CN109162697A - 一种天然气井油套环空流动动态描述方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种天然气井油套环空流动动态描述方法，包括以下步骤：S1、录取井口气液流量、温度、压力数据；S2、由井筒中的液相体积流量参数和气相体积流量参数确定气液混合物的平均流速和无滑脱持液率；S3、根据贝格斯‑布里尔方法进行流型判断；S4、结合动液面位置和井身结构数据，基于贝格斯‑布里尔方法建立环空内的气液两相流压力模型。S5、从井口开始对油套环空依次划分为若干连续段，将测量得到的井口的气液相流量，以及井口温度和井口压力作为初始值，在所述连续段内根据所述压力分布模型迭代计算直至环空任意位置，获取压力沿环空深度的分布情况。本发明可以根据井口各流体产量、压力等参数，确定气井油套环空任意位置的流态、压力分布情况。

Description

一种天然气井油套环空流动动态描述方法

技术领域

本发明涉及油气田开采领域，更具体地说，涉及一种天然气井油套环空流动动态描述方法。

背景技术

天然气井生产时，有时采用油套环空生产的方式，由于流动空间形状的不规则，无法通过常规生产测井仪器进行井筒压力温度等参数的录取，为井筒的生产监测带来不便。目前关于气液两相流的管流分析主要用于单一管柱内(套管或油管)，对于油套环空的流体流动动态的研究极少见。基于上述情况，亟需一种天然气井油套环空流动动态描述方法来分析沿油套环空流体压力等的变化特征。

发明内容

本发明要解决的技术问题在于，提供一种天然气井油套环空流动动态描述方法，可以根据井口各流体产量、压力等参数，确定气井油套环空任意位置的流态、压力分布情况。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：构造一种天然气井油套环空流动动态描述方法，包括以下步骤：

S1、录取井口气液流量、温度、压力数据；

S2、由井筒中的液相体积流量参数和气相体积流量参数确定气液混合物的平均流速和无滑脱持液率；

S3、根据贝格斯-布里尔方法进行流型判断；

S4、结合动液面位置和井身结构数据，基于贝格斯-布里尔方法建立环空内的气液两相流压力模型。

S5、从井口开始对油套环空依次划分为若干连续段，将测量得到的井口的气液相流量，以及井口温度和井口压力作为初始值，在所述连续段内根据所述压力分布模型迭代计算直至环空任意位置，获取压力沿环空深度的分布情况。

上述方案中，根据弗洛德准数和无滑脱持液率应用贝格斯-布里尔方法划分环空中气液两相流的流动形态，其中，

式中，q_l为井筒中的液相体积流量，q_g为井筒中的气相体积流量参数，u_m为两相平均流速，D为环空直径，g为重力加速度。

上述方案中，确定气液两相流的建模参数还包括气液两相流沿油套环空阻力系数λ，其中，环空摩阻系数λ用环空比、偏心率两个参数来描述；

环空比的定义为内部流管的外径比外部套管的内径：

偏心率的定义式如下：

其中，l是油管中心与套管中心的距离；

①油管、套管同心：即e＝0，气井摩阻系数的计算公式：

其中，

②偏心率e≠0：

摩阻系数的计算式：

其中，

式中，R_e为流体雷诺数。

上述方案中，气液两相流压力模型由下式表示：

式中，ρ_l为液相密度，ρ_g为气相密度，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为气液混合物的质量流量，A为管道横截面积，D为管道直径，u_m为气液固三相混合物的平均流速，u_sg为气相表观流速，y_l为真实液体含量，y_g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。

上述方案中，在所述若干连续井段内根据所述压力模型按深度增量耦合迭代计算至环空任意位置，获得环空内气液两相流的压力沿井筒深度的分布结果。

上述方案中，所述的按深度增量耦合迭代计算步骤包括：

①已知井口或井底任一点的压力p₀作为起点，任选一个合适的压力降Δp作为计算的压力间隔；

②估计一个对应Δp的深度增量Δh，以便根据温度梯度估算该段下端的温度T₁；

③计算出该管段的平均温度及平均压力并确定在该和下的全部流体性质参数；

④计算该段的压力梯度

⑤计算对应于Δp的该段管长深度差Δh_计；

⑥将第⑤步计算得的Δh_计与第②步估计的Δh进行比较，两者之差超过允许范围，则以新的Δh作为估算值，重复②～⑤的计算，使计算的与估计的Δh之差在允许范围ε内为止；

