CN110866321A - 一种适用于油气水同产水平井积液判别方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种适用于油气水同产水平井积液判别方法，通过获取气井参数，确定相应的参数，计算得到携液临界气流速，然后确定气井携液临界流量，最后将得到的气井携液临界流量与气井日产气量对比，若日产气量大于气井携液临界流量表明气井能正常携液，未发生积液现象；若日产气量小于气井携液临界流量则表明气井携液困难，井底可能存在积液，应及时介入泡排或开展其他排水采气措施；本发明算法是基于液体回落思想，较采用液滴模型和液膜模型判断的积液时机更准确，现场应用误差更小，且考虑了油相、井斜角影响，能适用于油气水同产水平井携液临界流量计算。

Description

一种适用于油气水同产水平井积液判别方法

技术领域

本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种适用于油气水同产水平井积液判别方法。

背景技术

气井在正常生产时，液体以液滴的形式被气体携带到地面，气体呈连续相而液体呈非连续相，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，液体将与气流呈反方向流动并积存于井底，形成积液。井筒积液将增加对气层的回压，限制气井的生产能力。为保证气井不积液，气井产量必须大于携液临界流量，因此，可通过对比气井携液临界流量与当前产量来判别气井是否开始积液。

特别对于水平井而言，受井身结构影响地层产出的液体由于重力作用在较短的距离内就会沉降在水平井段底部，当积液量较多时将在斜井段形成水柱，造成水平井水淹停产。因此，准确预测水平井携液临界流量对于判断气井积液时机，及时开展排水采气措施提升气井稳产效果十分必要。

目前主流携液临界流量预测模型主要是基于液滴反转模型假设和液膜反转模型假设两种类型，在实际应用中积液预测偏早，随着实验技术和研究手段的发展，越来越多的学者开始认识气井积液的起始并不只是液滴和液膜刚开始反转的时候，而应该有着更加复杂的机理。

发明内容

本发明的目的在于提供了一种适用于油气水同产水平井积液判别方法，可以准确的预测水平井中的积液情况，从而及时作出泡排或开展其他排水采气措施。

本发明的目的是通过以下技术方案实现的：

一种适用于油气水同产水平井积液判别方法，其步骤如下：

（1）获取气井参数，所述气井参数包括天然气相对密度、油相密度、水相密度、液相密度、日产气量、日产油量、日产水量、井斜角、油管内径、井口压力、井口温度、井深数据；

（2）根据井深数据和井口压力、井口温度确定不同井深处的井筒压力、井筒温度及天然气偏差系数；

（3）根据步骤（1）获取的天然气相对密度，和步骤（2）确定的井筒压力、井筒温度及天然气偏差系数，确定气体密度；

（4）根据步骤（1）获取的日产油量、日产水量、油管内径确定油相表观速度和水相表观速度；

（5）根据步骤（3）确定的气体密度，和步骤（1）获取的油相密度、水相密度、液相密度、油管内径、井斜角，和步骤（4）确定的油相表观速度、水相表观速度，按下式确定携液临界气流速；

其中：v _sg——气体表观速度，m/s；ρ _g——气体密度，kg/m³；D——油管内径，m；g——重力加速度，9.8N/kg；v _sw——水相表观速度，m/s；ρ _w——水相密度，kg/m³；ρ _L——水相密度，kg/m³；v _so——油相表观速度，m/s；ρ _o——油相密度，kg/m³；β——井斜角，rad；

（6）根据油管内径计算油管横截面积，结合步骤（2）确定的井筒温度和井筒压力、天然气偏差系数，和步骤（5）计算得到的携液临界气流速，确定气井携液临界流量；

其中：q_cr——气井携液临界流量，10⁴m³/d；A——油管截面积，m²；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；

（7）将步骤（6）计算得到的气井携液临界流量与气井日产气量对比，若日产气量大于携液临界流量表明气井能正常携液，未发生积液现象；若日产气量小于携液临界流量则表明气井携液困难，井底可能存在积液，应及时介入泡排或开展其他排水采气措施。

本发明具有以下优点：

本发明的计算方法基于液体回落思想，较采用液滴模型和液膜模型判断的积液时机更准确，现场应用误差更小，且考虑了油相、井斜角影响，能适用于油气水同产水平井携液临界流量计算。

附图说明

本发明的前述和下文具体描述在结合以下附图阅读时变得更清楚，附图中：图1为本发明判别方法与传统的判别方法原理的对比示意图。

具体实施方式

下面通过具体实施例来进一步说明实现本发明目的技术方案，需要说明的是，本发明要求保护的技术方案包括但不限于以下实施例。

实施例1

马蓬25-6HF是位于四川盆地川西坳陷马井构造轴部西南翼的一口开发水平井，日产气量2.8×10⁴m³/d，日产水量0.8m³/d，井口压力4.3MPa，井口温度22.3℃，油管内径62mm，最大井斜角89.7°。通过将计算值与目前产气量对比发现该井在直井段能够正常携液，而斜井段以下携液能力不足，该井处于积液初期，应及时介入泡排。

表1为马蓬25-6HF井为例采用本发明方法计算的携液临界流量。

实施例2

根据建立的气井积液判别方法对丰谷5等井井底积液情况进行判别，如表2所示。气井主要存在积液、未积液、临近积液、投产初期便积液四种类型，表中将计算结果与液滴模型预测值进行了对比，液滴模型预测值较本发明方法预测值大，据此判断的井底积液时机偏早。因此，充分可以看出通过本方法是完全可以更准确的预测井底积液的情况。

表2为对丰谷5等井进行井下积液情况诊断表。

Claims (3)

1.一种适用于油气水同产水平井积液判别方法，其步骤如下：

获取气井参数，所述气井参数包括天然气相对密度、油相密度、水相密度、液相密度、日产气量、日产油量、日产水量、井斜角、油管内径、井口压力、井口温度、井深数据；

根据井深数据和井口压力、井口温度确定不同井深处的井筒压力、井筒温度及天然气偏差系数；

根据步骤（1）获取的天然气相对密度，和步骤（2）确定的井筒压力、井筒温度及天然气偏差系数，确定气体密度；

根据步骤（1）获取的日产油量、日产水量、油管内径确定油相表观速度和水相表观速度；

根据步骤（3）确定的气体密度，和步骤（1）获取的油相密度、水相密度、液相密度、油管内径、井斜角，和步骤（4）确定的油相表观速度、水相表观速度，确定携液临界气流速；

根据油管内径计算油管横截面积，结合步骤（2）确定的井筒温度和井筒压力、天然气偏差系数，和步骤（5）计算得到的携液临界气流速，确定气井携液临界流量；

将步骤（6）计算得到的气井携液临界流量与气井日产气量对比，若气井日产气量大于气井携液临界流量表明气井能正常携液，未发生积液现象；若气井日产气量小于气井携液临界流量则表明气井携液困难，井底可能存在积液，应及时介入泡排或开展其他排水采气措施。

2.根据权利要求1所述的，其特征在于|：步骤（5）中确定携液临界气流速的公式如下：

其中：v _sg ——气体表观速度，m/s；ρ _g——气体密度，kg/m³；D——油管内径，m；g——重力加速度，9.8N/kg；v _sw——水相表观速度，m/s；ρ _w——水相密度，kg/m³；ρ _L——水相密度，kg/m³；v _so——油相表观速度，m/s；ρ _o——油相密度，kg/m³；β——井斜角，rad。

3.根据权利要求1所述的，其特征在于|：步骤（6）中确定气井临界携液流量的公式如下：

其中：q_cr——气井携液临界流量，10⁴m³/d；A——油管横截面积，m²；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。

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