CN105201486B - 一种煤层气井煤粉携出判断方法 - Google Patents
一种煤层气井煤粉携出判断方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105201486B CN105201486B CN201410246763.4A CN201410246763A CN105201486B CN 105201486 B CN105201486 B CN 105201486B CN 201410246763 A CN201410246763 A CN 201410246763A CN 105201486 B CN105201486 B CN 105201486B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- mrow
- msub
- gas
- liquid
- phase
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 107
- 239000002817 coal dust Substances 0.000 title claims abstract description 66
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 111
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 108
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 28
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 135
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 121
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 70
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 44
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 claims description 44
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 35
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 20
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 13
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 11
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 8
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 15
- 230000002153 concerted effect Effects 0.000 abstract 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000005206 flow analysis Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012625 in-situ measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000005499 meniscus Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000000547 structure data Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
本发明公开了一种煤层气井煤粉携出判断方法，包括：根据煤层气井沿井筒各处真实液体含量和真实气体含量确定井筒中气液两相流的平均密度和平均粘度；依据井筒中气液两相流的平均流速、平均密度和平均粘度确定煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力；由气液两相流的平均密度确定煤粉颗粒在井筒内受到的浮升力；根据煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力、浮升力和煤粉颗粒的重力计算煤粉颗粒受到的合力；判断泵吸入口位置处煤粉颗粒受到的合力是否大于零，若是，则煤粉颗粒被携出。本发明可精确预测流体携煤粉能力，确定能携出的煤粉的颗粒粒径范围。
Description
技术领域
本发明涉及石油工程技术领域，具体地说，涉及一种煤层气井煤粉携出判断方法。
背景技术
随着全球能源需求量的扩张以及常规油气资源日益枯竭，非常规资源的大规模开发利用势在必行。煤层气作为一种典型的非常规资源其储量极大，是常规天然气探明储量的两倍多，并且通常埋深较浅，开采难度较小。世界主要产煤国都十分重视开发煤层气，美国、加拿大在煤层气开发利用上已取得较好成效，我国目前也正在大力开发煤层气资源，并已取得初步成效。
由于煤质具有较脆、胶结性差、易碎和易坍塌等特点，前期储层改造及排采过程中的生产压差和流体作用都会造成煤层破坏产生煤粉，这些煤粉随气液流动进入井筒后极易造成井筒中淤积堵塞。同时由于部分煤粉颗粒粒径极小，容易进入抽油泵间隙造成煤粉卡泵，目前煤层气排采现场经常面临频繁检泵的问题，严重影响了煤层气的整体开采效益。
现有关于煤层气井井筒内煤粉运移的研究主要集中于煤粉的产生机理以及通过实验方法观察煤粉沉降过程，而煤粉在井筒中随流体运动情况极为少见，其主要原因来自于煤粉运动的复杂性。因此，现有煤层气排采研究不能对煤层气井井筒中煤粉受力情况以及运移特征进行快速准确计算。
基于上述情况，亟需一种煤层气井煤粉携出确定方法用来精确确定井筒中煤粉受力和携出情况，调整排采工艺参数及生产制度，以防止煤粉堵塞管柱及煤粉卡泵现象发生。
发明内容
本发明针对上述技术问题，提出一种煤层气井煤粉携出判断方法，包括以下步骤：
根据煤层气井沿井筒各处真实液体含量和真实气体含量确定井筒中气液两相流的平均密度和平均粘度；
依据井筒中气液两相流的平均流速、平均密度和平均粘度确定煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力；
由气液两相流的平均密度确定煤粉颗粒在井筒内受到的浮升力；
根据煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力、浮升力和煤粉颗粒的重力计算煤粉颗粒受到的合力；
判断泵吸入口位置处煤粉颗粒受到的合力是否大于零，若是，则煤粉颗粒被携出。
根据本发明的一个实施例，所述依据井筒中气液两相流的平均流速、平均密度和平均粘度确定煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力包括：
