气井多相垂直管流段压力损失敏感性分析

第15卷第5期2008年10月特种油气藏Special O il and Gas Reservoirs Vol 115No 15Oct 12008 收稿日期:2008-04-03;改回日期:2008-04-11 基金项目:本文受国家自然科学基金项目“高含硫气藏储层硫沉积机理及渗流规律研究”(50574079)资助 作者简介:杨帆(1984-),男,2005年毕业于中国地质大学(北京)油气田开发专业,现为该校在读博士研究生,主要研究方向为油气储层地质。

文章编号:1006-6535(2008)05-0063-03气井多相垂直管流段压力损失敏感性分析杨　帆(中国地质大学,北京　100083)摘要:井筒垂直多相管流是整个油气生产系统中非常重要的部分,流体在垂直管流中的压力损失也在其中占有很大的比例。

利用广泛使用的Hagedorn -B r own 垂直管流计算公式,分别改变井筒尺寸、气液比、气相和液相的相对密度以及气液界面张力,以此分析垂直管流段的压力损失和井底最小携液产量的变化。

研究结果表明,井筒尺寸越大,气液比越高,气相或液相相对密度越大,界面张力越小,均会导致井底压力升高,最小携液产量变大。

利用该研究结果可以减小生产环节的压力损失,优化工作制度,对气井设计和生产有指导意义。

关键词:多相垂直管流;压力损失;敏感性分析;Hagedorn -B r own 公式中图分类号:TE33 文献标识码:A前　言目前大部分气井采用直井进行开采,气体在井筒管柱中的流动可以看成是垂直管流。

分析垂直管流段的压力分布,是为了正确地选择完井管柱,预测井的自喷产能,判断井底积液,计算携液产量,设计人工举升设施以及进行生产井动态分析。

早在1797年石油工程师们就已经意识到多相管流问题的存在,随后的100多年间,Duns 和Ros[1],Griffith 、Hagedorn 和B r own,Beggs 和B rill [2]、Mukherjee 以及O rkisze wski 等人都提出了预测垂直多相管流的相关式,国内西南石油大学和四川石油管理局也提出了自己的S W P I -SP A [3]模型。

Hagedorn 和B r own 根据现场大量的试验数据反算持液率,提出了可用于各种流型下的两相垂直上升管流的压降关系式,此关系式不需要判别流型,特别适用于产水气井的流动计算,因此得到油气藏工程师的广泛使用。

流体在井筒中的管流是地层流动段、射孔完井段、井筒流动段和气嘴段等生产系统中非常重要的部分,流体在井筒中的压力损失也在整个生产系统中占有很大的比例[4]。

为尽可能减小生产环节的压力损失,从井筒垂直管流段着手,分析不同参数对井筒管流段压力损失的影响以及影响因素的敏感性,可以有针对性地调整工作制度,减小垂直管流段的压力损失。

1　分析方法111　理论公式垂直多相管流的计算思路主要是利用能量守恒原理,即进入管路断面的流体所拥有的能量,加上在入口断面和出口断面之间对该流体任何额外所做的功,再减去该体系在入口断面和出口断面之间的任何能量损耗,应等于出口断面的该流体所携带的能量。

多相流的能量方程式为[5]:d pρ+u d u +g d L sinθ+d ω+d L w =0(1)式中:d p 为垂直管压力增量,MPa;g 为重力加速度,m /s 2;θ为流体流动方向与水平方向的夹角,(°);u d u 为动能项,Pa /m;g d L sinθ为举升项,Pa /m;d ω为外界对系统作的功,J;d L w 为摩阻项,Pa /m 。

对于气体垂直流动,θ=0,dω=0,d L =0,而且动能损失相对于总的能量损失可以忽略不计,即u d u =0,则气体在垂直管流中的流动公式可简化为:d pρ+g d h +fu 2d h2d=0(2)式中:f 为摩阻系数;u 为气体流速,m /s;h 为垂向　64　特种油气藏第15卷　油管长度,m:ρ为流体的密度,kg/m3。

利用常用的Hagedorn-B r own多相管流计算方法,其基本方程为:Δp=10-6Δhρm g+f m q2L M2t9121×109ρm d5+ρmΔu2m2(3)式中:fm 为两相摩阻系数;Mt为地面标准条件下,每生产1m3液体伴生油、气、水的总质量,kg/m3;ρm 为在-p、-t条件下气液混合物密度,g/c m3:qL为地面产液量,qL=q o+q w,m3/d;d为油管内径,m; u m为在-p、-t条件下气液混合物速度,m/s。

