CN103867184B - 一种气井临界携液流量确定方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种气井临界携液流量确定方法及装置，方法包括：采集气井参数，气井参数包括：天然气相对密度，地层压力、地层温度、气井气液比、气液界面张力、气井液体密度、油管面积；根据井筒深度和地层压力、地层温度确定不同井筒深度处的井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数；根据天然气相对密度、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井的气体密度；根据气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速；根据油管面积、临界携液流速、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井临界携液流量。本发明提高临界携液流量预测的准确性，为选择合理的气井油管柱奠定基础，为气井排水采气创造条件。

Description

一种气井临界携液流量确定方法及装置

技术领域

本发明涉及石油天然气工业的气井排水采气技术，具体的讲是一种气井临界携液流量确定方法及装置。

背景技术

Turner在假设高速气流携带的液滴是圆球形的前提下，推导出临界流速计算公式，并对公式进行修正后得出气井临界流量公式。近年来，国内外许多研究者在Turner模型的基础上，提出了多种新的计算模型。Coleman认为对于低压气井没有必要对Turner模型中的临界流速进行20％的修正，而是认为对临界流速公式前的系数进行修正后预测结果比较理想；Nosseir以及刘广峰等人认为雷诺数取值范围不一样时，所取的拽力系数C_d不一样，推导出雷诺数在一定范围内的模型；LiMin等人认为液滴在高速气流作用下会由圆球形变成一个椭球形，且椭球形时所取拽力系数C_d近似等于1，推导出新的计算模型；王毅忠等人根据流体力学的最新成果，推导出气井携液过程中的液滴形状是以球帽形为主的临界流速公式，并对公式前的系数进行25％的修正；彭朝阳指出液滴在气流的作用下呈高宽比接近0.9的椭球体，并推导出新的计算模型。

现有技术中的计算模型多是在Turner模型的基础上进行修正得到的，并认为临界流速公式系数是与气液比无关的常数。

发明内容

为提高临界携液流量预测的准确性，本发明实施例提供了一种气井临界携液流量确定方法，方法包括：

采集气井参数，所述气井参数包括：天然气相对密度，地层压力、地层温度、气井气液比、气液界面张力、气井液体密度、油管面积；

根据井筒深度和所述地层压力、地层温度确定不同井筒深度处的井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数；

根据所述的天然气相对密度、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井的气体密度；

根据所述气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速；

根据所述油管面积、临界携液流速、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井临界携液流量。

此外，本发明还提供一种气井临界携液流量确定装置，装置包括：

数据采集单元，用于采集气井参数，所述气井参数包括：天然气相对密度，地层压力、地层温度、气井气液比、气液界面张力、气井液体密度、油管面积；

井筒参数确定单元，用于根据井筒深度和所述地层压力、地层温度确定不同井筒深度处的井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数；

气体密度确定单元，用于根据所述的天然气相对密度、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井的气体密度；

临界携液流速确定单元，用于根据所述气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速；

临界携液流量确定单元，用于根据所述油管面积、临界携液流速、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井临界携液流量。

本发明提供了一种应用范围广的临界携液流量确定方法及装置，提高临界携液流量预测的准确性，为选择合理的气井油管柱奠定基础，为气井排水采气创造条件。

为让本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明公开的一种气井临界携液流量确定方法的流程图；

图2为本发明公开的一种气井临界携液流量确定装置的结构框图；

图3为不同气液比时的临界携液流量比较图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

气流对液滴向上的推力为：

F=πd_max ²C_dv_g ²ρ_g/8 (1)

液体自身的重力为：

G=πd_max ³(ρ_l-ρ_g)g/6 (2)

当F=G时，液滴就不会滑落。Turner认为，只要气井中最大直径的液滴不滑落，气井积液就不会发生。

液体的最大直径由韦伯数决定，当韦伯数超过30后，气流的惯性力和液滴表面张力间的平衡被打破，液滴会破碎。因此最大液滴直径由下面表达式决定：

$N_{\mathrm{we}}=\frac{v_g^2{\mathrm{\ρ}}_g{d}_{\max }}{\mathrm{\σ}}=30---\left(3\right)$

式(1)、(2)、(3)联立求解，可以求得携带最大直径液滴的气井流速：

$v_g=a{\left[\frac{\mathrm{\σ}({\mathrm{\ρ}}_l-{\mathrm{\ρ}}_g)}{{{\mathrm{\ρ}}_g}^2}\right]}^{0.25}---\left(4\right)$

