、p_c2、γ_g为已知参数；为气柱平均温度，所述其中T_c为井口温度，单位为摄氏度，M_t为温度梯度，单位为摄氏度/米，所述T_c、M_t为已知参数；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，所述转换为关于l_c的函数，计算方法见杨川东《采气工程》第16至22页，在(3)式中0.03145是单位转换系数，S代表exp函数的指数部分，没有实际意义。

所述方程(2)只有l_c一个未知量，各已知参数代入后化简为关于l_c一个未知量的方程，再应用牛顿—拉夫森迭代法见姚传义《数值分析》第100至134页，求得l_c。

S32：将S31计算得到的l_c代入计算圆环体积的公式(4)中算出环空内积液量Q_H

Q_H＝A_c×(H-l_c)(4)

其中：

$A_c=\frac{1}{4}\mathrm{\π}(D^2-d^2)---\left(5\right)$

所述A_c为环空截面积，单位为平方米；D为套管内径，单位为米；d为油管外径，单位为米，所述D、d为已知参数。

本发明针对所述计算方法还提供了一种排出气井积液的确定方法，基于上述中计算得到的环空内的积液量对环空内的积液进行排液。当所述环空内的积液量达到标定的值时，即可采取相应的排液措施，对所述环空内的积液进行排除。

本发明第一实施例一种气井积液量的计算方法的流程图2，如图3所示，一种气井积液量的计算方法主要包括以下步骤：

S1：计算装置读入气井基本参数和生产参数，所述参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

S2：计算装置根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算井底流压p_wf；

S4：计算装置根据读入的参数和计算得到的井底流压p_wf计算油管内的积液量Q_G。

所述S4包括：

S41：采用平均温度、平均天然气偏差系数法、流动气柱井底压力计算法见杨川东《采气工程》第47至51页，计算当前产量、当前井口油压条件下，产纯气时井底流压p_wf′：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{p_{t2}}^2\exp \left(2S\right)+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{\left(\stackrel{\‾}{ZT}{q}_g\right)}^2}{{d_i}^5}\[\exp \left(2S\right)-1\]}---\left(6\right)$

其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_{g}H}{\stackrel{\‾}{TZ}}$

其中，p_t2为当前油压，单位为兆帕；f为摩阻系数；q_g为天然气产量，单位为立方米/天；d_i为油管内径，单位为米；γ_g为天然气相对密度；H为油管下入深度，单位为米；为气柱平均温度，单位为开尔文；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，转换为关于p_wf′的函数，所述方程中p_t2、f、q_g、d_i、γ_g、H、均为已知量，只有p_wf′一个未知量，各已知参数代入式(6)后化简为关于p_wf′一个未知量的方程，再应用牛顿-拉夫森法见姚传义《数值分析》第100至134页，来迭代求解p_wf′。

将上述计算得到的p_wf′、和S2计算得到的p_wf代入计算油管内积液高度h_t的公式：

$h_t=\frac{p_{wf}-{p_{wf}}^{\′}}{{10}^{-6}{\mathrm{g\ρ}}_l}---\left(7\right)$

其中，p_wf为井底流压，单位为兆帕；p_wf'为产纯气时井底流压，单位为兆帕；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；g为重力加速度，单位为千克·米/平方秒，所述p_wf、p_wf′、ρ_l、g参量都为已知参量，代入即可算得油管内积液高度h_t；

S42：将S41计算得到的油管内积液高度h_t代入圆柱体积公式(8)中算出油管内积液量Q_G；

$Q_G=\frac{\mathrm{\π}}{4}{d_i}^2\×h_t---\left(8\right)$

其中d_i为油管内径，单位为米，为已知参数；

将S41计算得到的油管内积液高度h_t转换成井口到油管内液面的深度l_t：

l_t＝H-h_t(9)

本发明针对所述计算方法还提供了一种排出气井积液的确定方法，基于上述中计算得到的油管内的积液量对油管内的积液进行排液。当所述油管内的积液量达到标定的值时，即可采取相应的排液措施，对所述油管内的积液进行排除。

图4是本发明第一实施例一种气井积液量的计算方法的流程图3。如图4所示，一种气井积液量的计算方法主要包括以下步骤：

S1：计算装置读入气井基本参数和生产参数，所述参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

S2：计算装置根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算井底流压p_wf；

S3：计算装置根据读入的参数和计算得到的井底流压p_wf计算环空内的积液量Q_H，所述S3包括：

S31：计算装置通过下述平衡方程计算得到环空内积液深度l_c：

p_wfx＝p_m+9.8×10^-6(H-l_c)ρ₁

其中：p_wfx为油管鞋处的压力，单位为兆帕；所述p_wfx等于S2中求得的井底流压p_wf；

p_m为环空气液界面处的压力，单位为兆帕；H为油管下深，单位为米；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；所述H、ρ_l为已知参数；