将Hagedorn-B r own方法用VB语言编写成求解程序,计算井筒内的压力分布、温度分布和最小携液产量[6]。

112　敏感性分析方法分析以上公式可以看出,压力的损耗主要与井筒长度、井筒半径、流体相对密度、流体粘度、日产量等参数有关。

对于一个具体的油气井来说,油管的长度是一定的,因此在因素分析中不考虑井筒长度的变化,而将井筒半径、流体相对密度、气液表面张力和产量作为控制因素来分析它们的变化对系统压力的影响。

以实际气井目前的工作制度作为标准,计算出井底压力以及携液产量等参数,然后在目前工作制度基础上,分别考虑各单因素的变化对井底压力和最小携液产量的影响,并将结果和目前工作制度计算出的结果作比较,找出变化率最大,也就是敏感性最高的因素。

2　敏感性分析以四川某气井的实际资料为例[7],气体相对密度为0157,气相粘度为0102mPa・s,液体相对密度为11019,液相粘度为01789mPa・s,气液两相间界面张力为010052N/m;油管半径为01062m,井筒半径为011m,绝对粗糙度为11524×10-5;原始油藏压力为30MPa,临界压力为417MPa,油管长度为3000m,设井口定压为6MPa,气井产量为3×104m3/d,产水量为10m3/d。

将该工作制度设为标准,计算出的井底压力为9120MPa,计算出最小携液产量为2112×104m3/d。

分别改变井筒半径、流体相对密度、气液表面张力和产量来计算井筒压力分布以及携液产量,可以得出以下结果:(1)不同的管径,其最小携液产量不同。

管径越小,最小携液产量也越小;管径越大,井底压力越小,携液能力越低,最小携液产量越大。

实例中, 7612mm的井筒与2514mm的井筒相比,最小携液产量相差约3×104m3/d,表明井筒直径对最小携液产量具有相当大的影响。

(2)保持产气量不变,改变产液量,气液比越低,液体产量越多,井底压力也越大,最小携液产量越大,气井的携液能力越小;气液比越高,最小携液产量越少,气井携液能力越强。

这是因为井筒中的流体呈气泡流或段塞流流动,滑脱损失比较大,压力降落较快;而气液比越高,液体产量越少,液体变成分散的细小液滴形式在关注中高速流动,摩阻变小,井底压力也越小。

(3)天然气的相对密度越大,最小携液产量越低,越有利于排液。

而开采过程中含水率不断上升,井筒液体密度越来越高,天然气密度越来越低,排液的难度也将越来越大。

(4)界面张力(油、气之间)越大,最小携液产量越高,越不利于排液。

考虑各个单因素变化后,将以上计算出的井底压力、最小携液产量与设定的标准井底压力与携液产量对比,得到井底压力变化率和最小携液产量的变化率(图1～5)。

图1　井底压力与最小携液产量变化率随井筒尺寸变化曲线图2　井底压力与最小携液产量变化率随气液比变化曲线　第5期杨　帆:气井多相垂直管流段压力损失敏感性分析65由图1～5可以看出,管径和气液比对井底压力和最小携液产量的影响最大,尤其是管径越小、气液比越小、产水量越多时更为明显。

