气井井筒温度_压力与积液综合预测模型_李波
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Ac
1 气井井筒流动温压与携液模型的建立
地层流体 （油、 气、 水） 从井底向井口流动过程中， 由于不断向地层中散发热量和井筒压力不断降低， 流体在井筒中的分布形态（流型） 也是不断变化的， 准确预测流型是井筒流动预测的基础。为此， 本文 首先研究复杂多相流情况下的气井流型预测模型， 并在此基础上建立气井温度、 压力和携液综合预测 模型， 为气井流动温压预测和井筒积液判断提供基础。 1.1 流型预测模型 ， 油井井筒中的 根据经典气液两相流理论［13-20］
基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发” 子课题“天然气开发关键技术研究” （编号：2011ZX05015） 。 作者简介： 波， 博士。E-mail：libosonova@。 李 1985 年生。现从事气藏工程与多相管流方面的研究，
李 波等：气井井筒温度、 压力与积液综合预测模型 气藏以衰竭方式开采过程中， 由于井底流压和 产量不断降低， 导致气井将出现井底积液， 影响气井 的正常生产和气藏最终采收率。气井井筒内液体主 要以液滴和液膜形式出现：一部分液体以波状液膜 形式沿管壁流动， 另一部分则以液滴的形式被夹带 。因此出现了 2 种气 在气流中心被携带出井口［1-3］ 井积液解释模型：一种认为以分散的形式分布的液 滴是导致气井积液的主要原因， 并以力学平衡原理 为基础， 分析建立了气井携液临界流速和临界流量 模型， 如基于液滴形状为球形的 Turner 和 Coleman 以及考虑流动过程中液滴变形的李闽椭球模 模型， ；另一种液膜模型则认为 型和王毅忠帽型模型［4-7］ 液膜不稳定性是导致积液的主要原因。 生产实践证明， 由 Turner 模型和 Coleman 模型 计算得到的临界流速较实际情况偏大， 而由李闽和 王毅忠模型计算得到的临界流速较实际情况偏小。 Coleman 对低压气藏， 何顺利等通过将 Turner 模型、 模型和李闽模型计算得到的临界流速与 Awolusi 和 实测临界流速介于 魏纳实测临界流速比较时发现， 因此提出了一种介 Coleman 模型和李闽模型之间， 于 Coleman 模型和李闽模型之间的临界流速计算 。Zhou Desheng 等通过分析积液井生产数 模型［8-9］ 据， 认为气井积液与井筒中的液滴含量（持液率） 有 液滴会 关， 当井筒中持液率在超过临界值 0.01 后， 发生碰撞合并， 因此对持液率超出临界值的情况在 。然而大部 Turner 模型的基础上作了经验考虑［10］ 分学者则认为分散在气芯中的液滴对气井积液影响 11-12］ 。 不大， 甚至没有影响［4-9， 通过上述研究可以看出， 气井流动机理和积液 预测模型还存在较大的争议。因此， 笔者希望从气 液两相管流的基本流动机理出发， 分析建立气井井 筒流动综合预测模型， 准确预测气井井筒流型、 温 度、 压力、 物性分布， 为气井携液研究提供基础， 进而 为气田开发设计和气井日常管理提供指导。
气井井筒温度、压力与积液综合预测模型
李 波 王军磊 宁 波 苏海洋
（中国石油勘探开发研究院， 北京 100083）
引用格式 ：李波， 2014， 36 （4） ：64-70. 王军磊， 宁波， 等 . 气井井筒温度、 压力与积液综合预测模型［J］. 石油钻采工艺， 摘要：气井积液是产水气藏开发设计和气井生产管理面临的重要问题， 但目前对气井流动机理与携液预测还存在争议。 从气液两相流的基本流动机理出发， 建立了考虑液滴变形和井斜影响下气井井筒的流型、 温度、 压力与携液综合预测模型， 并用 实际井数据对模型进行了验证。结果表明， 所建模型可用于直井、 斜井和水平井的产水气井井筒温度压力预测， 预测误差小于 5%；在环雾状流动情况下， 井筒内液体以液滴和液膜的形式被完全带出井口， 不会出现井筒积液；对常规垂直气井， 利用井口 数据便能判断气井积液情况， Turner 模型计算气井携液临界值较实际值偏大， 李闽模型计算结果明显偏小， 建议采用彭朝阳模 型计算气井携液临界值；对斜井和水平井， 则需要同时考虑液滴变形和井斜的影响， 水平井近水平段携液临界流速和流量明显 较垂直井段小， 而造斜井段携液临界流速和临界流量随井斜角的增大先增大后减小， 在井斜角为 30° ~ 60° 之间达到最大值， 因 此造斜井段是气井积液判断的重点部位。 关键词：气井；压力；温度；积液；临界流速；临界流量；数学模型 中图分类号：TE37 文献标识码：A