所述p_m通过p_m＝p_c2exp(S)计算得到，其中p_c2为当前井口套压，单位为兆帕；γ_g为天然气相对密度；为气柱平均温度，单位为开尔文，所述其中T_c为井口温度，单位为摄氏度，M_t为温度梯度，单位为米/开尔文，所述T_c、M_t为已知参量，所述转换为关于l_c的函数；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子；所述转换为关于l_c的函数，所述方程中p_c2、γ_g为已知参数；

S32：将S31计算得到l_c代入计算圆环体积的公式中计算环空内的积液量Q_H：

Q_H＝A_c×(H-l_c)

其中 $A_c=\frac{1}{4}\mathrm{\π}(D^2-d^2)$

所述A_c为环空截面积，单位为平方米；D为套管内径，单位为米；d为油管外径，单位为米，所述D、d为已知参数；

S4：计算装置根据读入的参数和计算得到的井底流压p_wf计算油管内的积液量Q_G，

所述S4包括：

S41：采用平均温度、平均天然气偏差系数法、流动气柱井底压力计算法计算当前产量、当前井口油压条件下，产纯气时井底流压p_wf′：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{p_{t2}}^2\exp \left(2S\right)+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{\left(\stackrel{\‾}{ZT}{q}_g\right)}^2}{{d_i}^5}\[\exp \left(2S\right)-1\]}$ 其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_{g}H}{\stackrel{\‾}{TZ}}$

其中p_t2为当前井口油压，单位为兆帕；f为摩阻系数；q_g为天然气产量，单位为立方米/天；d_i为油管内径，单位为米；γ_g为天然气相对密度；H为油管下深，单位为米；为气柱平均温度，单位为开尔文；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，转换为关于p_wf′的函数，所述方程中p_t2、f、q_g、d_i、γ_g、H、均为已知量，只有p_wf′一个未知量，各已知参数代入后化简为关于p_wf′一个未知量的方程，再应用迭代法求得p_wf′；将上述计算得到的p_wf′、和S2计算得到的p_wf代入计算油管内积液高度h_t的公式：

$h_t=\frac{p_{wf}-{p_{wf}}^{\′}}{{10}^{-6}{\mathrm{g\ρ}}_l}$

其中p_wf为井底流压，单位为兆帕；p_wf'为产纯气时井底流压，单位为兆帕；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；g为重力加速度，单位为千克·米/s²，所述p_wf、p_wf'、ρ_l、g参量都为已知参量，代入上式算得油管内积液高度h_t；

S42：将S41计算得到的油管内积液高度h_t代入圆柱体积公式计算油管内的积液Q_G：

$Q_G=\frac{\mathrm{\π}}{4}{d_i}^2\×h_t$

其中d_i为油管内径，单位为米，为已知参数；

S5：计算装置根据读入的参数计算底部积液量Q_D；

其中 $Q_D=\frac{\mathrm{\π}}{4}{D}^2(H^{,}-H)---\left(10\right)$

所述D为套管内径，单位为米；H'为完井深度，单位为米；H为油管下深，单位为米，所述D、H'、H参量都为已知参量；

S6：计算装置将S3、S4、S5得到的三部分积液量Q_H、Q_G、Q_D相加，即为总的积液量Q。

其中，所述S6中Q通过下式计算

Q＝Q_H+Q_G+Q_D(11)

所述Q_H为环空内积液量，单位为米；Q_G为油管内积液量，单位为米；Q_D为底部积液量，单位为米，所述Q_H、Q_G和Q_D都已知。

本发明针对所述计算方法还提供了一种排出气井积液的确定方法，基于上述中计算得到的总的积液量对气井内的积液进行排液。当所述总的积液量达到标定的值时，即可采取相应的排液措施，对所述气井内的积液进行排除。

上述计算环空中的积液量Q_H和油管中的积液量Q_G时，考虑了气井井身参数和生产参数，特别是考虑了气井产量q_g和井底流压p_wf这两个影响因素。通过考虑所述影响因素后，在计算所述积液量时，与原计算方法相比，使得计算的到的积液量更接近实际值，更有利于所述积液量的精确计算。所述积液量得到精确计算后，有利于气井积液动态监测的实现，便于准确及时的采取排液措施。

图5是本发明第一实施例一种气井积液量的计算装置的示意图1。如图5所示，所述计算装置包括：参数的读入单元、井底流压计算单元、第一计算单元。

所述参数的读入单元，用于读入气井基本参数和生产参数，所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

所述井底流压计算单元根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算气井井底流压；

图6是本发明第一实施例一种气井积液量的计算装置第一计算单元示意图。如图6所示，所述第一计算单元包括积液深度计算单元和积液量计算单元。

其中所述积液深度计算单元用于计算环空内积液的深度，其具体计算过程为：

计算装置通过下述平衡方程计算得到环空内积液深度l_c：

p_wfx＝p_m+9.8×10^-6(H-l_c)ρ₁

其中：p_wfx为油管鞋处的压力，单位为兆帕；所述p_wfx等于所述井底流压计算单元中求得的井底流压p_wf；

p_m为环空气液界面处的压力，单位为兆帕；H为油管下深，单位为米；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米。