依据井筒中气液两相流的平均流速、平均密度和平均粘度确定气液两相流的平均雷诺数
由气液两相流井的平均流速、平均密度和平均雷诺数确定煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力
其中，Rp为煤粉颗粒半径，vf为气液两相流的平均流速，ρf为气液两相流的平均密度，μf为气液两相流的平均粘度，Dp为煤粉颗粒直径；CD为圆球绕流系数，由流体平均雷诺数Ref确定；FD为煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力。
根据本发明的一个实施例，煤粉颗粒在井筒内受到的浮升力由下式表示：
其中，Rp为煤粉颗粒半径，ρf为气液两相流的平均密度，g为重力加速度。
根据本发明的一个实施例，煤粉颗粒受到的合力由下式表示：
Ft＝FD+Ff-FG；
其中，FD为煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力，Ff为煤粉颗粒在井筒内受到的浮升力，为煤粉颗粒的重力；ρp表示煤粉密度，Rp为煤粉颗粒半径，g为重力加速度。
根据本发明的一个实施例，所述根据煤层气井沿井筒各处真实液体含量和真实气体含量，并确定井筒中气液两相流的平均密度和平均粘度包括：
根据真实固体含量Hs和井筒中气液固三相流的流动形态的流型参数计算真实液体含量Hl(θ)＝(1-Hs)H'l(θ)，真实气体含量Hg(θ)＝(1-Hs)[1-H'l(θ)]，
计算井筒中气液固三相流的平均密度：
气液两相流的平均粘度：
其中，H'l(θ)＝Hl(0)ψ，H'l(θ)为倾角为θ的气液两相流动的液体含量，Hl(0)为同样流型参数下水平流的液体含量，ψ为倾斜校正系数，θ为井筒管道与水平方向的夹角，ρl为液相密度，μl为液相粘度，ρg为气相密度，μg为气相粘度，ρf为气液两相流的平均密度，μf为气液两相流平均粘度。
根据本发明的一个实施例，井筒中气液两相流的平均流速由下式表示：
其中，Ql为井筒中的液相体积流量，Qg为井筒中的气相体积流量，D为管道直径。
根据本发明的一个实施例，对井筒油管中的液体采样获取井筒中的真实固体含量Hs。
根据本发明的一个实施例，井筒内气相密度由下式表示：
其中，ρg为气相密度，p为气液固三相混合物的压力，T为井筒温度，Z为气相偏差系数，R为通用气体常数，M为甲烷摩尔质量。
根据本发明的一个实施例，从井口开始对井筒依次划分为若干连续的子井段，将测量得到的井口的液相体积流量和气相体积流量，以及井口温度和井口压力作为初始值，在所述连续的子井段内根据压力分布模型和温度分布模型耦合迭代计算直至井底，获得井筒内气液固三相流的压力p和井筒温度T沿井筒深度的分布结果。
根据本发明的一个实施例，所述压力分布模型由下式表示：
其中，ρl为液相密度，ρg为气相密度，ρs为固相密度，p为气液固三相混合物的压力，z为沿井筒轴向流动的距离，g为重力加速度，G为气液固三相混合物的质量流量，A为管道横截面积，D为管道直径，vm为气液固三相混合物的平均流速，vsg为气相表观流速；Hs为真实固体含量，Hl(θ)为真实液体含量，Hg(θ)为真实气体含量，θ为井筒管道与水平方向的夹角，λ为沿程阻力系数；
所述温度分布模型由下式表示：
其中，由所述气液固三相流压力分布模型确定，T为井筒温度，Cpm为气液固三相混合物的平均定压比热容，CJm为气液固三相混合物的焦耳—汤姆逊数，q为径向热流量，p为气液固三相混合物的压力，vm为气液固三相混合物的平均流速，λ为气液固三相流沿程阻力系数，θ为井筒管道与水平方向的夹角，D为管道直径，g为重力加速度，z为沿井筒轴向流动的距离。
本发明带来了以下有益效果：可精确预测煤层气井中流体携煤粉能力，确定能携出的煤粉的颗粒粒径范围；可结合现场泵的几何参数可得出临界产液量，高于此临界产液量后卡泵及堵塞风险较大，依据此产液量便可对管柱结构及排采制度进行优化设计。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
图1是煤层气井井筒流动状态示意图；
图2是根据本发明一个实施例的煤层气井井筒流动动态预测方法流程图；
图3是根据本发明一个实施例的的耦合迭代计算的步骤流程图；
图4是根据本发明的另一个实施例的耦合迭代计算的步骤流程图；
图5根据本发明的一个实施例的煤层气井煤粉携出判断方法流程图；
图6是煤粉颗粒在流体中的受力情况示意图；
图7是绕流阻力系数随雷诺数变化图；
图8是根据本发明实施例的方法获得的煤粉颗粒受到的合力与煤粉颗粒半径关系曲线；
图9是在工程现场得到的煤粉颗粒所受合力随煤粉颗粒半径变化曲线。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
首先对本发明的应用环境进行说明。图1所示为油管产水套管产气生产方式下煤层气井井筒流动动状态示意图。煤层气储层初始情况下含水率通常较高，同时由于大规模压裂改造以及孔隙壁面摩擦导致在排采过程中通常伴随有煤粉颗粒析出，因此煤层气井筒油管101内为固液两相流，油套环空102内动液面以上为纯气段，动液面至泵吸入口103附近可以近似认为是静液柱段，泵吸入口103以下的套管104内为气液固三相流，其中固相煤粉颗粒为分散相。
实施例一
本发明公开了一种煤层气井井筒流动动态预测方法，图2所示为流程图。以下结合图2对本实施例的方法作详细说明。
在步骤S201中，对井筒油管中的液体采样以获取井筒中的真实固体含量Hs；测量井口的液相体积流量和气相体积流量，以及井口温度和压力。
具体的，在油管产水套管产气排采方式下分别从油管取水样，固相为煤粉，煤粉浓度从水样中测出。若取出的水样中煤粉颗粒小，绝大部分能够悬浮于水中且沉淀极少时，可使用浊度计测量悬浮煤粉颗粒浓度。若煤粉颗粒较大造成沉淀时，可通过蒸馏法获取一定体积水样内干煤粉质量，之后换算成煤粉浓度，从而得到真实固体含量Hs。
可由设置在生产现场井口的流量计测量得到井口的液相体积流量和气相体积流量，由设置在油管口和油套环空口的压力计和温度计测量井口温度和压力。
在步骤S202中，确定井筒中气液固三相流的流动形态，并根据井筒中的真实固体含量Hs确定气液固三相流的建模参数。
其中，所述建模参数包括井筒内的真实液体含量Hl(θ)，真实气体含量Hg(θ)，沿程阻力系数λ。
表1
由于本发明的实施例引入真实固体含量Hs，固相密度ρs来表示固相煤粉的参数，需要对现有气液两相流分析方法中的液体含量Hl'(θ)进行修正；同时，气液固三相流沿程阻力系数λ也需在考虑煤粉颗粒的情况下进行修正。
具体的，本步骤提出了针对气液固三相流的流态判别准则，假设固相颗粒在井筒任意截面上的平均浓度保持不变，即真实固体含量Hs在井筒任意深度处保持不变，且固相和液相在垂直方向上无相对运动。应用贝格斯-布里尔(Beggs-Brill)方法，采用表1中的界限来划分各种流态，而各参数的计算方法如下所述。
其中，弗洛德准数：
(1)式中g为重力加速度，D为管道直径，vm为混合物平均流速。
无滑脱持液率：
式中，Ql为井筒中的液相体积流量；
Qg为井筒中的气相体积流量。
L1，L2，L3和L4为四个流型区的分隔线，分区线的方程为：
L2＝0.0009252EL -2.4684
根据Ql、Qg便可计算混合物平均流速和气相表观流速：