Abstract: Accumulated fluid in gas well is a key issue confronted in development design of water-producing gas pools and production management of gas wells, but at present, there are controversies on flow mechanism and water carrying prediction in gas wells. From the basic flow mechanism of two-phase flow of gas and liquid, a comprehensive prediction model was built to predict the flow pattern, temperature, pressure and water-carrying in gas wells, and this model was verified using actual well data. The result shows that the model so built can be used to predict the wellbore temperature and pressure of water-producing vertical wells, deviated wells and horizontal wells, and the prediction error is less than 5%. Under condition of annular mist flow, the fluid in the wellbore is carried out of the wellhead completely in the forms of liquid drop and membrane, so no wellbore water shall be accumulated; for conventional vertical gas wells, the wellhead data can be used to determine the accumulated fluid in gas wells; the critical value of liquid carrying in gas wells calculated by Turner model is larger than the actual value, and that calculated by Li Min model is on the small side. So it is suggested that Peng Chaoyang Model be used to calculate the liquid-carrying critical value in gas wells. For deviated wells and horizontal wells, the effects of drop deformation and hole deviation should both be considered. The liquid-carrying critical flow velocity and flowrate in horizontal section in horizontal wells is obviously smaller than that in vertical wells, while the liquid-carrying critical flow velocity and flowrate in angle buildup section first increases with the hole drift angle, but then decreases, reaching the peak when hole drift angle is between 30°and 60°, so angle buildup section is a key place for determination of accumulated fluid in gas wells. Key words: gas wells; pressure; temperature; accumulated fluid; critical flow velocity; critical flow rate; mathematical model
65 流动包括泡状流、 分散泡状流、 段塞流、 搅拌流（过 渡流）和环雾流， 正常产液气井井筒中的流动为环 ［1］ 雾流。Mhunir 等 认为气井在环雾流动情况下， 井筒内液体以液滴和液膜的形式被完全带出井口， 不会出现井筒积液；在搅动流情况下， 气液流动具 有高度的无序性和混沌性， 气井出现少量积液， 产 量下降；在段塞流情况下， 气体、 液体间歇流动， 气 井积液量大幅升高， 产量急剧下降， 甚至出现死井。 Barnea 通过实验认为气液流动由环状流向段塞流或 搅动流转变原因是气芯堵塞， 发生这样的转变有以 厚液膜将会搭接 下 2 个机理：一是在高液体流量下， 起来包住气芯；二是在低液体流量下， 由于气液界 面剪切力较低， 液膜会变得不稳定以致部分液体向下 。 流动最终引起气芯堵塞， 环状流向搅动流转变［13-15］ 搭接机理受形成段塞流所需最小持液率控制， 在不考虑气芯夹带液滴情况下， 液膜持液率 Hlf 有以 下关系 Hlf =4δ'（1–δ'） ＞ 0.12 （1） 其中无量纲液膜厚度 δ' 为 δ'=δ/D （2） 考虑气芯中夹带液滴的影响， 最小持液率控制 条件为 > 0.12 （3） A 对于低液体流速产生的液膜不稳定性机理， 可 以根据修正的洛克哈特—马蒂内利参数 XM 和 YM 来 体现 2 - 1.5 H1f YM ≥ XM （4） 3 H1f (1 - 1.5 H1f ) 其中 X M = (1 - FE ) YM =