所述p_m通过p_m＝p_c2exp(S)计算得到，其中p_c2为当前井口套压，单位为兆帕；γ_g为天然气相对密度；为气柱平均温度，单位为开尔文，所述其中T_c为井口温度，单位为摄氏度，M_t为温度梯度，单位为摄氏度/米，所述T_c、M_t为已知参数；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子；所述转换为关于l_c的函数。

所述积液量计算单元根据环空内积液的深度计算环空内积液量，其具体计算过程为：

将所述l_c代入下式计算环空内的积液量Q_H：

Q_H＝A_c×(H-l_c)其中

所述A_c为环空截面积，单位为平方米；D为套管内径，单位为米；d为油管外径，单位为米。

图7是本发明第一实施例一种气井积液量的计算装置的示意图2。如图7所示，所述计算装置包括：参数的读入单元、井底流压计算单元、第二计算单元。

所述参数的读入单元，用于读入气井基本参数和生产参数；所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度。

所述井底流压计算单元根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算气井井底流压。

图8是本发明第一实施例一种气井积液量的计算装置第二计算单元示意图。如图8所示，所述第二计算单元包括积液高度计算单元、积液量计算单元。

其中所述积液高度计算单元用于计算油管内积液的高度，其具体计算过程为：

采用平均温度、平均天然气偏差系数法、流动气柱井底压力计算法计算当前产量、当前井口油压条件下，产纯气时井底流压p_wf′：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{p_{t2}}^2\exp \left(2S\right)+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{\left(\stackrel{\‾}{ZT}{q}_g\right)}^2}{{d_i}^5}\[\exp \left(2S\right)-1\]}$ 其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_{g}H}{\stackrel{\‾}{TZ}}$

其中p_t2为当前井口油压，单位为兆帕；f为摩阻系数；q_g为天然气产量，单位为立方米/天；d_i为油管内径，单位为米；γ_g为天然气相对密度；H为油管下深，单位为米；为气柱平均温度，单位为开尔文；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，转换为关于p_wf′的函数，应用迭代法求得p_wf′；将上述计算得到的p_wf′、和所述p_wf代入下式计算油管内积液高度h_t： $h_t=\frac{p_{wf}-{p_{wf}}^{\′}}{{10}^{-6}{\mathrm{g\ρ}}_l}$

其中p_wf为井底流压，单位为兆帕；p_wf'为产纯气时井底流压，单位为兆帕；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；g为重力加速度，单位为千克·米/平方秒，所述p_wf、p_wf'、ρ_l、g参量代入上式算得油管内积液高度h_t。

所述积液量计算单元根据油管内积液的高度计算油管内的积液量，其具体计算过程为：

将所述油管内积液高度h_t代入下式计算油管内的积液Q_G：

$Q_G=\frac{\mathrm{\π}}{4}{d_i}^2\×h_t$

其中d_i为油管内径，单位为米。

图9是本发明第一实施例一种气井积液量的计算装置的示意图3。如图9所示，一种气井积液量的计算装置包括：参数的读入单元、井底流压计算单元、第一计算单元、第二计算单元、第三计算单元和总积液量计算单元，其中

所述参数的读入单元，用于读入气井基本参数和生产参数，所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度。

所述井底流压计算单元根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算气井井底流压。

所述第一计算单元根据读入的气井基本参数和生产参数和所述井底流压计算环空内积液深度和环空内积液量，所述第一计算单元具体包括：积液深度计算单元和积液量计算单元，其中

所述积液深度计算单元用于计算环空内积液的深度，其具体计算过程为：

计算装置通过下述平衡方程计算得到环空内积液深度l_c：

p_wfx＝p_m+9.8×10^-6(H-l_c)ρ₁

其中：p_wfx为油管鞋处的压力，单位为兆帕；所述p_wfx等于所述井底流压计算单元中求得的井底流压p_wf；

p_m为环空气液界面处的压力，单位为兆帕；H为油管下深，单位为米；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米。

所述p_m通过p_m＝p_c2exp(S)计算得到，其中p_c2为当前井口套压，单位为兆帕；γ_g为天然气相对密度；为气柱平均温度，单位为开尔文，所述其中T_c为井口温度，单位为摄氏度，M_t为温度梯度，单位为摄氏度/米，所述T_c、M_t为已知参数；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子；所述转换为关于l_c的函数。

所述积液量计算单元根据环空内积液的深度计算环空内积液量，其具体计算过程为：

将所述l_c代入下式计算环空内的积液量Q_H：

Q_H＝A_c×(H-l_c)