混合物平均流速：
气相表观流速：
上式中，D为管道直径。
在用Beggs-Brill方法进行计算倾斜管流时，首先按水平管计算，然后进行倾斜角校正。
H'l(θ)＝Hl(0)ψ (5)
(5)式中，H'l(θ)为倾角为θ的气液两相流动的液体含量；Hl(0)为同样流动参数下，水平流动时的液体含量；ψ为倾斜校正系数。
式中，a、b、c为取决于流型的常数(见表2)
表2
利用表2和上式计算出的Hl(0)必须满足Hl(0)≥EL，否则，取Hl(0)＝EL。因为EL是无滑脱时的持液率，而Hl(0)为存在滑脱时的持液率，因此，Hl(0)的最小值是EL。
实验结果表明，倾斜校正系数ψ不仅与倾斜角θ有关，而且与无滑脱持液率EL、弗洛德数NFr及液相速度数Nvl有关。
根据实验结果回归的倾斜校正系数ψ的相关式如下:
对于垂直管：
ψ＝1+0.3C
系数C与无滑脱持液率EL、弗洛德数NFr和液相速度数Nvl有关。
式中，为液相表观流速；σ为液体表面张力；g为重力加速度。
(9)式中的系数d、e、f和g1由表3根据流型来确定。
表3
由于流体中还有煤粉固体颗粒存在，因此需修正气体和液体的真实含量，修正后的液体真实含量和气体真实含量分别为：
Hl(θ)＝(1-Hs)H'l(θ) (10)
Hg(θ)＝(1-Hs)[1-H'l(θ)] (11)
以下步骤确定气液固三相流相流沿程阻力系数λ：
沿程阻力系数
λ＝λ′·es (12)
式中
λ′为无滑脱的沿程阻力系数，无因次；s为指数。
上式中的λ′可由下式计算
含有固体小颗粒的液相粘度为
μls＝μl(1+2.5Hs) (14)
结合上式可得
式中
Re′为无滑脱的雷诺数；μl、μg分别为液相、气相的粘度，单位：Pa·s。而
其中
需要指出，当1＜Y＜1.2时，依据现有理论应使用下式求s
s＝ln(2.2Y-1.2) (18)
在步骤S203中，依据所述真实固体含量Hs以及所述建模参数，结合动液面位置和井身结构数据，基于贝格斯-布里尔方法建立井筒内气液固三相流压力分布模型。
所述气液固三相流压力分布模型由下式表示：
上式中：
p为混合物的绝对压力，单位：Pa；z为沿井筒轴向流动的距离，单位：m；ρl为液相密度，单位：kg/m3；ρg为气相密度，单位：kg/m3；ρs为固相密度，即煤粉的密度，单位：kg/m3；Hl(θ)为真实液体含量，单位：m3/m3；Hg(θ)为真实气体含量，单位：m3/m3；Hs为真实固体含量，单位：m3/m3；g为重力加速度，单位：m/s2；θ为井筒管道与水平方向的夹角，单位：°；λ为气液固三相流沿程阻力系数，无因次；G为混合物的质量流量，单位：kg/s；vm为子井段上出口位置的混合物的平均流速，单位：m/s；vsg为子井段上出口位置的气相表观流速，单位：m/s；D为管道直径，单位：m；A为管道截面积，单位：m2。为简洁起见，本实施例中的混合物均表示井筒内气液固三相混合物。
以下给出混合物的质量流量G的计算过程。
现场生产过程中井口油管产出液相和煤粉，油套环空产出煤层气体。现场通过流计量测量出液体和气体的井口体积流量Ql0、Qg0，以及井口压力和温度p0、T0。已知液相密度ρl(其中ρl为常数，将在下文中解释)，同时依据公式(20)计算出井口气相密度ρg0后，便可计算出液相和气相的质量流量：
Gl0＝ρlQl0，Gg0＝ρg0Qg0
根据井口油管口测得煤粉含量Hs可计算得煤粉质量流量：
Gs0＝ρsQl0Hs
由于生产过程中井筒内流动可在瞬时达到稳态过程，压力、温度和质量流量参数与时间无关，即在任一位置，气液固三相的质量流量均分别为Gg0、Gl0和Gs0。因此三相混合物密度为G＝Gl0+Gg0+Gs0。
进一步，煤层气井中液相为水，水的密度受温度、压力影响不大，因此本发明中ρl取水在标准状态下的密度1000kg/m3。
在油管产水套管产气排采方式下分别从套管取煤层气样。使用气相色谱仪测量煤层气体组分和浓度，由于煤层气中甲烷含量最高，通常在90％以上，因此这里近似认为气相为甲烷。依据气体状态方程，气相密度为：
式中，T为混合物温度，Z为气相偏差系数，R为通用气体常数8.314Pa.m3/(mol.K)，M为甲烷摩尔质量16g/mol。本发明中使用Hall-Yarborough方法求解Z：
y为下列方程(4)的解
公式(3)、(4)、(21)、(22)中，pr＝p/pc为对比压力，Tr＝T/Tc为对比温度，p为混合物压力，T为混合物温度。对于甲烷，pc＝4.6408MPa，Tc＝190.67K。
根据井型不同，煤层气井各段θ值不同。对于直井和斜井，各段θ值均可依据钻井数据直接获取；对于水平井，可依据井眼轨迹数据，使用自然参数法确定各段θ值。
上式(19)给出气液固三相流动压力分布模型。结合图1，对于油套环空102内动液面以上的纯气段以及油管101内的液固两相流均可以看做三相流的特殊情况。例如：纯气段计算可以通过假设液相和固相含量为零并继续使用上述模型进行。即：对于油套环空内动液面以上的纯气段，Hl(θ)＝0，Hs＝0；对于油管内的固液两相流，Hg(θ)＝0。该处理方法在上述步骤S202中流型判别等模型中同样适用。
至此为止，建立了煤层气井油管产水套管产气时可压缩多组分流体井筒气液固三相流动压降计算模型，给出了流态判别准则及相应阻力系数的计算方法，解决了任意井型煤层气井井筒压力计算问题。
在步骤S204中，依据所述气液固三相流压力分布模型，所述真实固体含量Hs以及所述建模参数，结合井身传热参数，根据能量守恒性质建立子井段内温度分布模型。
具体的，煤层气井井筒内能量守恒方程：
其中，h为比焓，q为径向热流量，D为管道直径，λ为步骤S202中确定的气液固三相流相流沿程阻力系数，vm为步骤S202中得到的混合物平均流速。
假设煤层气的流动过程为等焓过程，得到：
dh＝CpmdT-CpmCJmdp (24)
其中，Cpm为混合物的平均定压比热容，CJm为混合物的焦耳—汤姆逊数。
代入能量方程得到井筒内温度分布模型：
由于生产过程中井筒内流动和传热可在瞬时达到稳态过程，流动参数与传热参数与时间无关，因此井筒传热是稳定的，于是煤层气井井筒内热传导方程：
式中：Th为井壁温度；G为气液固三相混合物的质量流量；Uto为井筒总传热系数。
应用Ramey推荐的无因次时间函数f(tD)，上式可表示为
式中Ke、Te分别为地层传热系数、地层初始温度；
用Hasan-Kabir公式计算f(tD)，
其中，α为地层热扩散系数；t为油井生产时间；rwb为井眼半径。
联立上式消除井壁温度Th，可得热流梯度方程，
井筒总传热系数的计算公式为
式中：
rci、rco为套管内、外半径，单位：m；
rti、rto为油管内、外半径，单位：m；
hf为管柱内流体与油管之间的传热系数，单位：W/(m2.K)；
hc、hr为环空气体对流和辐射传热系数，单位：W/(m2.K)；
Kcem为水泥环的导热系数，单位：W/(m.K)；
Kt、Kc为油管、套管水泥环的导热系数，单位：W/(m.K)。
至此为止，已建立井筒内温度分布模型。
在步骤S205中，从井口开始对井筒依次划分为若干连续的子井段，将测量得到的井口的液相体积流量和气相体积流量，以及井口温度和压力作为初始值，在所述连续的子井段内根据所述压力分布模型和温度分布模型耦合迭代计算直至井底，获得井筒内气液固三相流的压力和温度沿井筒深度的分布结果。
