气井临界携液流量的计算方法_熊健

解释天然气气井临界携液流量的计算方法

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NATURALGASANDOIL

天然气与石油2011年8月

气井临界携液流量的计算方法

熊

健1李凌峰2张涛1

1.西南石油大学，四川成都610500

“CNPC采油采气”重点实验室，湖北荆州4340232.长江大学石油工程学院

摘要：

在气藏开发中，气井井底的液量若不能及时排出，就会在井底聚集，将会形成积液，严重时造成水淹停产，因此，预测气井积液很重要。目前现场主要应用Turner模型进行气井临界携液流量的计算，但有一定的局限性。在实际生产现场，每口井的生产条件是不一样的，因此在计算气井临界携液流量时应先结合拽力系数CD的全域拟合关联式计算出液滴的拽力系数，采用与Turner液滴模型相同的力学分析方法，得到了针对不同生产井的临界携液流量的计算公式。通过实例的计算分析，其预测结果较符合实际生产。

关键词：

气井积液；临界携液流量；拽力系数；液滴模型

文献标识码：A

文献编号：1006-5539（2011）04-0054-03

0前言

气井正常生产时，气体为连续相，液体为分散颗

础上，根据Turner液滴理论推导出临界携液流量模型。通过实例分析，计算的临界携液流量更符合实际生产情况。

粒［1］，液体以颗粒的形式被气体携带到地面，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，这样液体将在井底聚集，形成积液。为保证气井不积液，气井产量必须大于临界携液流量，因此，气井的临界携液流量是非常重要的一个数据［2］。1969年，

1气井临界携液流量模型概括

1969年，Turner［3］针对大于1400m3/m3的高气液比，

通过对管壁液膜移动模型和高速气流携带液滴模型的比较，认为高速气流携带液滴模型更适合于气井的积液问题。他通过在假设高速气流携带的液滴是圆球形的前提下，推导出临界流速计算公式，并对公式进行修正后得出气井临界流量公式。近年来，国内外许多研究者［4~9］在Turner液滴模型的基础上，提出了多种新的计算模型。Coleman［4］认为对于低压气井没有必要对Turner模型中的临界流速进行20%的修正，而

Turner等人［3］建立了液滴模型，并将理论结果上调20%来提高与现场的接近程度，该模型得到广泛应

用。但是，近年来国内外研究者提出了多种新的临界携液流量模型［4~9］，这些模型可以被认为是对Turner液滴模型进行的修正或改进。本文在邵明望等人［10］得到的拽力系数CD和雷诺数之间的全域拟合关联式的基

收稿日期：

2010-12-03

基金项目：

湖北省教育厅优秀中青年人才资助项目（Q20091212）作者简介：

熊健（1986-），男，湖北荆州人，在读硕士研究生，主要从事油气藏工程等方面研究。

解释天然气气井临界携液流量的计算方法

第29卷第4期

OILANDGASFIELDDEVELOPMENT油气田开发

是认为对临界流速公式前的系数进行修正后预测结果比较理想；Nosseir［5］以及刘广峰等人［6］认为雷诺数取值范围不一样时，所取的拽力系数CD不一样，推导出雷诺数在（3×105，5×106）范围内模型；LiMin等人［7］认为液滴在高速气流作用下会由圆球形变成一个椭球形，且椭球形时所取拽力系数CD近似等于1，推导出新的计算模型；王毅忠等人［8］根据流体力学的最新成果，推导出气井携液过程中的液滴形状是以球帽形为主的临界流速公式，并对公式前的系数进行25%的修

表1

各临界流速公式对比

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正；彭朝阳［9］指出液滴在气流的作用下呈高宽比接近

0.9的椭球体，并推导出新的计算模型。这些新的计算

模型是根据Turner液滴理论推导出液滴呈现不同形态条件下或在雷诺数不同范围段条件下的气井临界流速公式，这些新的计算模型因取不同的拽力系数而推导出的系数a值不一样，因此，可认为推导出的临界流速公式只不过是系数不一样，见表1，是对Turner液滴模型进行的修正或改进，使计算模型进一步完善。