其中 $A_c=\frac{1}{4}\mathrm{\π}(D^2-d^2)$

所述A_c为环空截面积，单位为平方米；D为套管内径，单位为米；d为油管外径，单位为米。

所述第二计算单元根据读入的气井基本参数和生产参数和计算得到的井底流压计算油管内积液高度和油管内积液量，所述第二计算单元具体包括：积液高度计算单元和积液量计算单元，其中

所述积液高度计算单元用于计算油管内积液的高度，其具体计算过程为：

采用平均温度、平均天然气偏差系数法、流动气柱井底压力计算法计算当前产量、当前井口油压条件下，产纯气时井底流压p_wf′：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{p_{t2}}^2\exp \left(2S\right)+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{\left(\stackrel{\‾}{ZT}{q}_g\right)}^2}{{d_i}^5}\[\exp \left(2S\right)-1\]}$ 其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_{g}H}{\stackrel{\‾}{TZ}}$

其中p_t2为当前井口油压，单位为兆帕；f为摩阻系数；q_g为天然气产量，单位为立方米/天；d_i为油管内径，单位为米；γ_g为天然气相对密度；H为油管下深，单位为米；为气柱平均温度，单位为开尔文；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，转换为关于p_wf′的函数，应用迭代法求得p_wf′；将上述计算得到的p_wf′、和所述p_wf代入下式计算油管内积液高度h_t：

$h_t=\frac{p_{wf}-{p_{wf}}^{\′}}{{10}^{-6}{\mathrm{g\ρ}}_l}$

其中p_wf为井底流压，单位为兆帕；p_wf'为产纯气时井底流压，单位为兆帕；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；g为重力加速度，单位为千克·米/平方秒，所述p_wf、p_wf'、ρ_l、g参量代入上式算得油管内积液高度h_t；

所述积液量计算单元根据油管内积液的高度计算油管内的积液量，其具体计算过程为：

将所述油管内积液高度h_t代入下式计算油管内的积液Q_G：

$Q_G=\frac{\mathrm{\π}}{4}{d_i}^2\×h_t$

其中d_i为油管内径，单位为米；

所述第三计算单元根据读入的参数计算底部积液量；

所述底部积液量 $Q_D=\frac{\mathrm{\π}}{4}{D}^2(H^{,}-H)$

所述D为套管内径，单位为米；H'为完井深度，单位为米；H为油管下深，单位为米。

所述总积液量计算单元用于环空内积液量、油管内积液量和底部积液量的求和。

下面利用图9所示的本发明第一实施例一种气井积液量的计算装置的示意图3，按图4本发明第一实施例一种气井积液量的计算方法的流程图3，结合对某气井实际测得的参数计算所述气井的积液量。

S1：已知某气井井身基本参数和生产参数如表1所示。

表1：某气井井身参数和生产参数表

序号	参数名称	单位	数值
				1	完井深度	米	1327
2	油管下深	米	1231.85
				3	油管内径	米	0.062
4	油管外径	米	0.073
				5	套管内径	米	0.15942
6	当前井口套压	兆帕	7.2
				7	当前井口油压	兆帕	5.8
8	未积液时油压	兆帕	7.75
				9	日产气量	104立方米	0.93
10	水气比	立方米/104立方米	15
				11	温度梯度	摄氏度/米	0.0402
12	天然气相对密度	/	0.58
				13	地层液密度	千克/立方米	1115
14	井口温度	摄氏度	20

参数的读入单元把表1中所述参数读入单元中。

S2：所述井底流压计算单元根据参数的读入单元所读入的气井基本参数和生产参数，应用哈格多恩-布朗多相管流相关式计算得到井底流压p_wf＝8.5兆帕。

S3：所述第一计算单元将参数的读入单元读入的气井基本参数和生产参数及所述井底流压计算单元计算得到的p_wf＝8.5兆帕带入到(2)式可得如下等式：

$8.5=7.2\×\exp \left(\frac{0.03145\×0.58\×l_c}{\stackrel{\‾}{TZ}}\right)+9.8\×{10}^{-6}(1231.85-l_c)\×1115$

其中平均温度是井口与液面位置温度的平均值，所述

$\stackrel{\‾}{T}=(20+20+0.0402\×lc)/2+273$ 转换为关于l_c的函数；

平均偏差系数指环空内液面到井口气柱的平均温度和平均压力调节下的偏差系数，将其转换成l_c的函数，这样上式变成只含l_c一个未知数的等式，应用牛顿-拉夫森迭代法计算出结果为：l_c＝1172.51米。

所述第一计算单元根据参数的读入单元读入的气井基本参数和生产参数及所述第一计算单元内的积液深度计算单元计算得到的l_c＝1172.51米代入(4)式，通过所述第一计算单元内的积液量计算单元计算环空内积液量为：Q_H＝0.9356立方米。