优选的，还包括在步骤S206(图中未示出)中：根据所述压力和温度沿井筒深度的分布结果以及气体状态方程获得井筒内气相密度沿井筒深度的分布结果。参考公式(20)，所述井筒内气相密度沿井筒深度分布的结果由下式表示：
其中，ρg为气相密度，p为气液固三相混合物的压力，T为井筒温度，Z为气相偏差系数，R为通用气体常数，M为甲烷摩尔质量。
以下结合图3对在连续的子井段内根据所述压力分布模型和温度分布模型迭代计算直至井底的步骤流程作详细说明。
在耦合计算步骤S301中，由当前子井段上出口位置的压力和温度，当前子井段上出口位置的液相体积流量和气相体积流量，根据所述压力分布模型和温度分布模型耦合计算，获得当前子井段下入口位置的气液固三相流互相耦合的压力和温度，以及当前子井段下入口位置的液相体积流量和气相体积流量。
具体的，步骤S301包括以下子步骤：
子步骤S3011，设定当前子井段下入口的预设温度，依据当前子井段上出口位置的液相体积流量和气相体积流量，根据所述压力分布模型计算当前子井段下入口位置的压力；由所述当前子井段下入口位置的压力和所述温度分布模型得到当前井段下入口的计算温度；
子步骤S3012，比较所述预设温度和计算温度，判断所述预设温度和计算温度之间的差值是否小于预设的温度差阈值，若是，执行子步骤S3013；若否，执行子步骤S3011，重新设定当前子井段下入口的预设温度；
子步骤S3013，将所述压力和预设温度作为当前井段下入口位置互相耦合的压力和温度，并计算当前子井段下入口位置的液相体积流量和气相体积流量。这里依据质量守恒，即下入口位置与上出口位置三相流的质量流量不变，在此基础上依据下入口处的压力、温度计算结果可得出气液的密度，质量流量除以密度得到体积流量。具体的，下入口处液相密度为ρl，质量流量为Glin＝Gl0，气相密度为ρgin，质量流量为Ggin＝Gg0，则下入口处液相和气相体积流量分别为：
在迭代计算步骤S302中，以当前子井段下入口位置的压力和温度作为下一子井段上出口位置的压力和温度，以当前子井段下入口位置的液相体积流量和气相体积流量作为下一子井段上出口位置的液相体积流量和气相体积流量。
反复执行耦合计算步骤S301和迭代计算步骤S302，直到井底，获得井筒内气液固三相流的压力和温度沿井筒深度的分布结果。
优选的，步骤S205可以由图4所示的一系列子步骤完成。包括：
子步骤S2051，开始步骤，设置温度差阈值ε；从井口开始对井筒依次划分为N个连续的子井段，从井口开始依次记为第1子井段，第2子井段，…，第N子井段；第1子井段上出口位置的液相体积流量Ql和气相体积流量Qg由设置在井口的流量计测量得到；第1子井段上出口位置的温度和压力由设置在油管口和油套环空口的压力计和温度计测量；
子步骤S2052，设定第i子井段下入口的预设温度其中i为大于等于1的整数，i初始值为1；获取第i子井段上出口位置的液相体积流量Ql和气相体积流量Qg；
子步骤S2053，根据所述压力分布模型获得第i子井段下入口位置的压力根据和所述温度分布模型得到第i子井段下入口位置的计算温度
子步骤S2054，判断预设温度与计算温度之间的温度差是否小于温度差阈值，即判断是否若是，则执行子步骤S2055；若否，则执行子步骤S2052，重新设定预设温度
子步骤S2055，将压力和预设温度分别作为第i子井段下入口位置的互相耦合的压力Pin和温度Tin，即计算第i子井段下入口位置的液相体积流量Qlin和气相体积流量Qgin；
已知下入口位置压力Pin和温度Tin，依据方程(20)可算出下入口位置气相密度ρgin。下入口处液相密度为ρl，质量流量为Glin＝Gl0，气相密度为ρgin，质量流量为Ggin＝Gg0，则下入口处液相和气相体积流量分别为：
将第i子井段下入口位置的液相体积流量Qlin和气相体积流量Qgin作为第i+1子井段上出口位置的液相体积流量Ql和气相体积流量Qg；
子步骤S2056，i数值加1；
子步骤S2057，判断是否到井底，若i≤N，表示未到井底，执行子步骤S2052；若i＞N表示已到井底，结束，获得井筒内气液固三相流的压力和温度沿井筒深度的分布。
以下对井口温度和井口压力作为初始值的情况作详细说明：
参照图1，对于油管内的固液两相流，在油管101的油管口测量得到的油管口的温度和压力作为初始值，用于计算油管101内从泵吸入口103到油管口的固液两相流的压力和温度分布；
对于油套环空102内动液面以上的纯气段，在油套环空102的出口位置测量得到的温度和套压作为初始值，用于计算油套环空102内从动液面105到油套环空口的纯气段的压力和温度分布；
对于套管104内泵吸入口103位置的气液固三相流，其压力为动液面105至泵吸入口103附近的静液柱的压力与油套环空102内纯气段在动液面105位置的压力之和。
本发明的实施例可提供一种结合综合压降计算模型和流体热力性质的气液固三相流动态预测方法，从而确定压力、温度耦合的情况下煤层气井井筒物性参数，定量计算煤层气井井筒内压力、温度、密度等参数沿井筒轴向的分布值。
根据本实施例提供的方法可以根据井口产液量和产气量，以及套压等物性参数预测任意井型的井筒内任意位置的流态，流速，压力，温度分布等物性参数。图5所示为在不同套压的情况下井筒压力沿井筒轴向的分布，具体而言，起点是油套环空井口，一直沿油套环空向下到达动液面直到井底。
综上所述，可根据上文所述的井筒内气液固三相流压力分布模型和温度分布模型确定所述井筒内平均流速vm，气相密度ρg，真实液体含量Hl(θ)，真实气体含量Hg(θ)。
实施例二
图5所示为本发明实施例的煤层气井煤粉携出判断方法流程图，以下结合图5对本发明的方法作详细说明。
在步骤S501中，根据煤层气井沿井筒各处真实液体含量和真实气体含量确定井筒中气液两相流的平均密度和平均粘度。
具体的，根据公式(10)和公式(11)分别计算真实液体含量Hl(θ)，真实气体含量Hg(θ)，并计算井筒中气液两相流的平均密度：
气液两相流的平均粘度：
其中，H'l(θ)＝Hl(0)ψ，H'l(θ)为倾角为θ的气液两相流动的液体含量，Hl(0)为同样流型参数下水平流的液体含量，ψ为倾斜校正系数，θ为井筒管道与水平方向的夹角，ρl为液相密度，μl为液相粘度，ρg为气相密度，μg为气相粘度，ρf为气液两相流的平均密度，μf为气液两相流平均粘度。
其中的流型参数根据上文中表2确定。
在步骤S502中，依据井筒中气液两相流的平均流速、平均密度和平均粘度确定煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力。
井筒内煤粉受力情况与流动密切相关，这里假设煤粉颗粒为球形，半径为Rp，密度为ρp，煤粉颗粒在流体中的受力情况如图6所示。煤粉在井筒中受到绕流阻力作用，其方向向上，用FD表示。
具体的，可依据井筒中气液两相流的平均流速、平均密度和平均粘度确定气液两相流的平均雷诺数
由气液固三相流井的平均流速、平均密度和平均雷诺数确定煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力
其中，Rp为煤粉颗粒半径，vf为气液两相流的平均流速，ρf为气液两相流的平均密度，μf为气液两相流的平均粘度，Dp为煤粉颗粒直径；CD为圆球绕流系数，由流体平均雷诺数Ref确定；FD为煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力。
