CN112031741B - 东海地区大斜度气井连续临界携液流速确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种东海地区大斜度气井连续临界携液流速确定方法，包括以下步骤：A、根据井筒轨迹曲线确定井斜角的最大值θ，所述井斜角为轨迹曲线上某点的切线方向与竖直方向的夹角；B、如果井斜角的最大值θ<52.9°，那么该大斜度气井的临界携液流速按一个公式进行计算；C、如果井斜角的最大值θ≥52.9°，那么该大斜度气井的临界携液流速按另一个公式进行计算。本发明的有益之处在于，考虑到了井斜角对液滴的影响，确定了不同井斜角范围内对临界携液流速的计算方法，其适用于多种大斜度气井，适用范围广，且经实践检验后可知使用该方法可以获得更为精确的东海地区大斜度气井的携液状态预测。
Description
技术领域
本发明涉及带水生产气井携液生产技术领域，特别是涉及大斜度气井的临界携液流速的确定。
背景技术
对于边底水气藏的开发，气井产水是制约气田采收率的重要因素之一。当气井稳定带水生产时，连续的气相可以把液相以颗粒的形式连续携带到井口。随着地层能量降低或按计划调产时，气相产量降低，某一流速开始气相不能连续携带液相，这个流速被称为气井的临界携液流速(m/s)，与其相对的流量为气井的临界携液流量(m3/d)，两者之间可以井口或井底为节点互相换算。
1961年Duggan根据生产数据提出“最小气体流速”概念，定义为保证气井无积液生产的最低流速。此后的半个世纪，各种气井临界携液流速的计算公式被提出，引入了液滴颗粒形态、气液比、井斜角等影响因素。早期的临界携液量流速模型以垂直气井模型为主，在Duggan的思路下，Turner在1969年首次提出了液滴模型，通过对圆球型液滴进行受力分析，得出了第一个的气井临界携液流速公式。再通过油管内径、温压参数等换算出临界携液流量。Turner模型只能用于垂直井段的临界携液流速的确定，对气液比高于1400、雾状流态气井有较好的精度。
目前东海地区气井在自喷期预测、临界携液流量计算、生产管柱优选和排水采气措施优化过程中较多采用模拟软件中默认的Turner临界携液流量计算模型。对于大斜度气井(定向井、水平井、分支井)，Turner临界携液流量计算模型缺乏对井斜角度的考虑，存在着适用性差、计算结果偏低的现象。因此迫切需要针对东海地区大斜度气井的更准确的临界携液流速确定方法。
发明内容
本发明要解决的技术问题是提供一种适用于东海地区大斜度气井的临界携液流速的确定方法。
为了解决上述技术问题，本发明采用如下技术方案：
一种东海地区大斜度气井连续临界携液流速确定方法，包括以下步骤：
A、根据井筒轨迹曲线确定井斜角的最大值θ，所述井斜角为轨迹曲线上某点的切线方向与竖直方向的夹角；
B、如果井斜角的最大值θ＜52.9°，那么该大斜度气井的临界携液流速按以下公式进行计算：
式中：vc——连续携液临界流速，m/s；
ρw——液相密度，kg/m3；
ρg——天然气密度，kg/m3；
σgw——气液两相表面张力，mN/m；
C、如果井斜角的最大值θ≥52.9°，那么该大斜度气井的临界携液流速按以下公式进行计算：
优选地，所述气液两相表面张力σgw通过矿化度计算得到。
优选地，所述大斜度气井包括定向井，水平井或分支井。
优选地，所述大斜度气井为产气含水率大于50％的低气液比气井。
优选地，所述大斜度气井为日产气油比大于10000m3/m3的高气油比气井。
本发明的有益之处在于，考虑到了井斜角对液滴的影响，确定了不同井斜角范围内对临界携液流速的计算方法，其适用于多种大斜度气井，适用范围广，且经实践检验后可知使用该方法可以获得更为精确的东海地区大斜度气井的携液状态预测，为气田的管径选择、自喷期预测、产量调整、排液采气措施工艺设计等方面提供依据，为同类型大斜度、低气液比气井和高气油比气井的临界携液流量计算提供参考。
附图说明
图1是本发明的一个钻井轨迹示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步详细说明。这些实施方式仅用于说明本发明，而并非对本发明的限制。
本发明提供了一种东海地区大斜度气井连续临界携液流速确定方法，包括以下步骤：
A、根据井筒轨迹曲线确定井斜角的最大值θ，井斜角为轨迹曲线上某点的切线方向与竖直方向的夹角；
B、如果井斜角的最大值θ<52.9°，那么该大斜度气井的临界携液流速按以下公式进行计算：
式中：vc——连续携液临界流速，m/s；
ρw——液相密度，kg/m3；
ρg——天然气密度，kg/m3；
σgw——气液两相表面张力，mN/m；
其中，气液两相表面张力σgw可以优选地通过矿化度计算得到。
C、如果井斜角的最大值θ≥52.9°，那么该大斜度气井的临界携液流速按以下公式进行计算：
如图1所示，大斜度气井的井筒轨迹分为造斜段(即斜度时刻变化的井段)和稳斜段(即保持某一斜度钻进的井段)。从图中可看出：先从井口经过垂直向下的稳斜段，再经过井斜角度由0°最终达到91.8度的造斜段，最终到达目的层的水平井段同时也是稳斜段。由于该井在造斜段一定会经过临界携液流量最大值处(即斜度为52.9°处)，因此应分别采用两种计算方法计算位于该点前段和后段的临界携液流速。
在本发明的一个具体实施例中，大斜度气井包括定向井，水平井或分支井。其可以为产气含水率大于50％的低气液比气井，也可以为日产气油比大于10000m3/m3的高气油比气井。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和替换，这些改进和替换也应视为本发明的保护范围。
Claims (5)
1.一种东海地区大斜度气井连续临界携液流速确定方法，其特征在于，包括以下步骤：
A、根据井筒轨迹曲线确定井斜角的最大值θ，所述井斜角为轨迹曲线上某点的切线方向与竖直方向的夹角；
B、如果井斜角的最大值θ<52.9°，那么该大斜度气井的临界携液流速按以下公式进行计算：
式中：vc——连续携液临界流速，m/s；
ρw——液相密度，kg/m3；
ρg——天然气密度，kg/m3；
σgw——气液两相表面张力，mN/m；
C、如果井斜角的最大值θ≥52.9°，那么该大斜度气井的临界携液流速按以下公式进行计算：
2.根据权利要求1所述的连续临界携液流速确定方法，其特征在于，所述气液两相表面张力σgw通过矿化度计算得到。
3.根据权利要求1所述的连续临界携液流速确定方法，其特征在于，所述大斜度气井包括定向井，水平井或分支井。
4.根据权利要求1所述的连续临界携液流速确定方法，其特征在于，所述大斜度气井为产气含水率大于50％的低气液比气井。
5.根据权利要求1所述的连续临界携液流速确定方法，其特征在于，所述大斜度气井为日产气油比大于10000m3/m3的高气油比气井。
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