S4：当气井产量下降到低于临界流量时，气井开始积液，此时的产量较低，对应的摩擦损耗也比较小。如图10所示，当水气比为15立方米/10⁴立方米，日产气为0.93×10⁴立方米，此时对应摩擦损耗远小于0.05兆帕。因此，同样产量下油管内因产液而增加的摩阻损失可忽略不计。

此时油管内为气液两相混合流动状态，油管内的液体因滑脱效应大部分集中在油管的底部，小部分存在于上部的气柱中。所述气、液两相混合流动气柱对井底的压力与同样产量下纯气流动气柱对井底压力的差值，全由油管内的液体产生。若计算出这个压力差值就可以计算油管内的积液量。

先将参数的读入单元所读入的气井基本参数和生产参数导入第二计算单元，利用所述第二计算单元内的积液高度计算单元求出油管内积液高度h_t，具体计算如下：

将所述已知量带入(6)式，可将(6)变成如下等式：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{5.8}^2\×\exp (2\×\frac{0.03145\×0.58\×1231.85}{317.75\×\stackrel{\‾}{Z}})+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{(\stackrel{\‾}{Z\×}317.75\×\×0.93)}^2}{{0.062}^5}\[\exp (2\×\frac{0.03145\×0.58\×1231.85}{317.75\×\stackrel{\‾}{Z}})-1\]}$

其中f摩阻系数通过Jain法计算，是p_wf′的函数，把转化为关于p_wf′的函数后，只剩下p_wf′一个未知数，先假设一个值p_wf′＝6.2兆帕，通过迭代求解可算出p_wf′＝6.9478兆帕。将此处计算出的p_wf′与所述S2中井底流压计算单元计算得到p_wf′带入到(7)式，计算出油管内积液高度为： $h_t=\frac{8.5-6.9478}{{10}^{-6}\×9.8\×1115}=142.05$ (米)。

然后利用所述第二计算单元内的积液量计算单元计算油管内的积液量Q_G，具体计算如下：根据(8)式折算成油管内积液量： $Q_G=\frac{3.14}{4}\×{0.062}^2\×142.05=0.4286$ (立方米)

根据(9)式转换成井口到油管内液面的深度l_t为：l_t＝1231.85-142.05＝1089.8(米)

计算出环空内积液量Q_H和油管内积液量Q_G后加上底部积液量Q_D就能准确的计算出整个井筒内的积液量。

所述底部积液量Q_D代入(10)式计算得：

$Q_D=\frac{\mathrm{\π}}{4}\×{0.15942}^2\×(1327-1231.85)=1.8983$ (立方米)

所述总的积液量Q代入(11)式计算得：

Q＝3.2625(立方米)

根据苟三权《气井井筒液面位置确定的简易方法》或其他相关文献中介绍的计算方法，其计算结果如下：

油管内积液高度为：h_t＝180(米)；

油管内积液量和到井口的距离分别为：Q_G＝0.1812(立方米)，l_t＝1171.85(米)；

环空内液面距井口距离为：l_c＝1181.85(米)；

和环空内积液量为：Q_H＝0.788(立方米)。

原方法底部积液量的计算及总的积液量的计算方法与本发明一致。

实际测试时，积液深度探测时采用不同的方式对油管和油套环空分别进行探测，油管内液面采用下压力计测压力剖面的方法进行探测，测得油管内气液界面位置在1100米处；而油套环空液面采用超声液面探测仪进行，测得油套环空内液面距离井口为1171.95米。

实际测试的值同样可根据(4)式可将环空内积液高度折算成环空内积液量为0.944立方米。

同理，根据(8)式将油管内液面折算成积液量为0.398立方米。

本发明方法和原方法计算结果参照实际测得的结果进行对比分析。如表2所示，为本发明方法和原方法计算结果对比表。通过对所述计算结果的对比分析，利用本发明方法计算得到环空内与油管内的积液量以及液面位置与实测数据更为接近，误差较小。所述计算结果与原方法相比准确度提高很多。

表2：本发明方法和原方法计算结果对比表

Claims (9)

1.一种气井积液量的计算方法，其特征在于，包括：

S1：计算装置读入气井基本参数和生产参数，所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

S2：计算装置根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算井底流压p_wf；

S3：计算装置根据读入的基本参数和生产参数和所述井底流压p_wf计算环空内的积液量Q_H，所述S3包括：

S31：计算装置通过下述平衡方程计算得到环空内积液深度l_c：

p_wfx＝p_m+9.8×10^-6(H-l_c)ρ₁

其中：p_wfx为油管鞋处的压力，单位为兆帕；所述p_wfx等于S2中求得的井底流压p_wf；

p_m为环空气液界面处的压力，单位为兆帕；H为油管下深，单位为米；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；

所述p_m通过p_m＝p_c2exp(S)计算得到，其中p_c2为当前井口套压，单位为兆帕；γ_g为天然气相对密度；为气柱平均温度，单位为开尔文，所述其中T_c为井口温度，单位为摄氏度；M_t为温度梯度，单位为摄氏度/米；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，所述转换为关于l_c的函数；