CD值随平均雷诺数Ref变化可从图7中查出，也可依据以下公式计算得出：
在步骤S503中，由气液两相流的平均密度确定煤粉颗粒在井筒内受到的浮升力。
煤粉颗粒在井筒内受到的浮升力由下式表示：
其中，Rp为煤粉颗粒半径，ρf为气液两相流的平均密度，g为重力加速度。
在步骤S504中，根据煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力、浮升力和煤粉颗粒的重力计算煤粉颗粒受到的合力。
煤粉颗粒受到的合力由下式表示：
Ft＝FD+Ff-FG；
其中，FD为煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力，Ff为煤粉颗粒在井筒内受到的浮升力，方向向上；为煤粉颗粒的重力；ρp表示煤粉密度，Rp为煤粉颗粒半径，g为重力加速度。
在步骤S505中，判断泵吸入口位置处煤粉颗粒受到的合力是否大于零，若是，则煤粉颗粒被携出。
在煤层气排采过程中，图1中所示的泵吸入口103附近煤粉颗粒受到的合力决定煤粉携出或者沉降。因此通常计算泵吸入口处附近的煤粉受力情况，从而确定煤粉颗粒能否携出，以及确定能携出的煤粉的颗粒粒径范围。
优选的，在产量一定的情况下，煤粉颗粒受到的合力是煤粉颗粒半径的函数。对于每一个颗粒半径，首先算出其对应的雷诺数值，然后从图4中查出圆球绕流阻力系数，之后便可算出其在井筒流体中受到的合力大小。
图8所示为针对不同产液量(假设气产量均为1000立方米每天)的煤粉颗粒受到的合力与煤粉颗粒半径关系曲线，其中Q表示产液量。从图8中可以依据不同产量查出流体能携出的煤粉颗粒半径范围。
在实际生产中，可以根据不同产液量情况下的煤粉颗粒受到的合力与颗粒半径之间的函数关系，确定煤粉颗粒不能携出时对应的产液量为临界产液量。
如图8所示，产液量Q＝3m3/d对应的关系曲线所表示的煤粉颗粒受到的合力小于零，临界产液量确定为Q＝3m3/d，高于此产水量后由于煤粉颗粒由流体携出，卡泵及堵塞风险较小。
不同管柱结构和排采制度下，井筒内的流体流速、密度等物性参数均会发生变化，根据本实施例提供的方法可精确预测流体携煤粉能力，确定能携出的煤粉的颗粒粒径范围。结合现场泵的几何参数可得出临界产液量，高于此临界产液量后卡泵及堵塞风险较大。在具体应用过程中，在工程现场首先针对已发生卡泵或者井筒堵塞的井进行分析，重点分析造成卡泵的煤粉颗粒粒径或者造成堵塞的煤粉颗粒粒径分布。对于卡泵情况，找出卡住的最大煤粉颗粒粒径并通过调整产量使得在泵吸入口处该粒径的煤粉能够被携出。对于堵塞的情况，找出煤粉粒径分布中值并通过调整产量使得在泵吸入口处该粒径的煤粉能够被携出。
工程实例
本实施例为在工程现场应用本发明的方法的一个实例。该井为一口直井，井口测量煤粉平均体积浓度为5％，即真实固体含量Hs＝5％；井深为1399.49m；管道直径D＝139.7-7.72＝131.98mm；套压为1MPa；动液面高度806.32m。
工作现场井身数据表如表4所示。
表4
生产数据如表5所示。其中，煤粉平均体积分数表示真实固体含量Hs。
表5
井身传热参数如表6所示。
表6
| 项目 | 值 | 单位 | 项目 | 值 | 单位 |
| 环空气体传热系数 | 0.3 | W/m2.K | 管壁传热系数 | 1.73 | W/m2.K |
| 地层导热系数 | 1.717 | 环空气体辐射系数 | 0.22 | W/m2.K | |
| 气相导热系数 | 0.3 | 水泥环导热系数 | 0.57 | ||
| 液相定压比热 | 4.2 | 地层扩散系数 | 0.75 | km2/s |
根据实施例一提供的方法，可得到如图9所示的煤粉颗粒所受合力随煤粉颗粒半径变化曲线。图9中的套压、产气量和产液量见表2，图9显示的是不同半径煤粉受力情况，当受力大于0是表示能够携出。图中曲线表明，颗粒半径小于等于68微米的煤粉均可携出。
虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
Claims (10)
1.一种煤层气井煤粉携出判断方法，其特征在于，包括以下步骤：
根据煤层气井沿井筒各处真实液体含量和真实气体含量确定井筒中气液两相流的平均密度和平均粘度；
依据井筒中气液两相流的平均流速、平均密度和平均粘度确定煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力；
由气液两相流的平均密度确定煤粉颗粒在井筒内受到的浮升力；
根据煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力、浮升力和煤粉颗粒的重力计算煤粉颗粒受到的合力；
判断泵吸入口位置处煤粉颗粒受到的合力是否大于零，若是，则煤粉颗粒被携出。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述依据井筒中气液两相流的平均流速、平均密度和平均粘度确定煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力包括：
依据井筒中气液两相流的平均流速、平均密度和平均粘度确定气液两相流的平均雷诺数
由气液两相流井的平均流速、平均密度和平均雷诺数确定煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力
其中，Rp为煤粉颗粒半径，vf为气液两相流的平均流速，ρf为气液两相流的平均密度，μf为气液两相流的平均粘度，Dp为煤粉颗粒直径；CD为圆球绕流系数，由流体平均雷诺数Ref确定；FD为煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，煤粉颗粒在井筒内受到的浮升力由下式表示：
<mrow>
<msub>
<mi>F</mi>
<mi>f</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mn>4</mn>
<mn>3</mn>
</mfrac>
<msub>
<mi>&pi;&rho;</mi>
<mi>f</mi>
</msub>
<msubsup>
<mi>gR</mi>
<mi>p</mi>
<mn>3</mn>
</msubsup>
<mo>;</mo>
</mrow>
其中，Rp为煤粉颗粒半径，ρf为气液两相流的平均密度，g为重力加速度。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，煤粉颗粒受到的合力由下式表示：
Ft＝FD+Ff-FG；
其中，FD为煤粉颗粒在井筒内受到的绕流阻力，Ff为煤粉颗粒在井筒内受到的浮升力，为煤粉颗粒的重力，ρp表示煤粉密度，Rp为煤粉颗粒半径，g为重力加速度。
5.根据权利要求1-4项中任一项所述的方法，其特征在于，所述根据煤层气井沿井筒各处真实液体含量和真实气体含量确定井筒中气液两相流的平均密度和平均粘度包括：
根据真实固体含量Hs和井筒中气液固三相流的流动形态的流型参数计算真实液体含量Hl(θ)＝(1-Hs)H'l(θ)，真实气体含量Hg(θ)＝(1-Hs)[1-H'l(θ)]，