⑦计算该段下端对应的深度L_i及压力p_i

L_i＝∑Δh_j p_i＝p₀+iΔp

i＝1,2,3,…n；

⑧以L_i处的压力为起点，重复②～⑦步，计算下一段的深度L_i+1和压力p_i+1，直到各段的累加深度等于或大于管长，即L_n≥L时为止。

实施本发明的天然气井油套环空流动动态描述方法，具有以下有益效果：

本发明可以在综合利用日常生产资料、井身数据的基础上，应用数学方法分析气井油套环空生产方式下井筒剖面的流速、持率变化，判断气井流型，并进行流压梯度的计算，可以进行生产参数敏感性分析，预测不同生产制度下井筒是否正常携液等。

附图说明

下面将结合附图及实施例对本发明作进一步说明，附图中：

图1为气井油、套环空流状态下流型分布图；

图2为Beggs-Brill流型分布图；

图3为耦合迭代计算的步骤流程图；

图4为耦合迭代计算示意图；

图5为实施例井筒环空剖面气体流速变化示意图；

图6为实施例井筒环空剖面持率变化示意图；

图7为实施例井井筒环空剖面摩阻梯度变化示意图；

图8为实施例井井筒环空剖面流体温度变化示意图；

图9为环空实测压力与计算压力拟合图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图详细说明本发明的具体实施方式。

本发明天然气井油套环空流动动态描述方法，包括以下步骤：

S1、录取井口流体产量、温度、压力等生产数据；

S2、由井筒中的液相体积流量参数和气相体积流量参数确定气液混合物的平均流速和无滑脱持液率

S3、根据贝格斯-布里尔方法(Beggs-Brill)进行流型判断；

以弗鲁德数N_Fr为纵坐标，入口体积含液率(无滑脱持液率)E_l为横坐标。

用四条线L₁、L₂、L₃、L₄分成四个流型区(图2)，分区线方程如下：

流型判别条件见表1

表1 Beggs-Brill法流型判别条件

S4、结合动液面位置和井身结构数据，基于贝格斯-布里尔方法建立环空内的气液两相流压力模型。气液两相流压力模型由下式表示：

其中，ρ_l为液相密度，ρ_g为气相密度，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为气液混合物的质量流量，A为管道横截面积，D为管道直径，u_m为气液固三相混合物的平均流速，u_sg为气相表观流速，y_l为真实液体含量，y_g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。

其中，确定气液两相流的建模参数还包括：

气液两相流沿油套环空阻力系数λ，其中，环空摩阻系数用两个参数来描述：环空比、偏心率。

环空比的定义为内部流管的外径比外部套管的内径：

偏心率的定义式如下：

其中，l是油管中心与套管中心的距离。

①油管、套管同心：即e＝0，气井摩阻系数的计算公式：

其中，

②偏心率e≠0：

摩阻系数的计算式：

其中，

式中，R_e为流体雷诺数。

S5、从井口开始对油套环空依次划分为若干连续段，将测量得到的井口的气液相流量，以及井口温度和井口压力做为初始值，在所述连续段内根据所述压力分布模型迭代计算直至环空任一位置，获取压力沿环空深度的分布情况。所述的按深度增量耦合迭代计算步骤包括(图3、图4)：

①已知任一点(井口或井底)的压力p₀作为起点，任选一个合适的压力降Δp作为计算的压力间隔。一般选Δp＝0.5～1.0MPa，具体要根据流体流量(油井的气、液产量)、管长(井深)及流体性质来定。

②估计一个对应Δp的深度增量Δh，以便根据温度梯度估算该段下端的温度T₁。

③计算出该管段的平均温度及平均压力并确定在该和下的全部流体性质参数(气体密度ρ_g和粘度μ_g、混合物粘度μ_m及表面张力σ…等)。

④计算该段的压力梯度

⑤计算对应于Δp的该段管长(深度差)Δh_计。

⑥将第⑤步计算得的Δh_计与第②步估计的Δh进行比较，两者之差超过允许范围，则以新的Δh作为估算值，重复②～⑤的计算，使计算的与估计的Δh之差在允许范围ε内为止。