相比而言,气相相对密度、液相相对密度和界面张力对井底压力和最小携液产量的影响较小。

3　结　论(1)管径不同,井底压力不同,其最小携液产量不同。

管径越小,井底压力越大,最小携液产量也小;管径增大,井底压力减小,最小携液产量增大,其携液能力越差。

(2)气井产出的气液比不同,井底压力与携液产量也不同。

总体趋势是气液比越高,井底压力越小,最小携液产量越少,气井携液能力越强。

(3)天然气和液体的密度之间的差值越小,对井筒排液越有利,但现场中两者的差值会随着生产的不断进行而增大。

(4)界面张力(水、气之间)越大,最小携液产量越高,越不利于排液。

(5)管径和气液比对井底压力和最小携液产量的影响最大,气相相对密度、液相相对密度和界面张力对井底压力和最小携液产量的影响相对较小。

参考文献:[1]廖锐全,汪岐生,张伯年1井筒多相管流压力梯度计算新方法[J]1江汉石油学院学报,1998,20(1):59～631 [2]Beggs&B rill1A study of t w o-phase fl ow in inclinedp i pes[J]1JPT,1973,25(5):601～6171[3]《气藏开发应用基础技术方法》编写组1气藏开发应用基础技术方法[M]1北京:石油工业出版社,1997: 32～661[4]卢宗平1区分射孔孔眼和邻近井筒摩阻的方法及应用[J]1特种油气藏,2006,13(5):87～901[5]杨川东1采气工程[M]1北京:石油工业出版社,1997:18～221[6]李治平,邬云龙,青永固1气藏动态分析与预测方法[M]1北京:石油工业出版社,2002:43～451[7]金忠臣,杨川东,张守良1采气工程[M]1北京:石油工业出版社,2004:51～681编辑　姜　岭(上接第62页)[4]张义堂,等1热力采油提高采收率技术[M]1北京:石油工业出版社,2006:1～31[5]赵向东,陈波,姜福兴1微地震工程应用研究[J]1岩石力学与工程学报,2002,21(增2):2609～26121 [6]姜福兴,杨淑华1微地震监测揭示的采场围岩空间破裂形态[J]1煤炭学报,2003,28(4):357～3601[7]赵向东,王育平,陈波,等1微地震研究及在深部采动围岩监测中的应用[J]1合肥工业大学学报,2003,26(3):363～3671[8]李平科,张侠,岳清山1蒸汽驱开发采收率预测新方法[J]1石油勘探与开发,1996,23(1):51～541[9]李平科,张侠,岳清山1蒸汽驱中主要工艺参数对开发效果的影响[J]1特种油气藏,1996,3(2):13～171 [10]倪若石1蒸汽驱中蒸汽前缘的一维两相概算法[J]1石油勘探与开发,1989,16(2):53～601[11]王中元1齐40块蒸汽驱波及规律研究[J]1特种油气藏,2007,14(4):65～671编辑　董志刚D aqing Petroleum Institute,D aqing,Heilongjiang163318,China)Abstract:I n vie w of the percolati on p r oble m in l ow per meability homogeneous reservoirs,a mathe matical model of apparent wellbore radius of l ow ve2 l ocity non-Darcy fl ow is established with considerati on of threshold p ressure gradient.The calculati on f or mulas of for mati on p ressure and wellbore p ressure are obtained;the transient p ressure curves of l ow vel ocity non-Darcy fl ow in homogeneous reservoir are drawn;and the influence of para me2 ters such as threshold p ressure gradient,p r oducti on ti m e and per meability on the p ressure curves is discussed.The study shows that the derivative curve no l onger has a horiz ontal straight line secti on of radial fl ow,but goes upwards gradually due t o the influence of threshold p ressure gradient.This characteristic is different fr om that of the traditi onal homogeneous reservoirs.W ellbore p ressure and reservoir p ressure are usually l ow during p r oducti on fr om l ow per meability reservoir as affected by p r oducti on ti m e and threshold p ressure gradient,and the vel ocity of f or mati on p ressure trans m issi on is sl ow.Key words:l ow per meability;homogeneous reservoir;threshold p ressure gradient;mathe matical model;p ressureStudy on wa ter produc i n g character isti cs and develop m en t adjust m en t of Xu’er ga s reservo i r i n P i n gluoba ga s f i eldCHEN Jun1,F AN Huai-cai1,DU Cheng2,XU Guang-peng1,Y UAN Fu-feng1(1.Southw est Petroleum U niversity,Chengdu,S ichuan610500,China;2.Southw est O il&Gas Field Co m pany,PetroChina,J iangyou,S ichuan621709,China)Abstract:This paper investigates water p r oducing characteristics in Xu’er gas reservoir of Pingluoba gas field,discri m inates the stages and ways of water p r oducing,defineswater s ources of gaswells including interstitialwater,edge water,interbedded water and s o on,and analyzes gaswell p r oduc2 ti on characteristics when water is p r oduced fr om different s ources.This research p r ovides in-dep th understanding of the reas ons of water invasi on in gas reservoirs and is of p ractical significance t o future p r oducti on and devel opment.Key words:water p r oducing fr om gas well;edge water;interstitial water;interbedded water;devel opment p lan;Xu’er gas reservoir;Pingluoba gas field Eva lua te producti on poten ti a l usi n g effecti ve ma ss producti on and average wa ter cutWANG Xue-zhong(Shengli O ilfield Co m pany,S I NO PEC,D ongying,Shandong257017,China)Abstract:It is f ound when evaluating p r oducti on potential using reservoir engineering method that,reactive mass p r oducti on can cause l ow calibrated recoverable reserve,high calculated composite water cut and cons p icuous influence on composite water cut in high liquid p r oducti on wells in reservoirs of water fl ooding.However in actual p r oducti on,the wells of l ow mass p r oducti on and l ow water cut had contributed a l ot.The greater the difference bet w een the average and composite water cuts is,the bigger the p r oducti on potential