计算井筒中气液两相流的平均密度：
<mrow>
<msub>
<mi>&rho;</mi>
<mi>f</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<msub>
<mi>&rho;</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
<mrow>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
</mfrac>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>&rho;</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
<mrow>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
</mfrac>
<mo>;</mo>
</mrow>
气液两相流的平均粘度：
<mrow>
<msub>
<mi>&mu;</mi>
<mi>f</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<msub>
<mi>&mu;</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
<mrow>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
</mfrac>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>&mu;</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
<mrow>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
</mfrac>
<mo>;</mo>
</mrow>
其中，H'l(θ)＝Hl(0)ψ，H'l(θ)为倾角为θ的气液两相流动的液体含量，Hl(0)为同样流型参数下水平流的液体含量，ψ为倾斜校正系数，θ为井筒管道与水平方向的夹角，ρl为液相密度，μl为液相粘度，ρg为气相密度，μg为气相粘度，ρf为气液两相流的平均密度，μf为气液两相流平均粘度。
6.根据权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于，井筒中气液两相流的平均流速由下式表示：
<mrow>
<msub>
<mi>v</mi>
<mi>f</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>Q</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>Q</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
</mrow>
<mrow>
<mn>0.25</mn>
<msup>
<mi>&pi;D</mi>
<mn>2</mn>
</msup>
</mrow>
</mfrac>
<mo>,</mo>
</mrow>
其中，Ql为井筒中的液相体积流量，Qg为井筒中的气相体积流量，D为管道直径。
7.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，对井筒油管中的液体采样获取井筒中的真实固体含量Hs。
8.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，井筒内气相密度由下式表示：
<mrow>
<msub>
<mi>&rho;</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<mi>p</mi>
<mi>M</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>Z</mi>
<mi>R</mi>
<mi>T</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>,</mo>
</mrow>
其中，ρg为气相密度，p为气液固三相混合物的压力，T为井筒温度，Z为气相偏差系数，R为通用气体常数，M为甲烷摩尔质量。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，从井口开始对井筒依次划分为若干连续的子井段，将测量得到的井口的液相体积流量和气相体积流量，以及井口温度和井口压力作为初始值，在所述连续的子井段内根据压力分布模型和温度分布模型耦合迭代计算直至井底，获得井筒内气液固三相混合物的压力p和井筒温度T沿井筒深度的分布结果。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，
所述压力分布模型由下式表示：
<mrow>
<mfrac>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>p</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>z</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>=</mo>
<mo>-</mo>
<mfrac>
<mrow>
<mo>&lsqb;</mo>
<msub>
<mi>&rho;</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>&rho;</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>&rho;</mi>
<mi>s</mi>
</msub>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>s</mi>
</msub>
<mo>&rsqb;</mo>
<mi>g</mi>
<mi> </mi>
<mi>s</mi>
<mi>i</mi>
<mi>n</mi>
<mi>&theta;</mi>
<mo>+</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>&lambda;Gv</mi>
<mi>m</mi>
</msub>
</mrow>
<mrow>
<mn>2</mn>
<mi>D</mi>
<mi>A</mi>
</mrow>
</mfrac>
</mrow>
<mrow>
<mn>1</mn>
<mo>-</mo>
<mfrac>
<mrow>
<mo>&lsqb;</mo>
<msub>
