CN104533388A - 一种测量气井临界携液流量的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油气田采气工艺技术领域，具体涉及一种测量气井临界携液流量的方法，首先查气井井史资料，获得油管直径D；取该气井气体，测出气体组分，进而计算气体相对于空气的相对密度γ；其次测出井底压力 和温度T，根据井底压力和温度T利用迭代方法计算出相应的压缩因子；最后，利用油管直径D、气体相对密度γ、压力、温度T和压缩因子计算临界携液流量
Description
技术领域
本发明属于油气田采气工艺技术领域，具体涉及一种测量气井临界携液流量的方法。
背景技术
气井正常生产时，气体为连续相，液体为分散颗粒，液体以颗粒的形式被气体携带到地面，但当气体的流速降低，其携带的能力将会降低，降低到一定程度后，将没有足够的能量使井筒中的流体连续流出井口，这样液体将在井底聚集，形成积液。为保证气井不积液，气井产量必须大于临界携液流量，因此，气井的临界携液流量是非常重要的一个数据。
各国学者做了大量有关气井积液预测的工作，提出了气井临界携液流量模型预测气井积液，目前形成实用价值的有Tuner模型、李闽模型和王毅忠模型等方法。
鄂尔多斯盆地苏里格气田是西气东输的主力气源地，其主要为辫状河河流沉积相和曲流河河流沉积相。在其成岩过程中，压实作用和胶结作用强烈，导致其平均孔隙度仅为6.90%；平均渗透率仅为0.2640 平方微米，属于低孔低渗的致密砂岩储层。因河流摆动强烈，各小层砂体分布不均匀，厚薄不一，夹层分布广泛，平均渗透率级差大，且砂体内部孔隙结构特征也表现出强烈的非均质性，各层段的毛管压力曲线差别巨大。
针对一些类似于苏里格气田气井的实际情况，利用目前形成实用价值的Tuner模型、李闽模型和王毅忠模型进行计算，发现许多气井的产量低于Tuner模型、李闽模型和王毅忠模型计算出来的最小携液产量，但气井并未发生积液，仍能正常生产。因此，利用目前现有的临界携液流量模型计算苏里格气田临界携液流量，显然不能满足现场实际。
发明内容
本发明的目的是解决利用目前现有的临界携液流量模型计算类似苏里格气田临界携液流量，显然不能满足现场实际的问题。
为此，本发明提供了一种测量气井临界携液流量的方法，包括如下步骤：
步骤一：查气井井史资料，获得油管直径D；取该气井气体，测出气体组分，进而计算气体相对于空气的相对密度γ；
步骤二：测出井底压力和温度T，根据井底压力和温度T利用迭代方法计算出相应的压缩因子；
步骤三：利用油管直径D、气体相对密度γ、压力、温度T和压缩因子计算临界携液流量。
所述的相对密度γ通过如下方法获得：
（1）取得该气井中的气体，并测试其组分；
（2）根据各个组分的相对分子质量求得平均相对分子质量；
（3）由平均相对分子质量与空气的分子量作比求出相对密度γ。
所述的井底压力和温度T通过压力计或回声仪测试工具测出。
所述的临界携液流量通过如下公式进行计算：
式中：——临界携液流量，·；
γ——气体相对密度；
T ——井下温度，K；
——油管鞋处的流动压力，MPa；
D ——油管直径，m；
——气体在油管鞋处压力、温度条件下的压缩因子。
本发明的有益效果：本发明测量气井临界携液流量的方法，通过引用动能因子结合苏里格气田实际生产数据确定临界携液流量公式，为确定苏里格气田临界携液流量提供了一种更简便可靠的方法。该方法原理可靠，与现有临界携液流量模型相比，该方法更加符合苏里格气田实际情况。
具体实施方式
为了满足苏里格气田的实际需要，本发明提供一种测量气井临界携液流量的方法，解决现有临界携液流量模型不能准确预测苏里格气田气井积液的难题，提高积液气井预测的准确率。
实施例1：
本实施例提供一种测量气井临界携液流量的方法，包括如下步骤：
步骤一：查气井井史资料，获得油管直径D；取该气井气体，测出气体组分，进而计算气体相对于空气的相对密度γ；
相对密度γ通过如下方法获得：
（1）取得该气井中的气体，并测试其组分；
（2）根据各个组分的相对分子质量求得平均相对分子质量；
（3）由平均相对分子质量与空气的分子量作比求出相对密度γ。
步骤二：测出井底压力和温度T，根据井底压力和温度T利用迭代方法计算出相应的压缩因子；
井底压力和温度T通过压力计或回声仪即油气田动态监测分析仪测出。
步骤三：利用油管直径D、气体相对密度γ、压力、温度T和压缩因子计算临界携液流量。
临界携液流量通过如下公式进行计算：
式中：——临界携液流量，·；
γ——气体相对密度；
T ——井下温度，K；