模型拽力系数CD

系数a

Ｔｕｒｎｅｒ模型１０．４４６．６

Ｃｏｌｅｍａｎ模型２０．４４４．４５

Ｎｏｓｓｅｉｒ模型３０．２６．６５

刘广峰模型３０．２６．６５

李闽模型４１．０２．５

王毅忠模型５１．１７２．２５

彭朝阳模型６０．３２３６４．５４

将式（5）、（6）代入式（2）中简化得气井临界携液

2气井临界携液流量公式推导

根据Turner液滴理论［3］推导出的气井临界携液

流速公式：

0.25

·（ZT/Pγg）0.5·!·v=1.694×10-2aσ（ρl-3484.4γgP/ZT）"

流速公式为：

0.252"v=a!σ（ρ1-ρg）/ρg

（6）

（1）

将式（4）、（7）代入式（2）中简化得气井临界携液流量公式：

0.25

·（P/γgZT）0.5·!·qc=3.326×102ad2σ（ρl-3484.4γgP/ZT）"c

其中：a=（4g/3CD）0.25式中

——临界流速，m/s；v—

——拽力系数，无因次；CD—

——重力加速度，m/s2；g—

——液相、气相和气液混合物的密度，ρl、ρg、ρm—

（7）

根据实验数据绘制出的绕流阻力系数曲线图，在不同的雷诺数范围，会引起液滴形状呈现不同的状态，且会影响液滴的拽力系数CD值的计算［7］。邵明望［10］根据实验数据利用非线性拟合方法得到一种拟合程度较高的关系式：

（2）（3）

kg/m3；

——气液表面张力，N/m。σ—

换算成标况下的气井临界携液流量公式：··qc=2.5×104AvP/ZT油管面积：

CD=24/Re+3.409Re-0.3083+3.68×10-5Re/（1+4.5×105Re1.054）

（8）

式中

——雷诺数，无因次。Re—

根据文献［10］可知，该公式是全域拟合关联式，公式的拟合程度较高，误差较小，因此，笔者在计算临界携液流量时利用这个公式计算拽力系数值。根据气井的实际参数先计算出流体的雷诺数，再依据域拟合关联式计算拽力系数CD值，再根据临界携液流量模型，计算气井的临界流量，来判断气井是否积液。

A=π/4d2c

式中

——临界流量，104m3/d；qc—

——油管横截面积，m2；A—

——压力，MPa；P———温度，K；T—

——管内径，m；dc—

——天然气偏差系数，无因次。Z—

井筒中天然气密度：

ρg=PMg/ZT

井筒中天然气的摩尔质量：

（4）（5）

3实例分析

在相同条件下，利用本文中总结的国内外研究者

Mg=28.97γg

式中

——天然气的摩尔质量，g/mol；Mg—

——气体的相对密度，无因次。γg—

推导出的气井临界携液流量模型和文中推导的临界携液流量模型对气井进行了连续临界携液流量的对比计算，并预测气井的生产状态，实例对比分析结果

解释天然气气井临界携液流量的计算方法

见表2。气井的部分生产数据见表2，一般天然气的相对密度0.58~0.62，计算时天然气的相对密度取0.6，气井的井口温度为322K，气井的井口压力根据气井的实测数据，气的临界温度为193K，临界压力为4.6

表2

实例分析

MPa，采气管柱的内径为0.062m。其中天然气偏差系

数Z采用D-A-K［11］方法计算，同时为了计算方便，对于水的密度和表面张力，可采用以下经验数据［1］，气—水间的界面张力取0.06N/m，水密度为1074kg/m3。

m3/d

水量２．５２．１７．４３．５３．８４．５８．５６．３１３．５６．９１０．３４．１５．３４．８３．５

气量３３１３８２５６３１２３７５３３２３３４３２１１４１４５０９４４９８７４５７４０２０５８０４２８８５４６８７０２５０３５２１６１５４６７８８３８１４０８０３０