<mi>&rho;</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>l</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>&rho;</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>g</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>&theta;</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>&rho;</mi>
<mi>s</mi>
</msub>
<msub>
<mi>H</mi>
<mi>s</mi>
</msub>
<mo>&rsqb;</mo>
<msub>
<mi>v</mi>
<mi>m</mi>
</msub>
<msub>
<mi>v</mi>
<mrow>
<mi>s</mi>
<mi>g</mi>
</mrow>
</msub>
</mrow>
<mi>p</mi>
</mfrac>
</mrow>
</mfrac>
<mo>;</mo>
</mrow>
其中，ρl为液相密度，ρg为气相密度，ρs为固相密度，p为气液固三相混合物的压力，z为沿井筒轴向流动的距离，g为重力加速度，G为气液固三相混合物的质量流量，A为管道横截面积，D为管道直径，vm为气液固三相混合物的平均流速，vsg为气相表观流速，Hs为真实固体含量，Hl(θ)为真实液体含量，Hg(θ)为真实气体含量，θ为井筒管道与水平方向的夹角；λ为沿程阻力系数；
所述温度分布模型由下式表示：
<mrow>
<msub>
<mi>C</mi>
<mrow>
<mi>p</mi>
<mi>m</mi>
</mrow>
</msub>
<mfrac>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>T</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>z</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>C</mi>
<mrow>
<mi>p</mi>
<mi>m</mi>
</mrow>
</msub>
<msub>
<mi>C</mi>
<mrow>
<mi>J</mi>
<mi>m</mi>
</mrow>
</msub>
<mfrac>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>p</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>z</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>+</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>v</mi>
<mi>m</mi>
</msub>
<msub>
<mi>dv</mi>
<mi>m</mi>
</msub>
</mrow>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>z</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>+</mo>
<mi>g</mi>
<mi> </mi>
<mi>s</mi>
<mi>i</mi>
<mi>n</mi>
<mi>&theta;</mi>
<mo>+</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msubsup>
<mi>&lambda;v</mi>
<mi>m</mi>
<mn>2</mn>
</msubsup>
</mrow>
<mrow>
<mn>2</mn>
<mi>D</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>=</mo>
<mo>-</mo>
<mfrac>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>q</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>z</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>;</mo>
</mrow>
其中，由所述气液固三相流压力分布模型确定，T为井筒温度，Cpm为气液固三相混合物的平均定压比热容，CJm为气液固三相混合物的焦耳—汤姆逊数，q为径向热流量，p为气液固三相混合物的压力，vm为气液固三相混合物的平均流速，λ为气液固三相流沿程阻力系数，θ为井筒管道与水平方向的夹角，D为管道直径，g为重力加速度，z为沿井筒轴向流动的距离。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410246763.4A CN105201486B (zh) | 2014-06-05 | 2014-06-05 | 一种煤层气井煤粉携出判断方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410246763.4A CN105201486B (zh) | 2014-06-05 | 2014-06-05 | 一种煤层气井煤粉携出判断方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105201486A CN105201486A (zh) | 2015-12-30 |
| CN105201486B true CN105201486B (zh) | 2018-04-10 |
Family
ID=54949399
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201410246763.4A Active CN105201486B (zh) | 2014-06-05 | 2014-06-05 | 一种煤层气井煤粉携出判断方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105201486B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111305812B (zh) * | 2018-11-27 | 2023-05-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 对煤层气井进行异常检测的方法、装置及存储介质 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6101447A (en) * | 1998-02-12 | 2000-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | Oil and gas reservoir production analysis apparatus and method |