——油管鞋处的流动压力，MPa；
D ——油管直径，m；
——气体在油管鞋处压力、温度条件下的压缩因子。
计算后得到气井的临界携液流量。
实施例2：
本发明的推导：根据Guo and Ghalambor的算法，动能因子反映气水两相在油管内的流动特征。积液的主要控制因素是井底条件。用油管鞋处的动能因子E作为评价气井携液能力的依据。
（1）
由公式（1）可解得：
（2）
式中： ——气体在油管鞋处的流速，m·；
——气体折算到油管鞋处的密度， kg·；
Q ——产气量，·；
γ——气体相对密度；
T ——井下温度，K；
Ps ——油管鞋处的流动压力，MPa；
D ——油管直径，m；
Zs——气体在油管鞋处压力、温度条件下的压缩因子。
中原油田赵先进等把E=8作为判断气井是否积液的标准，但该标准是否适用于苏里格气田，还需要实测数据进行检验。根据59口气井（20口未积液）的实际生产数据，先对E=8时气井的积液情况进行分析计算，然后采用逐步逼近法计算与实测结果符合率最高的值，进而确定苏里格气田的积液气井判断标准。
经分析，当E=6.5时，计算结果与实测结果之间的符合率达到最大值66.1%。把E=6.5代入公式（2），推导解得苏里格气田临界携液流量公式：
（3）
式中：Qsc ——临界携液流量，·；
γ——气体相对密度；
T ——井下温度，K；
Ps ——油管鞋处的流动压力，MPa；
D ——油管直径，m；
Zs——气体在油管鞋处压力、温度条件下的压缩因子。
计算气井临界携液流量时，首先，查井史资料，获得油管直径D，取该气井气体测出气体组分进而计算气体的相对密度γ，；其次，利用压力计或回声仪等测试工具测出井底压力Ps和温度T，根据井底压力和温度利用迭代方法计算出相应的压缩因子Zs，最后，将油管直径D、气体相对密度γ、压力Ps、温度T和压缩因子Zs代入以下公式：
计算后得到气井的临界携液流量Qsc。
以下结合具体实地试验进行说明。
实施例3：
某井于2013年10月19日开展流压测试，其测试产量为0.9794×104/d，井底流压10.98MPa,温度378.2K，天然气相对密度0.6，压缩因子是0.93，将上述数据代入公式：
计算得到该井的最小携液流量0.5995×104/d，小于实际产量0.9794×104/d，能够携液生产，经统计，该井日产液为0.18，分析结果与实际情况相符合。
实施例4：
某井于2013年11月9日开展流压测试，其测试产量为0.144×104/d，井底流压11.58MPa,温度377.5K，天然气相对密度0.59，压缩因子是0.95，将上述数据代入公式：
计算得到该井的最小携液流量0.6283×104/d，大于实际产量0.144×104/d，不能够携液生产，经测试，该井井筒积液面2000m，分析结果与实际情况相符合。
综上所述，利用本发明的这种测量气井临界携液流量的方法，能准确判断气井是否存在积液现象，为确定苏里格气田临界携液流量提供了一种更简便可靠的方法，该方法原理可靠，与现有临界携液流量模型相比，该方法更加符合苏里格气田实际情况。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (4)
1.一种测量气井临界携液流量的方法，其特征在于：包括如下步骤，
步骤一：查气井井史资料，获得油管直径D；取该气井气体，测出气体组分，进而计算气体相对于空气的相对密度γ；
步骤二：测出井底压力 和温度T，根据井底压力和温度T利用迭代方法计算出相应的压缩因子；
步骤三：利用油管直径D、气体相对密度γ、压力、温度T和压缩因子计算临界携液流量。
2.如权利要求1所述的测量气井临界携液流量的方法，其特征在于：所述的相对密度γ通过如下方法获得：
（1）取得该气井中的气体，并测试其组分；
（2）根据各个组分的相对分子质量求得平均相对分子质量；
（3）由平均相对分子质量与空气的分子量作比求出相对密度γ。
3.如权利要求1所述的测量气井临界携液流量的方法，其特征在于：所述的井底压力和温度T通过压力计或回声仪测试工具测出。
4.如权利要求1所述的测量气井临界携液流量的方法，其特征在于：所述的临界携液流量通过如下公式进行计算：
式中：——临界携液流量，·；
γ——气体相对密度；
T ——井下温度，K；
——油管鞋处的流动压力，MPa；
D ——油管直径，m；
——气体在油管鞋处压力、温度条件下的压缩因子。
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