模型１６６６２１５４２４１５９０４２７０５００６３２０２３９０３０８０１９５７２６９９６６１３２７１３５５８５７３２６３２１３５８２０９７８８４９７５７２１７６４０４

模型２４４９１８３６５７２３９８０９４７５３４４２６１３２６３１６５４０７１４９０１７４４５８９４８１１１５７８０４４２６２１３９２４７５３１６３５１０５４５１５１５

模型３６７１２５５４６５２５９４８９７１０３４６３６８１

３９３２６８０８０２７３２５０６６６３３７１８９６８６３８２６３６９２５８６５０７９４４６７６２９５７６９８３

模型４２５２３５２０５４６２２３６４２６７０４２３９４０１４７８４３０３７７２７５３８２５０５０２７０２８３２４７４２３９４４２２０４９２９８６７２８６８２２８９４１

模型５２２７１２１８４９１２０１２８２４０３４２１５４６１３３０６２７３３９２４７８４２２５４５２４３２６２９２２７２１５５０１９８４４２６８８０２５８１４２６０４７

模型６４５８２７３７３１１４０６１４４８４９５４３４７５２６８４８５５１６４５０００８４５４９０４９０８４５８９７４４３４８３４００４１５４２３８５２０８７５２５５７

公式７２４６２８２０４４７２２８２６２７２９３２４１２１１４３０３３１９５０２８３６５２５３３９２７６１３３２６９０２４４５５２２０９４３０６３３２９２３６２８９０１

气井状态正常生产正常生产接近积液正常生产正常生产接近积液正常生产正常生产积液正常生产正常生产接近积液接近积液正常生产正常生产积液

从表1可以看出模型1和模型3的计算结果偏大，预测结果的误差较大，而模型5的计算结果偏小，但是与实际生产有误差，文中推导的气井临界携液流量模型与模型4的计算结果相近，但文中推导模型的预测结果与实际生产较一致。文中推导模型是根据气井的实际气井参数计算出雷诺数，根据拽力系数CD和雷诺数之间的拟合的关联式（式（8）），计算出颗粒的拽力系数CD值，再利用临界携液流量模型计算出的临界流量，因此，推导模型的预测结果与实际生产较一致。

假设气井产量等于其临界携液流量，对角线为基准线，那么正常生产气井（圆形符号）应处于对角线上方，接近积液的气井（菱形符号）应分布在对角线附近，而积液井（三角形符号）应在下方。从图1中可以说明临界携液流量模型的有效性。

图1

模型计算结果与生产数据对比

比提出液滴模型后，国内外的研究者对Turner液滴模型进行了修正或改进，使计算模型更完善。

b）液滴变形会影响拽力系数的计算，而液滴拽力

系数是液滴与流体相对运动时雷诺数函数，因此，拽力系数可通过拽力系数CD和雷诺数之间拟合的关联式计算且误差较小。

c）在现场实际生产的基础上，因生产井的生产状

况的差异性，在计算气井临界携液流量时应优先计算

4结论与认识

a）1969年，Turner针对大于1400m3/m3的高气液

CD值，然后计算临界携液流量，能得到预测结果。

（下转第84页）

解释天然气气井临界携液流量的计算方法

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4结论

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解释天然气气井临界携液流量的计算方法

SELECTEDABSTRACTS

NATURALGASANDOIL（BIMONTHLY）Vol.29No.4Aug.2011

ABSTRACT：InordertofurtherunderstandeffectsoffluidpenetrationregularityandtemperaturechangearoundCO2injectoronasphaltenedepositionduringCO2injection，analyzedcomprehensivelyareasphaltenedeposition，en-ergytransformationandCO2temperaturechangeandestablishedisanumericalmodelduringCO2injectionaccord-ingtohistoricaldata.Appliedisthenumericalmodelincertaininjectorandtheresearchresultsshowthatliquidfloodingexistsinlowtemperaturedriving，temperatureinfluencerangeisextendedalongwiththeincreaseofgasin-jectionpressure，higheraccumulationofdepositedasphalteneisshownmainlyaroundimmediatevicinityofwellbore；precipitatedasphaltenetriggeredbylowtemperatureCO2injectionislessthanthatcalculatedbysimulativemodelofnormaltemperatureCO2injection.DiscussedaretwoaspectsoflowtemperatureCO2drivingefficiencyduringmodelcalculation，drawnarefourkindsofbasiclowtemperatureCO2displacementschematicsandithasbeenrealizedthatitiscriticaltoselectinjectionparametersproperlyforlowtemperaturecarbondioxideflooding.KEYWORDS：Asphaltene；CO2injection；Numericalsimulation；Temperaturechange