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1 气井井筒流动温压与携液模型的建立
地层流体 （油、 气、 水） 从井底向井口流动过程中， 由于不断向地层中散发热量和井筒压力不断降低， 流体在井筒中的分布形态（流型） 也是不断变化的， 准确预测流型是井筒流动预测的基础。为此， 本文 首先研究复杂多相流情况下的气井流型预测模型， 并在此基础上建立气井温度、 压力和携液综合预测 模型， 为气井流动温压预测和井筒积液判断提供基础。 1.1 流型预测模型 ， 油井井筒中的 根据经典气液两相流理论［13-20］
基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发” 子课题“天然气开发关键技术研究” （编号：2011ZX05015） 。 作者简介： 波， 博士。E-mail：libosonova@。 李 1985 年生。现从事气藏工程与多相管流方面的研究，
李 波等：气井井筒温度、 压力与积液综合预测模型 气藏以衰竭方式开采过程中， 由于井底流压和 产量不断降低， 导致气井将出现井底积液， 影响气井 的正常生产和气藏最终采收率。气井井筒内液体主 要以液滴和液膜形式出现：一部分液体以波状液膜 形式沿管壁流动， 另一部分则以液滴的形式被夹带 。因此出现了 2 种气 在气流中心被携带出井口［1-3］ 井积液解释模型：一种认为以分散的形式分布的液 滴是导致气井积液的主要原因， 并以力学平衡原理 为基础， 分析建立了气井携液临界流速和临界流量 模型， 如基于液滴形状为球形的 Turner 和 Coleman 以及考虑流动过程中液滴变形的李闽椭球模 模型， ；另一种液膜模型则认为 型和王毅忠帽型模型［4-7］ 液膜不稳定性是导致积液的主要原因。 生产实践证明， 由 Turner 模型和 Coleman 模型 计算得到的临界流速较实际情况偏大， 而由李闽和 王毅忠模型计算得到的临界流速较实际情况偏小。 Coleman 对低压气藏， 何顺利等通过将 Turner 模型、 模型和李闽模型计算得到的临界流速与 Awolusi 和 实测临界流速介于 魏纳实测临界流速比较时发现， 因此提出了一种介 Coleman 模型和李闽模型之间， 于 Coleman 模型和李闽模型之间的临界流速计算 。Zhou Desheng 等通过分析积液井生产数 模型［8-9］ 据， 认为气井积液与井筒中的液滴含量（持液率） 有 液滴会 关， 当井筒中持液率在超过临界值 0.01 后， 发生碰撞合并， 因此对持液率超出临界值的情况在 。然而大部 Turner 模型的基础上作了经验考虑［10］ 分学者则认为分散在气芯中的液滴对气井积液影响 11-12］ 。 不大， 甚至没有影响［4-9， 通过上述研究可以看出， 气井流动机理和积液 预测模型还存在较大的争议。因此， 笔者希望从气 液两相管流的基本流动机理出发， 分析建立气井井 筒流动综合预测模型， 准确预测气井井筒流型、 温 度、 压力、 物性分布， 为气井携液研究提供基础， 进而 为气田开发设计和气井日常管理提供指导。
气井井筒温度、压力与积液综合预测模型
李 波 王军磊 宁 波 苏海洋
（中国石油勘探开发研究院， 北京 100083）
引用格式 ：李波， 2014， 36 （4） ：64-70. 王军磊， 宁波， 等 . 气井井筒温度、 压力与积液综合预测模型［J］. 石油钻采工艺， 摘要：气井积液是产水气藏开发设计和气井生产管理面临的重要问题， 但目前对气井流动机理与携液预测还存在争议。 从气液两相流的基本流动机理出发， 建立了考虑液滴变形和井斜影响下气井井筒的流型、 温度、 压力与携液综合预测模型， 并用 实际井数据对模型进行了验证。结果表明， 所建模型可用于直井、 斜井和水平井的产水气井井筒温度压力预测， 预测误差小于 5%；在环雾状流动情况下， 井筒内液体以液滴和液膜的形式被完全带出井口， 不会出现井筒积液；对常规垂直气井， 利用井口 数据便能判断气井积液情况， Turner 模型计算气井携液临界值较实际值偏大， 李闽模型计算结果明显偏小， 建议采用彭朝阳模 型计算气井携液临界值；对斜井和水平井， 则需要同时考虑液滴变形和井斜的影响， 水平井近水平段携液临界流速和流量明显 较垂直井段小， 而造斜井段携液临界流速和临界流量随井斜角的增大先增大后减小， 在井斜角为 30° ~ 60° 之间达到最大值， 因 此造斜井段是气井积液判断的重点部位。 关键词：气井；压力；温度；积液；临界流速；临界流量；数学模型 中图分类号：TE37 文献标识码：A
