煤层气井井底流压计算方法

煤层气井井底流压计算方法
孙仁远;宣英龙;任晓霞;王楚峰;胡爱梅
【摘要】The bottom-hole flow pressure (BHFP) of coalbed methane (CBM) wells is very important for production strategy designing and management performance. According to the different drainage methods and production characteristics of CBM wells, the BHFP of CBM wells was calculated by different combination methods on the basis of the conventional gas wells BHFP calculation methods. A set of software was designed for the BHFP calculation of CBM wells and the results were compared with that of actual measured in CBM wells. The relationship between the BHFP and the productions in different drainage production period were analyzed by using the field CBM production data. The research shows that the pressure of pure gas column calculated by mean temperature-mean deviation coefficient method is higher than that by Cullender-Smith method. The pressure of gas-liquid mixture column calculated by "S" curve method corrected by Podio is higher than that calculated by the J.I Chen-X.A Yue method and the Hasan-Kabir analysis method. The BHFP makes negative correlation with the CBM production when the CBM supply is rich and the CBM production increases with the decrease of BHFP. The change of BHFP with CBM production is different for different CBM production stage.%煤层气井的井底流压对于煤层气井的排采方案设计与管理具有重要的意义.借鉴常规气井井底流压的计算方法,结合煤层气井的排采方式和生产特点,采用不同的方法组合计算了煤层气井的井底流压,编制了煤层气井井底流压计算软件,并将计算结果与现
场实测结果进行对比.利用现场煤层气排采数据分析了煤层气排采不同阶段井底流
压与煤层气产量的关系.结果表明:对于纯气段压力的计算,平均温度-平均偏差系数
法的计算值比Cullender-Smith法高；对于气液混合段压力的计算,Podio修正“S”曲线法计算出的结果比陈家琅-岳湘安法和Hasan-Kabir解析方法略高；在
煤层供气充足的条件下,井底流压与产气量呈负相关关系,产气量随井底流压的降低
而增加；在煤层气井排采的不同阶段,井底流压随产气量呈现不同的变化规律.
【期刊名称】《石油钻采工艺》
【年(卷),期】2012(034)004
【总页数】4页(P100-103)
【关键词】煤层气;煤层气井;井底流压;两相流
【作者】孙仁远;宣英龙;任晓霞;王楚峰;胡爱梅
【作者单位】中国石油大学石油工程学院,北京 102249;中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266555;中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266555;中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266555;中联煤层气有限责任公司,北京 100011;煤层气国家工程研究中心,北京 100095
【正文语种】中文
【中图分类】TE37
煤层气井井底流压的大小不仅决定着煤层气井的产能，而且影响排采设备的工作状况，是进行有效举升设计和排采设备选型的重要参数［1-2］。

目前，有关煤层气井井底流压的计算方法很少，不能有效指导煤层气井的开发。

在常规气井井底流压计算方面，环空纯气段压力通常采用的计算方法有平均温度–平均偏差系数法［3］
和Cullender–Smith方法［4］。

气液混合段压力计算比较复杂，目前有陈家琅–岳湘安方法［5］、Podio修正“S”曲线法［6］和Hasan–Kabir解析公式法［7］。

笔者借鉴常规气井井底流压的计算方法，结合煤层气井的生产特点，采用不同的方法组合来计算煤层气井的井底流压，编制煤层气井井底流压计算软件，并将计算结果与现场实测结果进行对比，分析计算结果的准确性。

结合现场煤层气排采数据，分析煤层气排采不同阶段井底流压与煤层气产量的关系。

煤层气井油套环空中的流体由上部的纯气体段和下部的气液混合段组成。

根据含气率的大小，气液混合段又可分为段塞流段和泡流段［8］。

因此，煤层气井的井底流压由3部分压力组成，即套压、纯气段压力及气液混合段压力（见图1）。

式中，pwf为井底流压，MPa；pc为套压，MPa；pg为纯气段压力，MPa；pm 为气液混合段压力，MPa。

2.1 环空纯气段压力计算
对于环空中流动的气体，其动能损失可忽略不计，由物质守恒定律［9-10］得
若已知井口参数，要计算环空拟液面（环空拟气柱长度，拟气柱包括上部的纯气体段和混气液柱段中泡沫段中的气体）处的压力［11］，实质上就是对式（2）进行积分。

2.1.1 平均温度–平均偏差系数法将井筒温度和天然气的压缩系数视为常数，由式（2）可得拟液面H处的压力
式中，pgH为拟液面处的压力，MPa；为环空内气体平均绝对温度，K；为在（，）下，环空内气体偏差系数；f为Moody摩阻系数；H为拟液面深度，m；qsc为标准状态下气体流量，m3/d；Do为套管内径，m；Di为内管外径，m。