流速系数a为：

$a={\left[\frac{40g}{C_d}\right]}^{0.25}---\left(5\right)$

由此可以看出，Turner等人对气井临界携液流速定义为“携带最大直径液滴的气井最小流速称为气井临界携液流速”。同理，携带最大直径液滴的气井最小流量称为气井临界携液流量。

式（4）是携带最大直径液滴的气井最小流速，而不是使井筒内不积液的气井最小流速，使井筒不积液的气井流速小于携带最大液滴的气井最小流速是完全可能的，由于当气体流速小于一定值时，大直径液滴无法带到地面，但是，小直径的液滴还是可以带到地面的，只要有一部分小液滴能够被带到地面，气井井筒就有可能不积液。

在某一较小气体流速下，较小直径液滴被举升到地面，而较大直径的液滴滑落，必然引起气体举升液量的减少。当气体举升液量小于地层出水量时，井筒内就会积液，当气体举升液量大于地层出水量时，井筒内就不会积液，因此，气井临界携液流量与地层产水量有关系，即气井临界携液流量与气井气液比有关系。

本发明把气井临界携液流速定义为“使气体举升液量等于地层出液量的最小气井流速称为气井临界携液流速”，或“使井筒不积液的最小气体流速称为气井临界携液流速”。同理，“使井筒不积液的最小气体流量称为气井临界携液流量”。

如图1所示，本发明公开了一种气井临界携液流量确定方法，方法包括：

步骤S101，采集气井参数，所述气井参数包括：天然气相对密度，地层压力、地层温度、气井气液比、气液界面张力、气井液体密度、油管面积；

步骤S102，根据井筒深度和地层压力、地层温度确定不同井筒深度处的井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数；

步骤S103，根据天然气相对密度、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井的气体密度；

步骤S104，根据气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速；

步骤S105，根据油管面积、临界携液流速、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井临界携液流量。

本发明步骤S103中根据式（6）确定气体密度：

${\mathrm{\ρ}}_g=3.4844\×{10}^3\frac{{\mathrm{\γ}}_{g}p}{\mathrm{ZT}}---\left(6\right)$

本发明步骤S104中根据式（7）确定气井的临界携液流速，即井筒不积液临界流速的公式为：

$v_{\mathrm{cr}}=(\mathrm{\α}+\frac{\mathrm{\β}}{{\mathrm{GLR}}^{0.25}}){\left[\frac{\mathrm{\σ}({\mathrm{\ρ}}_l-{\mathrm{\ρ}}_g)}{{{\mathrm{\ρ}}_g}^2}\right]}^{0.25}---\left(7\right)$

本发明步骤S105中根据式（8）确定井筒不积液临界流量的公式为：

$q_{\mathrm{cr}}=2.4656\×{10}^4\frac{{\mathrm{Apv}}_{\mathrm{cr}}}{\mathrm{ZT}}---\left(8\right)$

式中：A----油管面积，m；p----气井井筒压力，MPa；T----气井井筒温度，K；Z----天然气偏差系数，无因次；γ_g----天然气相对密度，无因次；q_cr----井筒不积液临界流量(即：气井临界携液流量)，10⁴m³/d；v_cr----井筒不积液临界流速(即：气井临界携液流速)，m/s；GLR----气液比，m³/m³；α、β----常数；σ----气液界面张力，N/m；v_g----携带最大直径液滴的气井流速，m／s，d_max----最大液滴直径，m；ρ_l，ρ_g----分别是液体和气体密度，kg／m³；g----重力加速度，m/s²；C_d----拽力系数。

此外，本发明还提供一种气井临界携液流量确定装置，如图2所示，装置包括：

数据采集单元201，用于采集气井参数，所述气井参数包括：天然气相对密度，地层压力、地层温度、气井气液比、气液界面张力、气井液体密度、油管面积；

井筒参数确定单元202，用于根据井筒深度和所述地层压力、地层温度确定不同井筒深度处的井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数；

气体密度确定单元203，用于根据天然气相对密度、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井的气体密度；

临界携液流速确定单元201，用于根据气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速；

临界携液流量确定单元205，用于根据油管面积、临界携液流速、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井临界携液流量。

本发明应用于土库曼斯坦阿姆河气田气井排水采气，为土库曼斯坦阿姆河右岸上产165亿方天然气、为中国石油海外油气上产2亿吨起到了支持作用。本发明还可用于我国和世界各气田及煤层气田的排水采气设计。

以阿姆河杨古伊气田为例：

阿姆河杨古伊气田天然气相对密度0.65，地层压力61.8MPa，地层温度120℃，油管长度3470m，油管内径69.84mm，气层中部深度3550m，地面环境温度15℃，单井配产气量60×10⁴m³/d，α取0.4233，β取31.0536，气井温度和压力剖面见附表。不同方法所预测的在不同井深处的临界携液流量见表1。