Abstract: Accumulated fluid in gas well is a key issue confronted in development design of water-producing gas pools and production management of gas wells, but at present, there are controversies on flow mechanism and water carrying prediction in gas wells. From the basic flow mechanism of two-phase flow of gas and liquid, a comprehensive prediction model was built to predict the flow pattern, temperature, pressure and water-carrying in gas wells, and this model was verified using actual well data. The result shows that the model so built can be used to predict the wellbore temperature and pressure of water-producing vertical wells, deviated wells and horizontal wells, and the prediction error is less than 5%. Under condition of annular mist flow, the fluid in the wellbore is carried out of the wellhead completely in the forms of liquid drop and membrane, so no wellbore water shall be accumulated; for conventional vertical gas wells, the wellhead data can be used to determine the accumulated fluid in gas wells; the critical value of liquid carrying in gas wells calculated by Turner model is larger than the actual value, and that calculated by Li Min model is on the small side. So it is suggested that Peng Chaoyang Model be used to calculate the liquid-carrying critical value in gas wells. For deviated wells and horizontal wells, the effects of drop deformation and hole deviation should both be considered. The liquid-carrying critical flow velocity and flowrate in horizontal section in horizontal wells is obviously smaller than that in vertical wells, while the liquid-carrying critical flow velocity and flowrate in angle buildup section first increases with the hole drift angle, but then decreases, reaching the peak when hole drift angle is between 30°and 60°, so angle buildup section is a key place for determination of accumulated fluid in gas wells. Key words: gas wells; pressure; temperature; accumulated fluid; critical flow velocity; critical flow rate; mathematical model
65 流动包括泡状流、 分散泡状流、 段塞流、 搅拌流（过 渡流）和环雾流， 正常产液气井井筒中的流动为环 ［1］ 雾流。Mhunir 等 认为气井在环雾流动情况下， 井筒内液体以液滴和液膜的形式被完全带出井口， 不会出现井筒积液；在搅动流情况下， 气液流动具 有高度的无序性和混沌性， 气井出现少量积液， 产 量下降；在段塞流情况下， 气体、 液体间歇流动， 气 井积液量大幅升高， 产量急剧下降， 甚至出现死井。 Barnea 通过实验认为气液流动由环状流向段塞流或 搅动流转变原因是气芯堵塞， 发生这样的转变有以 厚液膜将会搭接 下 2 个机理：一是在高液体流量下， 起来包住气芯；二是在低液体流量下， 由于气液界 面剪切力较低， 液膜会变得不稳定以致部分液体向下 。 流动最终引起气芯堵塞， 环状流向搅动流转变［13-15］ 搭接机理受形成段塞流所需最小持液率控制， 在不考虑气芯夹带液滴情况下， 液膜持液率 Hlf 有以 下关系 Hlf =4δ'（1–δ'） ＞ 0.12 （1） 其中无量纲液膜厚度 δ' 为 δ'=δ/D （2） 考虑气芯中夹带液滴的影响， 最小持液率控制 条件为 > 0.12 （3） A 对于低液体流速产生的液膜不稳定性机理， 可 以根据修正的洛克哈特—马蒂内利参数 XM 和 YM 来 体现 2 - 1.5 H1f YM ≥ XM （4） 3 H1f (1 - 1.5 H1f ) 其中 X M = (1 - FE ) YM =