is.For an oilfield being in high water cut stage as a whole,the concep t of average water cut is rather meaningful.The p r oducti on potential of oilfields with high water cut may differ greatly due t o the differences in mass p r oducti on,crude out put,es pecially the p r oporti on of wells with different water cuts.Both composite and average water cuts only partially reflect reservoir devel opment status,comp rehensive evaluati on is necessary f or reservoir evaluati on.The p r oducti on potential of Gudong O ilfield was op ti m istic when evaluated by the method of effective mass p r oducti on and average water cut,and has been p r oved by field p r oducti on,thus deepening the under2 standing on reservoir devel opment.Key words:average water cut;effective mass p r oducti on;p r oducti on potential;recoverable reserve;Gudong O ilfieldAna lysis of steam flood i n g fron t detected by m i crose is m i c techn i que i n Block Q i40F U Chong-qing(L iaohe O ilfield Co m pany,PetroChina,Panjin,L iaoning124010,China)Abstract:The steam fl ooding fr ont of the p il ot well gr oup s in B l ock Q i40has been monit ored by m icr oseis m ic technique in order t o understand the p r o2 gress of stea m fl ooding and i m p r ove fl ooding effect.The expanding of stea m cha mber and channel bet w een the well gr oup s is analyzed t o deter m ine the p redom inant directi on and confor mance area of stea m fl ooding,t o p r ovide real ti m e evaluati on of devel opment res ponse and t o p r ovide basis for future measures and p r ogra m adjust m ent.Key words:stea m fl ooding;m icr oseis m ic monit oring;characteristic analysis;B l ock Q i40Sen siti v ity ana lysis of pressure loss of verti ca l m ulti pha se flow i n ga s wellYang Fan(China U niversity of Geosciences,B eijing100083,China)Abstract:Vertical multi phase fl ow p lays an i m portant r ole in oil and gas p r oducti on syste m.The p ressure l oss in vertical fl ow secti on accounts f or a large p r oporti on in the t otal l oss.This paper uses the Hagedorn-B r own calculati on f or mula which is widely used f or vertical conduit fl ow t o analyze p ressure l oss and the m ini m um liquid-carrying p r oducti on by res pectively changing borehole size,gas fluid rati o,the relative densities of gas and liq2 uid phases,and interfacial tensi on.The result shows that,the larger the borehole size,the higher the gas fluid rati o,the higher the relative density of gas or liquid phase,and the l ower the interfacial tensi on,all these fact ors can cause the increasing of bott om hole p ressure and the m ini m um liquid-carrying p r oducti on.This finding is hel pful t o reduce p ressure l oss during p r oducti on p r ocess,t o op ti m ize p r oducti on syste m,and t o guide gas well de2 signing and p r oducti on.Key words:vertical multi phase fl ow;p ressure l oss;sensitivity analysis;Hagedorn-B r own f or mulaW ell test ana lysis of a dua l-per m eab ility tr i ple-m ed i u m reservo i rZHANG L i-jun1,CHE NG Shi-qing1,YI N Hong-jun2(1.MO E Key Laboratory of Petroleum Engineering,China U niversity of Petroleum,Changping,B eijing102249,China;2.D aqing Petroleum Institute,D aqing,Heilongjiang163318,China)Abstract:This paper intr oduces a physicalmodel of reservoir test f or tri p le-medium reservoir of matrix,fractures and cavern with considerati on of the connectivity bet w een fractures,cavern and borehole.A mathematical model of apparent wellbore radius is established with considerati on of wellbore st orage effect and skin effect,and s olved by Lap lace transfor m and numerical inversi on.The type curves of dual-per meability tri p le-medium reser2 voir testing are drawn.The influence of cr ossfl ow fact or,st orativity rati o and per meability rati o on curve characteristics is discussed.The well test curves of dual-por osity tri p le-medium reservoir show t w o steps in se mi-l og p l ot and t w o concaves in l og-l og pl ot.The l ocati ons and shapes of the step s and concaves are related t o the st orativity rati o and cr ossfl o w fact or a mong matrix,fracture and caverns.Cr ossfl o w fact or mainly affects the ti m e when the concave secti on appears;and elastic st orativity rati o affects the dep th and width of the concave secti on.The difference of well test curves be-。