HydraulicFracturingTechnologiesofLowEfficientGasReservoirinXujiaheFormationofLongnvsiStruc-ture

BaiXuejing，YangZhaozhong，LiXiaogang（SouthwestPetroleumUniversityOilEngineeringInstitute，Chengdu，Sichuan610500，China）

ChunLan（PetroChinaSouthwestOilandGasFieldCompanyInefficientOilandGasExploitationDepartment，Cheng-du，Sichuan，610017，China）

ZengZhu（PetroChinaSouthwestOilandGasFieldCompanyCentralSichuanOilandGasWellArea，Suining，Sichuan，629000,China）NGO，2011，29（4）：50-53

ABSTRACT：ThegasreservoirinXujiaheformationofLongnvsistructureischaracterizedwithlowporosityandlowpermeabilityorultra-lowporosityandultra-lowpermeabilityandhydraulicfracturingisthemainmethodofitscom-missioningandyieldincrease.However，becauseofpoorphysicalproperties，lowreservoirabundanceandseverehet-erogeneity，itisdifficulttoensurethefracturingresultofthisgasreservoir.Analyzedarethecharacteristicsoflithol-ogyandphysicalpropertiesofthegasreservoir，summarizedaredifficultiesofhydraulicfracturinginthisareaandputforwardareaseriesofsuchtechniquesforimprovinghydraulicfracturingeffectsastestingfracturing，proppingagentslug，quasi-linearsand-addingfracturingandrapidflow-back.Conductedissand-addingfracturingfieldtestonsixwellsandtherateofsuccessfulstimulationreachesupto70%andthetestingproductionis16.78×104m3/d，whichlaysafoundationforimprovingthefracturingeffectofsuchgasreservoirs.

KEYWORDS：Lowefficientgasreservoir；Hydraulicfracturing；Longnvsistructure；Xujiaheformation

CalculationofCriticalLiquidCarryingFlowRateinGasWell

XiongJian，ZhangTao（SouthwestPetroleumUniversity，Chengdu，Sichuan，610500，China）

LiLingfeng（KeyLaboratoryofExplorationTechnologiesforOilandGasResourcesofPetroleumEngineeringCollegeofYangtzeUniversity，Jingzhou，Hubei，434023，China）NGO，2011，29（4）：54-56

ABSTRACT：Ingasreservoirdevelopment，fluidswillaccumulateingaswellbottomandliquidloadingwillforminthebottomifsuchfluidsdonotbepromptlydischarged，whichwillresultinwaterloggingandproductionhalts.There-fore，itisimportanttopredictliquidloadingingaswell.Atpresent，Turnerequationismainlyusedforcalculationofcriticalliquidcarryingflowrateatsiteandcertainlimitationexistsinthiscalculation.Intheactualproductionfield，productionconditionsofeachwellaredifferent，incalculationofgaswellcriticalliquidcarryingflowrate，thedomainfittingcorrelationsofdragcoefficientCDshallbecombinedfirstlytocalculatedragcoefficientofliquiddropandme-chanicalanalysismethodsameasTurnerliquiddropmodelisadoptedtoobtaincalculationformulaforcriticalliquidcarryingflowratesindifferentproductiongaswells.Actualcalculationandanalysisresultsshowthatcriticalliquidcarryingflowratespredictedindifferentproductiongaswellsareconsistentwiththoserecordedinactualproduction.KEYWORDS：Gaswellliquidloading；Criticalliquid-carryingflowrate；Dragcoefficient；Liquiddropmodel

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/faq4.html