S32：将S31计算得到l_c代入下式计算环空内的积液量Q_H：

Q_H＝A_c×(H-l_c)

其中 $A_c=\frac{1}{4}\mathrm{\π}(D^2-d^2)$

所述A_c为环空截面积，单位为平方米；D为套管内径，单位为米；d为油管外径，单位为米。

2.一种排出气井积液的确定方法，其特征在于：基于权利要求1中计算得到的环空内的积液量对环空内的积液进行排液。

3.一种气井积液量的计算方法，其特征在于，包括：

S1：计算装置读入气井基本参数和生产参数，所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

S2：计算装置根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算井底流压p_wf；

S4：计算装置根据读入的基本参数和生产参数和所述井底流压p_wf计算油管内的积液量Q_G，所述S4包括：

S41：采用平均温度、平均天然气偏差系数法、流动气柱井底压力计算法计算当前产量、当前井口油压条件下，产纯气时井底流压p_wf′：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{p_{t2}}^2\exp \left(2S\right)+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{\left(\stackrel{\‾}{ZT}{q}_g\right)}^2}{{d_i}^5}\[\exp \left(2S\right)-1\]}$ 其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_{g}H}{\stackrel{\‾}{TZ}}$

其中p_t2为当前井口油压，单位为兆帕；f为摩阻系数；q_g为天然气产量，单位为立方米/天；d_i为油管内径，单位为米；γ_g为天然气相对密度；H为油管下深，单位为米；为气柱平均温度，单位为开尔文；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，转换为关于p_wf′的函数，应用迭代法求得p_wf′；将上述计算得到的p_wf′、和所述p_wf代入下式计算油管内积液高度h_t：

$h_t=\frac{p_{wf}-{p_{wf}}^{\′}}{{10}^{-6}{\mathrm{g\ρ}}_l}$

其中p_wf为井底流压，单位为兆帕；p_wf'为产纯气时井底流压，单位为兆帕；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；g为重力加速度，单位为千克·米/平方秒，所述p_wf、p_wf'、ρ_l、g参量代入上式算得油管内积液高度h_t；

S42：将所述油管内积液高度h_t代入下式计算油管内的积液Q_G：

$Q_G=\frac{\mathrm{\π}}{4}{d_i}^2\×h_t$

其中d_i为油管内径，单位为米。

4.一种排出气井积液的确定方法，其特征在于：基于权利要求3中计算得到的油管内的积液量对油管内的积液进行排液。

5.一种气井积液量的计算方法，其特征在于，包括：

S1：计算装置读入气井基本参数和生产参数，所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

S2：计算装置根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算井底流压p_wf；

S3：计算装置根据读入的基本参数和生产参数和所述井底流压p_wf计算环空内的积液量Q_H，所述S3包括：

S31：计算装置通过下述平衡方程计算得到环空内积液深度l_c：

p_wfx＝p_m+9.8×10^-6(H-l_c)ρ₁

其中：p_wfx为油管鞋处的压力，单位为兆帕；所述p_wfx等于S2中求得的井底流压p_wf；

p_m为环空气液界面处的压力，单位为兆帕；H为油管下深，单位为米；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；

所述p_m通过p_m＝p_c2exp(S)计算得到，其中p_c2为当前井口套压，单位为兆帕；γ_g为天然气相对密度；为气柱平均温度，单位为开尔文，所述其中T_c为井口温度，单位为摄氏度；M_t为温度梯度，单位为摄氏度/米；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，所述转换为关于l_c的函数；

S32：将S31计算得到l_c代入下式计算环空内的积液量Q_H：

Q_H＝A_c×(H-l_c)

其中 $A_c=\frac{1}{4}\mathrm{\π}(D^2-d^2)$

所述A_c为环空截面积，单位为平方米；D为套管内径，单位为米；d为油管外径，单位为米；

S4：计算装置根据读入的基本参数和生产参数和所述井底流压p_wf计算油管内的积液量Q_G，所述S4包括：

S41：采用平均温度、平均天然气偏差系数法、流动气柱井底压力计算法计算当前产量、当前井口油压条件下，产纯气时井底流压p_wf′：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{p_{t2}}^2\exp \left(2S\right)+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{\left(\stackrel{\‾}{ZT}{q}_g\right)}^2}{{d_i}^5}\[\exp \left(2S\right)-1\]}$ 其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_{g}H}{\stackrel{\‾}{TZ}}$

其中p_t2为当前井口油压，单位为兆帕；f为摩阻系数；q_g为天然气产量，单位为立方米/天；d_i为油管内径，单位为米；γ_g为天然气相对密度；H为油管下深，单位为米；为气柱平均温度，单位为开尔文；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，转换为关于p_wf′的函数，应用迭代法求得p_wf′；将上述计算得到的p_wf′、和所述p_wf代入下式计算油管内积液高度h_t：