表1

如图3所示，为不同气液比时的临界携液流量比较，Turner方法比较适用于气液比为1400m³/m³的情况，李闵方法比较适用于气液比为50000m³/m³的情况，本发明方法适用于所有气液比的情况。由附图可知：在井底温度和井底压力条件下，Turner方法的临界携液流量为9.84×10⁴m³/d；李闵方法的临界携液流量为4.47×10⁴m³/d；当气液比在1000m³/m³至150000m³/m³之间变化时，本发明模型的临界携液流量在10.63×10⁴m³/d至3.57×10⁴m³/d之间变化。当GLR=60000时，临界携液流量为4.31×10⁴m³/d。

本发明适用于天然气工业及煤层气工业方面的气井，尤其适用于天然气气田含水的气井，为气井的油管柱选择及排水采气提供保证。国内外发现的气田，气水关系复杂、高温、高压、含酸气、井深的气田越来越多，气井排水采气难度越来越大。本发明可以在国内外各个气田推广应用，具有很广泛的应用前景。本发明提供了一种应用范围广的临界携液流量确定方法及装置，提高临界携液流量预测的准确性，为选择合理的气井油管柱奠定基础，为气井排水采气创造条件。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (4)

1.一种气井临界携液流量确定方法，其特征在于，所述的方法包括：

采集气井参数，所述气井参数包括：天然气相对密度，地层压力、地层温度、气井气液比、气液界面张力、气井液体密度、油管面积；

根据井筒深度和所述地层压力、地层温度确定不同井筒深度处的井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数；

根据所述的天然气相对密度、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井的气体密度；

根据所述气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速；

根据所述油管面积、临界携液流速、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井临界携液流量；其中，

所述的根据所述气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速包括：根据式(2)确定气井的临界携液流速：

$v_{cr}=(\mathrm{\α}+\frac{\mathrm{\β}}{{\mathrm{GLR}}^{0.25}}){\[\frac{\mathrm{\σ}({\mathrm{\ρ}}_l-{\mathrm{\ρ}}_g)}{{{\mathrm{\ρ}}_g}^2}\]}^{0.25}---\left(2\right)$

其中，α、β----常数；σ----气液界面张力，N/m；ρ_l为气井的液体密度，kg/m³；GLR为气液比，m³/m³；ρ_g为气井的气体密度。

2.如权利要求1所述的气井临界携液流量确定方法，其特征在于，所述的根据所述的天然气相对密度、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井的气体密度包括根据式(1)确定气井的气体密度：

${\mathrm{\ρ}}_g=3.4844\×{10}^3\frac{{\mathrm{\γ}}_{g}p}{ZT}---\left(1\right)$

其中，ρ_g为气井的气体密度；

p为所述井筒压力，MPa；T为所述井筒温度，K；

Z为所述天然气偏差系数；γ_g为天然气相对密度。

3.如权利要求1所述的气井临界携液流量确定方法，其特征在于，所述的根据所述油管面积、临界携液流速、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井临界携液流量包括根据式：

$q_{cr}=2.4656\×{10}^4\frac{{\mathrm{Apv}}_{cr}}{ZT}$

确定气井临界携液流量；其中，A为气井油管面积，p为所述井筒压力，MPa；v_cr为气井临界携液流速，m/s；T为所述井筒温度，K；Z为所述天然气偏差系数。

4.一种气井临界携液流量确定装置，其特征在于，所述的装置包括：

数据采集单元，用于采集气井参数，所述气井参数包括：天然气相对密度，地层压力、地层温度、气井气液比、气液界面张力、气井液体密度、油管面积；

井筒参数确定单元，用于根据井筒深度和所述地层压力、地层温度确定不同井筒深度处的井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数；

气体密度确定单元，用于根据所述的天然气相对密度、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井的气体密度；

临界携液流速确定单元，用于根据所述气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速，所述的临界携液流速确定单元根据式(2)确定气井的临界携液流速：

$v_{cr}=(\mathrm{\α}+\frac{\mathrm{\β}}{{\mathrm{GLR}}^{0.25}}){\[\frac{\mathrm{\σ}({\mathrm{\ρ}}_l-{\mathrm{\ρ}}_g)}{{{\mathrm{\ρ}}_g}^2}\]}^{0.25}---\left(2\right)$

其中，α、β----常数；σ----气液界面张力，N/m；ρ_l为气井的液体密度，kg/m³；GLR为气液比，m³/m³；ρ_g为气井的气体密度；

临界携液流量确定单元，用于根据所述油管面积、临界携液流速、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井临界携液流量。