| CN100523768C (zh) * | 2005-11-30 | 2009-08-05 | 中国科学院过程工程研究所 | 一种测量颗粒流体两相流反应器内流动参数分布的方法 |
| CN103806894B (zh) * | 2011-03-30 | 2017-06-16 | 潘军 | 一种测量煤层气井产出液的装置及方法 |
| CN201972689U (zh) * | 2011-03-30 | 2011-09-14 | 北京万普隆能源技术有限公司 | 一种煤层气井产出气测量装置 |
| CN102853870B (zh) * | 2012-09-24 | 2018-07-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种煤粉输送过程中煤粉质量流量的检测方法及装置 |
| CN203420702U (zh) * | 2013-05-29 | 2014-02-05 | 中国石油大学(北京) | 煤层气井筒气液两相流模拟装置 |
-
2014
- 2014-06-05 CN CN201410246763.4A patent/CN105201486B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105201486A (zh) | 2015-12-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105089639B (zh) | 一种煤层气井井筒流动动态预测方法 | |
| Kelessidis et al. | Flow patterns and minimum suspension velocity for efficient cuttings transport in horizontal and deviated wells in coiled-tubing drilling | |
| Guo et al. | A systematic approach to predicting liquid loading in gas wells | |
| Li et al. | Overview of solids transport studies and applications in oil and gas industry–experimental work | |
| Dabirian et al. | Critical sand deposition velocity for gas-liquid stratified flow in horizontal pipes | |
| Abduvayt et al. | Analisis of oil-water flow tests in horizontal, hilly-terrain, and vertical pipes | |
| CN102052076A (zh) | 一种对含有h2s/co2气田井筒流体成份监测系统及其分析方法 | |
| Walton | Computer simulator of coiled tubing wellbore cleanouts in deviated wells recommends optimum pump rate and fluid viscosity | |
| Chen et al. | A new method for determining the minimum gas injection rate required for hole cleaning in horizontal gas drilling | |
| Shi et al. | Analytical models for liquid loading in multifractured horizontal gas wells | |
| Zhou et al. | Optimization of methods for liquid loading prediction in deep condensate gas wells | |
| Masuda et al. | Critical cuttings transport velocity in inclined annulus: experimental studies and numerical simulation | |
| CN105718699A (zh) | 大位移钻井环空岩屑床高度分布和井底压力实时变化的计算方法 | |
| Su et al. | The discovery and control of slug flow in coalbed methane reservoir | |
| CN105201486B (zh) | 一种煤层气井煤粉携出判断方法 | |
| Ming et al. | A new model for improving the prediction of liquid loading in horizontal gas wells | |
| Rastogi et al. | Experimental investigation and modeling of onset of liquid accumulation in large-diameter deviated gas wells | |
| Nanxing et al. | New production pressure drop calculation model for shale gas horizontal well | |
| Deng et al. | A new method for calculating the minimum sand-carrying velocity in geothermal well production | |
| CN105114060B (zh) | 一种计算注气井的井筒温度分布的方法及装置 | |
| Liu et al. | Experimental study of flow patterns and pressure drops of heavy oil-water-gas vertical flow | |
| Han et al. | Experimental study of gas-liquid-coal fines three-phase flow in undulating horizontal wellbore | |
| CN118571350B (zh) | 一种基于井筒多相流计算的气井井筒结垢量预测方法 | |
| Bolarinwa | A study of two-phase gas-liquid flow with viscous oil in a vertical pipe and annuli channel | |
| Xie et al. | Experimental study on effective operating envelops of nozzle to mitigate liquid loading in gas wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |