一种低气液比气井临界携液量的确定方法

技术领域

本发明涉及一种低气液比气井临界携液量的确定方法，属于采矿技术领域。

背景技术

地层水进入井底后，井筒内由单相流(气体)转变为气液两相流动，依据气体流速 与气液比变化，井筒内可能出现泡流、段塞流、环流、雾流等四种流动状态。当井筒处 于雾流状态时，可使用以turner为首的液滴模型求取气井的临界携液量，但当气井处于 非雾流状态时，目前尚没有适用于该条件的计算模型，而在实际工作中，气井见水后一 般都要经历非雾流状态的生产过程，如何计算非雾流状态下气井的临界携液量，对延长 气井生产时间，提高气井采收率有重要意义。

发明内容

为了解决现有技术的不足，本发明提供了一种低气液比气井临界携液量的确定方 法，可以解决对现有低气液比气井积液与否实时监测、预测井筒积液时间及计算低气液 比气井合理产能等问题，进而提高气井采收率，增加其经济效益。

本发明为解决其技术问题所采用的技术方案是：提供了一种低气液比气井临界携液 量的确定方法，具体包括以下步骤：

(1)采集气井参数，所述气井参数包括井口压力P₁、井底压力P₂、井口温度T₁、 井底温度T₂、油管内径d、地层水密度ρ_w、原油密度ρ_o、水的粘度σ_w、油的粘度σ_o、 产出液中水占比例α₁、产出液中油占比例α₂、以及日产气量q_g，并根据井口压力P₁、 井口温度T₁确定井口条件下的气体偏差系数Z₁和井口条件下气体密度ρ_g1，根据井底压 力P₂、井底温度T₂确定井底条件下的气体偏差系数Z₂和井底条件下气体密度ρ_g2；

(2)根据以下公式计算液体混相密度ρ_L：

ρ_L＝α₁·ρ_w+α₂·ρ_o

(3)根据以下公式计算液体混相粘度σ：

σ＝α₁·σ_w+α₂·σ_o

(4)判断气井的井型，若气井为水平井，利用低气液比水平井气携液方程进行拟 合：

$q_L=-\frac{Z_1(P_2-P_1)·d^2·\pi }{40·Z_2·P_1·P_2·T_2}·{q_g}^2+\frac{1}{T_2}·q_g-\frac{3.3·{\rho }_{g1}·{\rho }_{g2}}{({\rho }_L-{\rho }_{g2})·\sigma ·T_1}$

其中，q_L表示日产液量，单位为m³/d；q_g表示日产气量，单位为m³/d；Z₁表示井口 条件下的气体偏差系数；Z₂表示井底条件下的气体偏差系数；P₁表示井口压力，单位为 MPa；P₂表示井底压力，单位为MPa；T₁表示井口温度，单位为K；T₂表示井底温度， 单位为K；d表示油管内径，单位为m；ρ_g1表示井口条件下气体密度，单位为kg/m³；ρ_g2表示井底条件下气体密度，单位为kg/m³；ρ_L表示液体混相密度，单位为kg/m³，单位 为σ表示液体混相粘度，单位为N/m；

若气井为直井，利用低气液比直井气携液方程计算日产液量：

$q_L=-\frac{Z_1(P_2-P_1)·d^2·\pi }{8·Z_2·P_1·P_2·T_2}·{q_g}^2+\frac{2.5}{T_2}·q_g-\frac{9.3·{\rho }_{g1}·{\rho }_{g2}}{({\rho }_L-{\rho }_{g2})·\sigma ·T_1}$

其中，q_L表示日产液量，单位为m³/d；q_g表示日产气量，单位为m³/d；Z₁表示井口 条件下的气体偏差系数；Z₂表示井底条件下的气体偏差系数；P₁表示井口压力，单位为 MPa；P₂表示井底压力，单位为MPa；T₁表示井口温度，单位为K；T₂表示井底温度， 单位为K；d表示油管内径，单位为m；ρ_g1表示井口条件下气体密度，单位为kg/m³；ρ_g2表示井底条件下气体密度，单位为kg/m³；ρ_L表示液体混相密度，单位为kg/m³，单位 为σ表示液体混相粘度，单位为N/m；

低气液比水平井气携液方程或低气液比直井气携液方程中日产液量达到的最大值为 临界携液量。

本发明基于其技术方案所具有的有益效果在于：本发明提供了低气液比气井临界携 液量的确定方法，确定了气井参数与日产液量的关系，其参数均为气井井底、井口的日 常测试数据，变量简单，仅需要每天一测，以此表征井筒内复杂的气携液关系，可以实 现对井筒状况的实时监测，以此为依据确定临界携液量，计算准确，能够为预测井筒积 液及后期生产措施提供重要依据。

附图说明

图1是稳定供液时气井产气量与最大携液量关系示意图。

图2是低气液比气携液方程计算出的携液量与相同条件下气井实际携液量对比图， 其中图2(1)和图2(2)、图2(3)分别是某直井、某水平井甲以及某水平井乙分别按 低气液比气携液方程计算出的携液量与相同条件下气井实际携液量对比图。

图3是本发明的流程示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。

本发明基于气、液间流态变化理论，推理出气井气体流量(流速)与其最大携液量 之间的变化规律。如图1所示，当井筒内气液间为雾流状态时，气井的产气量与其最大 携液量为近正比关系；当井筒内气液间为非雾流状态时，从泡流、段塞流到过渡流，气 井产气量与最大携液量为近抛物线关系，由于段塞流状态时，气液间滑脱损失最小，因 此，在圆圈标识处的段塞流状态的气携液量临界值达到最大。

以产气量与其最大携液量分别为自变量和因变量，以二项式方程为基本数学模型， 利用已积液低气液比气井产气量与其对应的携液量进行数学模型拟合，确定方程中的二 次项、一次项及常数项系数。

井筒气携液过程中，气体携液量大小主要取决于其初始能量和携液过程中的能量损 失，因此，数学模型中的各系数是井底压力、井底温度、油管直径、井口压力、井口温 度、气体密度、液体粘度等参数的综合表达。通过对低气液比气井井筒相态及相关资料 分析可知，气井进入非雾流状态后，并非所有井段均为非雾流状态流动，而是由雾流与 非雾流相态组合而成。综合分析认为，低气液比气井气携液方程中，二次项系数表示非 雾流相态影响因子，一次相系数表示雾流相态影响因子，由此提出低气液比气井气携液 模型，其中低气液比水平井气携液模型为：

$q_L=-\frac{Z_1(P_2-P_1)·d^2·\pi }{40·Z_2·P_1·P_2·T_2}·{q_g}^2+\frac{1}{T_2}·q_g-\frac{3.3·{\rho }_{g1}·{\rho }_{g2}}{({\rho }_L-{\rho }_{g2})·\sigma ·T_1}$

低气液比直井气携液模型为：

$q_L=-\frac{Z_1(P_2-P_1)·d^2·\pi }{8·Z_2·P_1·P_2·T_2}·{q_g}^2+\frac{2.5}{T_2}·q_g-\frac{9.3·{\rho }_{g1}·{\rho }_{g2}}{({\rho }_L-{\rho }_{g2})·\sigma ·T_1}$

其中，q_L表示日产液量，单位为m³/d；q_g表示日产气量，单位为m³/d；Z₁表示井 口条件下的气体偏差系数；Z₂表示井底条件下的气体偏差系数；P₁表示井口压力，单位 为MPa；P₂表示井底压力，单位为MPa；T₁表示井口温度，单位为K；T₂表示井底温 度，单位为K；d表示油管内径，单位为m；ρ_g1表示井口条件下气体密度，单位为kg/m³； ρ_g2表示井底条件下气体密度，单位为kg/m³；ρ_L表示液体混相密度，单位为kg/m³，单 位为σ表示液体混相粘度，单位为N/m。

某凝析气藏产水井井筒内表现为油气水三相共存，高低气液比界线为1300。

1井(直井)：

井筒开始积液后，气井产出气液比400-1000，表现为油气水三相非雾流流动状态。

2井(水平井)：

井筒开始积液后，气井产出气液比800-1000，表现为油气水三相非雾流流动状态。

3井(水平井)：

井筒开始积液后，气井产出气液比1000-2000，井筒内油气水三相从雾流状态逐步 过渡至段塞流。

4井(水平井)：

井筒开始积液后，气井产出气液比900-1900，井筒内油气水三相从雾流状态逐步过 渡至段塞流。

各井所述的采集到的气井参数的相关数据如下表所示：

表1 某凝析气藏各井井口和井底基本参数表

基于此，本发明提供了一种低气液比气井临界携液量的确定方法，参照图3，具体 包括以下步骤：

(1)采集气井参数，所述气井参数包括井口压力P₁、井底压力P₂、井口温度T₁、 井底温度T₂、油管内径d、地层水密度ρ_w、原油密度ρ_o、水的粘度σ_w、油的粘度σ_o、 产出液中水占比例α₁、产出液中油占比例α₂、以及日产气量q_g，并根据井口压力P₁、 井口温度T₁确定井口条件下的气体偏差系数Z₁和井口条件下气体密度ρ_g1，根据井底压 力P₂、井底温度T₂确定井底条件下的气体偏差系数Z₂和井底条件下气体密度ρ_g2；

(2)根据以下公式计算液体混相密度ρ_L：

ρ_L＝α₁·ρ_w+α₂·ρ_o

(3)根据以下公式计算液体混相粘度σ：

σ＝α₁·σ_w+α₂·σ_o

(4)判断气井的井型，若气井为水平井，利用低气液比水平井气携液方程进行拟 合：

$q_L=-\frac{Z_1(P_2-P_1)·d^2·\pi }{40·Z_2·P_1·P_2·T_2}·{q_g}^2+\frac{1}{T_2}·q_g-\frac{3.3·{\rho }_{g1}·{\rho }_{g2}}{({\rho }_L-{\rho }_{g2})·\sigma ·T_1}$

其中，q_L表示日产液量，单位为m³/d；q_g表示日产气量，单位为m³/d；Z₁表示井口 条件下的气体偏差系数；Z₂表示井底条件下的气体偏差系数；P₁表示井口压力，单位为 MPa；P₂表示井底压力，单位为MPa；T₁表示井口温度，单位为K；T₂表示井底温度， 单位为K；d表示油管内径，单位为m；ρ_g1表示井口条件下气体密度，单位为kg/m³；ρ_g2表示井底条件下气体密度，单位为kg/m³；ρ_L表示液体混相密度，单位为kg/m³，单位 为σ表示液体混相粘度，单位为N/m；

若气井为直井，利用低气液比直井气携液方程计算日产液量：

$q_L=-\frac{Z_1(P_2-P_1)·d^2·\pi }{8·Z_2·P_1·P_2·T_2}·{q_g}^2+\frac{2.5}{T_2}·q_g-\frac{9.3·{\rho }_{g1}·{\rho }_{g2}}{({\rho }_L-{\rho }_{g2})·\sigma ·T_1}$

其中，q_L表示日产液量，单位为m³/d；q_g表示日产气量，单位为m³/d；Z₁表示井口 条件下的气体偏差系数；Z₂表示井底条件下的气体偏差系数；P₁表示井口压力，单位为 MPa；P₂表示井底压力，单位为MPa；T₁表示井口温度，单位为K；T₂表示井底温度， 单位为K；d表示油管内径，单位为m；ρ_g1表示井口条件下气体密度，单位为kg/m³；ρ_g2表示井底条件下气体密度，单位为kg/m³；ρ_L表示液体混相密度，单位为kg/m³，单位 为σ表示液体混相粘度，单位为N/m；

低气液比水平井气携液方程或低气液比直井气携液方程中日产液量达到的最大值为 临界携液量，该日产液量为该井的合理产能。图2中，空心圆圈表示实际饱和携液量， 实心三角表示通过低气液比水平井气携液方程或低气液比直井气携液方程计算的饱和 携液量，其中图2(1)和图2(2)、图2(3)分别是某直井、某水平井甲以及某水平井 乙分别按低气液比气携液方程计算出的携液量与相同条件下气井实际携液量对比图。如 果气井真实携液量达到理论计算值，则说明气井达到饱和携液状态，随时可能出现井筒 积液，相反，如果真实携液量小于理论计算值，则说明气井未达到饱和携液状态，井筒 无积液。当气井真实携液量达到理论计算值时，该井就应及时采取人工排液措施，以延 长气井生产时间，提高采收率。同时，依据计算公式可以得到非雾流状态下最大携液量， 该值即为气井调整的合理产能，在该产能条件下，相同产气量可携带出的液体最多，可 最大限度的降低人工排液花费。