$h_t=\frac{p_{wf}-{p_{wf}}^{\′}}{{10}^{-6}{\mathrm{g\ρ}}_l}$

其中p_wf为井底流压，单位为兆帕；p_wf'为产纯气时井底流压，单位为兆帕；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；g为重力加速度，单位为千克·米/平方秒，所述p_wf、p_wf'、ρ_l、g参量代入上式算得油管内积液高度h_t；

S42：将所述油管内积液高度h_t代入下式计算油管内的积液Q_G：

$Q_G=\frac{\mathrm{\π}}{4}{d_i}^2\×h_t$

其中d_i为油管内径，单位为米；

S5：计算装置根据读入的基本参数计算底部积液量Q_D，

其中 $Q_D=\frac{\mathrm{\π}}{4}{D}^2(H^{,}-H)$

所述D为套管内径，单位为米；H'为完井深度，单位为米；H为油管下深，单位为米；

S6：计算装置将S3、S4、S5得到的三部分积液量Q_H、Q_G、Q_D相加，得到总的积液量Q，

其中，Q＝Q_H+Q_G+Q_D

所述Q_H为环空内积液量，单位为立方米；Q_G为油管内积液量，单位为立方米；Q_D为底部积液量，单位为立方米。

6.一种排出气井积液的确定方法，其特征在于：基于权利要求5中计算得到的总的积液量对气井内的积液进行排液。

7.一种气井积液量的计算装置，其特征在于，所述计算装置包括参数的读入单元、井底流压计算单元和第一计算单元，其中：

所述参数的读入单元，用于读入气井基本参数和生产参数，所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

所述井底流压计算单元根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算气井井底流压；

所述第一计算单元根据读入的参数和所述井底流压计算环空内积液深度和环空内积液量，所述第一计算单元具体包括：积液深度计算单元和积液量计算单元，其中

所述积液深度计算单元用于计算环空内积液的深度，其具体计算过程为：

计算装置通过下述平衡方程计算得到环空内积液深度l_c：

p_wfx＝p_m+9.8×10^-6(H-l_c)ρ₁

其中：p_wfx为油管鞋处的压力，单位为兆帕；所述p_wfx等于所述井底流压计算单元中求得的井底流压p_wf；

p_m为环空气液界面处的压力，单位为兆帕；H为油管下深，单位为米；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；

所述p_m通过p_m＝p_c2exp(S)计算得到，其中p_c2为当前井口套压，单位为兆帕；γ_g为天然气相对密度；为气柱平均温度，单位为开尔文，所述其中T_c为井口温度，单位为摄氏度；M_t为温度梯度，单位为摄氏度/米；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子；所述转换为关于l_c的函数；

所述积液量计算单元根据环空内积液的深度计算环空内积液量，其具体计算过程为：

将所述l_c代入下式计算环空内的积液量Q_H：

Q_H＝A_c×(H-l_c)

其中 $A_c=\frac{1}{4}\mathrm{\π}(D^2-d^2)$

所述A_c为环空截面积，单位为平方米；D为套管内径，单位为米；d为油管外径，单位为米。

8.一种气井积液量的计算装置，其特征在于，所述计算装置包括参数的读入单元、井底流压计算单元和第二计算单元，其中：

所述参数的读入单元，用于读入气井基本参数和生产参数；所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

所述井底流压计算单元根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算气井井底流压；

所述第二计算单元根据读入的参数和计算得到的井底流压计算油管内积液高度和油管内积液量，所述第二计算单元具体包括：积液高度计算单元和积液量计算单元，其中

所述积液高度计算单元用于计算油管内积液的高度，其具体计算过程为：

采用平均温度、平均天然气偏差系数法、流动气柱井底压力计算法计算当前产量下，产纯气时井底流压p_wf′：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{p_{t2}}^2\exp \left(2S\right)+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{\left(\stackrel{\‾}{ZT}{q}_g\right)}^2}{{d_i}^2}\[\exp \left(2S\right)-1\]}$ 其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_{g}H}{\stackrel{\‾}{TZ}}$

其中p_t2为当前井口油压，单位为兆帕；f为摩阻系数；q_g为天然气产量，单位为立方米/天；d_i为油管内径，单位为米；γ_g为天然气相对密度；H为油管下深，单位为米；为气柱平均温度，单位为开尔文；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，转换为关于p_wf′的函数，应用迭代法求得p_wf′；将上述计算得到的p_wf′、和所述p_wf代入下式计算油管内积液高度h_t：

$h_t=\frac{p_{wf}-{p_{wf}}^{\′}}{{10}^{-6}{\mathrm{g\ρ}}_l}$

其中p_wf为井底流压，单位为兆帕；p_wf'为产纯气时井底流压，单位为兆帕；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；g为重力加速度，单位为千克·米/平方秒，所述p_wf、p_wf'、ρ_l、g参量代入上式算得油管内积液高度h_t；

所述积液量计算单元根据油管内积液的高度计算油管内的积液量，其具体计算过程为：

将所述油管内积液高度h_t代入下式计算油管内的积液Q_G：

$Q_G=\frac{\mathrm{\π}}{4}{d_i}^2\×h_t$

其中d_i为油管内径，单位为米。

9.一种气井积液量的计算装置，其特征在于，所述计算装置包括：参数的读入单元、井底流压计算单元、第一计算单元、第二计算单元、第三计算单元和总积液量计算单元，其中

所述参数的读入单元，用于读入气井基本参数和生产参数，所述基本参数和生产参数具体包括：完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径、当前井口套压、当前井口油压、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度；

所述井底流压计算单元根据读入的完井深度、油管下深、油管内径、油管外径、未积液时井口油压、日产气量、水气比、温度梯度、天然气相对密度、地层液密度、井口温度，应用哈格多恩-布朗相关式计算气井井底流压；

所述第一计算单元根据读入的参数和所述井底流压计算环空内积液深度和环空内积液量，所述第一计算单元具体包括：积液深度计算单元和积液量计算单元，其中

所述积液深度计算单元用于计算环空内积液的深度，其具体计算过程为：

计算装置通过下述平衡方程计算得到环空内积液深度l_c：

p_wfx＝p_m+9.8×10^-6(H-l_c)ρ₁

其中：p_wfx为油管鞋处的压力，单位为兆帕；所述p_wfx等于所述井底流压计算单元中求得的井底流压p_wf；

p_m为环空气液界面处的压力，单位为兆帕；H为油管下深，单位为米；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；

所述p_m通过p_m＝p_c2exp(S)计算得到，其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_g{l}_c}{\stackrel{\‾}{TZ}};$ p_c2为当前井口套压，单位为兆帕；γ_g为天然气相对密度；为气柱平均温度，单位为开尔文，所述其中T_c为井口温度，单位为摄氏度；M_t为温度梯度，单位为摄氏度/米；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子；所述转换为关于l_c的函数；

所述积液量计算单元根据环空内积液的深度计算环空内积液量，其具体计算过程为：

将所述l_c代入下式计算环空内的积液量Q_H：

Q_H＝A_c×(H-l_c)

其中 $A_c=\frac{1}{4}\mathrm{\π}(D^2-d^2)$

所述A_c为环空截面积，单位为平方米；D为套管内径，单位为米；d为油管外径，单位为米；

所述第二计算单元根据读入的参数和计算得到的井底流压计算油管内积液高度和油管内积液量，所述第二计算单元具体包括：积液高度计算单元和积液量计算单元，其中

所述积液高度计算单元用于计算油管内积液的高度，其具体计算过程为：

采用平均温度、平均天然气偏差系数法、流动气柱井底压力计算法计算当前产量、当前井口油压条件下，产纯气时井底流压p_wf′：

${p_{wf}}^{\′}=\sqrt{{p_{t2}}^2\exp \left(2S\right)+1.324\×{10}^{-18}\frac{f{\left(\stackrel{\‾}{ZT}{q}_g\right)}^2}{{d_i}^5}\[\exp \left(2S\right)-1\]}$ 其中 $S=\frac{0.03145{\mathrm{\γ}}_{g}H}{\stackrel{\‾}{TZ}}$

其中p_t2为当前井口油压，单位为兆帕；f为摩阻系数；q_g为天然气产量，单位为立方米/天；d_i为油管内径，单位为米；γ_g为天然气相对密度；H为油管下深，单位为米；为气柱平均温度，单位为开尔文；为气柱平均压力、平均温度下的压缩因子，转换为关于p_wf′的函数，应用迭代法求得p_wf′；将上述计算得到的p_wf′、和所述p_wf代入下式计算油管内积液高度h_t：

$h_t=\frac{p_{wf}-{p_{wf}}^{\′}}{{10}^{-6}{\mathrm{g\ρ}}_l}$

其中p_wf为井底流压，单位为兆帕；p_wf'为产纯气时井底流压，单位为兆帕；ρ_l为地层液密度，单位为千克/立方米；g为重力加速度，单位为千克·米/平方秒，所述p_wf、p_wf'、ρ_l、g参量代入上式算得油管内积液高度h_t；

所述积液量计算单元根据油管内积液的高度计算油管内的积液量，其具体计算过程为：

将所述油管内积液高度h_t代入下式计算油管内的积液Q_G：

$Q_G=\frac{\mathrm{\π}}{4}{d_i}^2\×h_t$

其中d_i为油管内径，单位为米；

所述第三计算单元根据读入的参数计算底部积液量；

所述底部积液量 $Q_D=\frac{\mathrm{\π}}{4}{D}^2(H^{,}-H)$

所述D为套管内径，单位为米；H'为完井深度，单位为米；H为油管下深，单位为米；

所述总积液量计算单元用于环空内积液量、油管内积液量和底部积液量的求和。