若已知pc，计算pgH的步骤如图2所示。

2.1.2 Cullender–Smith方法
（1）按拟液面深度H计算［2，4］。

对于流动气柱，由公式（2）变换得
（2）将拟液面深度H等分为n段
对其中任一段采用一步法迭代计算，直至拟液面深度处压力。

2.2 环空气水混合段压力计算
2.2.1 陈家琅–岳湘安法对环空气液混合段按深度分段计算，则有
陈家琅–岳湘安通过实验的方法确定了环空中气体表观速度vsg和压力梯度校正系数GCF之间的关系［5］，即
式中，GCF为每一气液混合段的压力梯度校正系数，无因次；Hi为每一气液混合
段的长度，m；rLi为液体重度，Pa/m；vsg为气体表观流速，m/s。

2.2.2 Podio修正“S”曲线法 Podio等人采用修正“S”曲线法来求解气液混合
段的压力梯度校正系数GCF［2］，得到
式中，C0～C8为常数。

2.2.3 Hasan–Kabir方法 Hasan–Kabir推导了井底压力的解析表达式［2,7］为
式中，rL为液体的压力梯度，Pa/m；hL为混气液柱长度，m；fg为气体空隙率，无因次。

3.1 煤层气井井底流压计算结果对比分析
采用VB程序语言编制了煤层气井井底流压计算软件。

软件主要包括参数输入、方法选择、结果对比、曲线绘制及打印等模块。

图3为煤层气井井底流压计算软件
的流程图。

为了验证方法的正确性，将利用软件计算的井底流压值与实测值进行对比。

煤层气井的基本参数为：井深500 m，拟液面深度50 m，油管外径0.073 m，套管内径0.166 m，井口套压0.480 MPa，井口温度20 ℃，地温梯度
3.0 ℃/(100 m)，日产气1 125 m3，日产水3.8 m3，气体密度0.716 kg/m3，
气体黏度0.011 mPa·s，井底流压实测结果为1.675 MPa，井底流压计算值与实
测值的对比见表1。

由表1可见，采用不同方法组合计算的井底流压与实测井底压力相比，相对误差较小。

其中，由于平均温度–平均偏差系数法在计算纯气段压力时没有考虑温度和气体偏差系数的影响，故计算结果比Cullender–Smith方法高一些。

气液混合段压力计算时，Podio修正“S”曲线法的计算结果比陈家琅–岳湘安法和Hasan–Kabir方法略高，产生这种现象的原因是陈家琅–岳湘安法在实验条件改变时不能准确适用，而Hasan–Kabir方法计算气液混合段的压力时忽略了其中气体产生的压力。

因此在实际应用时，应考虑每种方法的适用条件，选择合适的方法准确计算煤层气井的井底流压，为煤层气井的生产提供可靠的参数。

3.2 井底流压与产气量的关系
图4为利用煤层气井底流压计算软件计算的典型煤层气生产井的井底流压与产水量、产气量的关系曲线。

可以看出，在煤层供气充足的条件下，井底流压与气体流量总体呈负相关关系，气体流量随井底流压降低而增加。

在排水降压初期，煤层气产量几乎为0，井底流压较高；当储层压力下降到临界解吸压力以下时，煤层气井开始产气。

在解吸产气初期，煤层压降漏斗范围小，气体产量较小，井底流压下降快，在该阶段应控制排水的速度，使压降漏斗尽可能向远处传播。

随着压降漏斗不断扩展，煤层气井排采逐渐进入稳定产气阶段，该阶段煤层气产量较大，井底流压较低。

（1）建立了煤层气井井底流压计算的组合算法，对比了不同算法的计算结果与实测结果的误差。

纯气段压力可采用平均温度–平均偏差系数法和Cullender–Smith 法，由于前者忽略了温度和气体偏差系数对气柱压力的影响，计算值相对偏高。

Podio修正“S”曲线法计算出的气液混合段压力比陈家琅–岳湘安法和Hasan–Kabir解析方法略高。

陈家琅–岳湘安法在满足其实验条件的情况下较适用，Hasan–Kabir法忽略了气液混合段气体产生的压力，因此适用于气液混合段含气率较小的井。

（2）在煤层供气充足的条件下，井底流压与产气量呈负相关关系，产气量随井底流压的降低而增加。

随着井底流压的下降，压降漏斗不断扩大，流压下降相同的值能产出更多的煤层气。

在煤层气井排采的不同阶段，随产气量的变化，井底流压呈现不同的变化规律。

建议煤层气生产实践中加强对典型井井底流压和动液面的监测工作。

【相关文献】
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