⑦计算该段下端对应的深度L_i及压力p_i

L_i＝∑Δh_j p_i＝p₀+iΔp

i＝1,2,3,…n

⑧以L_i处的压力为起点，重复②～⑦步，计算下一段的深度L_i+1和压力p_i+1，直到各段的累加深度等于或大于管长(L_n≥L)时为止。

本发明可以在综合利用日常生产资料、井身数据的基础上，应用数学方法分析气井油套环空生产方式下井筒剖面的流速、持率变化，判断气井流型，并进行流压梯度的计算，可以进行生产参数敏感性分析，预测不同生产制度下井筒是否正常携液等。

实施例1

以下结合附图对本发明作进一步的详细说明。

S1、录取气井日产气量、产水量、油压、套压；对于进行井底温压实测的气井，进行实测资料的收集。

S2、开展气井油套环空井筒流速、持率计算(图5、图6)，并进行流型判断。

S3、在流型判断的基础上，开展摩阻、温度、压力梯度计算(图7、图8)。

S4、对于油套环空生产气井，如有实测井底流压、温压测试数据，可以通过数据对比，进行历史拟合，修正流体参数计算公式，使动态描述结果更加精确(图9)。

上面结合附图对本发明的实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可做出很多形式，这些均属于本发明的保护之内。

Claims (6)

1.一种天然气井油套环空流动动态描述方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、录取井口气液流量、温度、压力数据；

S2、由井筒中的液相体积流量参数和气相体积流量参数确定气液混合物的平均流速和无滑脱持液率；

S3、根据贝格斯-布里尔方法进行流型判断；

S4、结合动液面位置和井身结构数据，基于贝格斯-布里尔方法建立环空内的气液两相流压力模型。

S5、从井口开始对油套环空依次划分为若干连续段，将测量得到的井口的气液相流量，以及井口温度和井口压力作为初始值，在所述连续段内根据所述压力分布模型迭代计算直至环空任意位置，获取压力沿环空深度的分布情况。

2.根据权利要求1所述的天然气井油套环空流动动态描述方法，其特征在于，根据弗洛德准数和无滑脱持液率应用贝格斯-布里尔方法划分环空中气液两相流的流动形态，其中，

式中，q_l为井筒中的液相体积流量，q_g为井筒中的气相体积流量参数，u_m为两相平均流速，D为环空直径，g为重力加速度。

3.根据权利要求2所述的天然气井油套环空流动动态描述方法，其特征在于，确定气液两相流的建模参数还包括气液两相流沿油套环空阻力系数λ，其中，环空摩阻系数λ用环空比、偏心率两个参数来描述；

环空比的定义为内部流管的外径比外部套管的内径：

偏心率的定义式如下：

其中，l是油管中心与套管中心的距离；

①油管、套管同心：即e＝0，气井摩阻系数的计算公式：

其中，

②偏心率e≠0：

摩阻系数的计算式：

其中，

式中，R_e为流体雷诺数。

4.根据权利要求3所述的天然气井油套环空流动动态描述方法，其特征在于，气液两相流压力模型由下式表示：

式中，ρ_l为液相密度，ρ_g为气相密度，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为气液混合物的质量流量，A为管道横截面积，D为管道直径，u_m为气液固三相混合物的平均流速，u_sg为气相表观流速，y_l为真实液体含量，y_g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。

5.根据权利要求4所述的天然气井油套环空流动动态描述方法，其特征在于，在所述若干连续井段内根据所述压力模型按深度增量耦合迭代计算至环空任意位置，获得环空内气液两相流的压力沿井筒深度的分布结果。

6.根据权利要求5所述的天然气井油套环空流动动态描述方法，其特征在于，所述的按深度增量耦合迭代计算步骤包括：

①已知井口或井底任一点的压力p₀作为起点，任选一个合适的压力降Δp作为计算的压力间隔；

②估计一个对应Δp的深度增量Δh，以便根据温度梯度估算该段下端的温度T₁；

③计算出该管段的平均温度及平均压力并确定在该和下的全部流体性质参数；

④计算该段的压力梯度

⑤计算对应于Δp的该段管长深度差Δh_计；

⑥将第⑤步计算得的Δh_计与第②步估计的Δh进行比较，两者之差超过允许范围，则以新的Δh作为估算值，重复②～⑤的计算，使计算的与估计的Δh之差在允许范围ε内为止；

⑦计算该段下端对应的深度L_i及压力p_i

L_i＝∑Δh_j p_i＝p₀+iΔp

i＝1,2,3,…n；

⑧以L_i处的压力为起点，重复②～⑦步，计算下一段的深度L_i+1和压力p_i+1，直到各段的累加深度等于或大于管长，即L_n≥L时为止。