【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及一种高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，属于采气工程领域。
技术介绍
1、致密低渗气藏普遍含水且气水不分异，气井一投产即表现为气水同出；同时气藏平均压力系数<1，气井携液能力不足，生产过程中容易发生积液减产甚至水淹关井，做好积液井识别并根据井筒积液量配套合理的泡排加注制度，是实现气井稳定生产的关键。
2、鄂尔多斯盆地致密低渗气田采用高压集输工艺的天然气井已接近2000口，受生产成本制约，采用周期性流压测试，或者为气井普遍安装环空液面测试设备监测井筒积液量和流压是不现实的。因此，建立了一种通过生产数据来定量化计算井筒积液量与流压的方法，对于降低气井流压与积液判断成本，提升计算速度，从而能够及时识别积液气井，并配套泡排工艺，具有十分重要的意义。
3、对于高压集输气井，目前有两类方法可判断井筒内的积液量与流压，其中第一类是利用次声波或者回声仪等装置监测，如公布号为cn108678729a的中国专利技术专利文件公开了一种高压气井井筒积液面自动监测装置及方法、公布号为cn208564538u的中国专利技术专利文件公开了高压气井井筒积液面自动监测装置，两个专利均利用井口高压气产生的次声波来探测环空积液面；如公布号为cn105649603a的中国专利技术专利文件公开了一种实时测试气井井筒积液量的方法，利用回声仪来监测环空液面高度；第二类是与本专利技术类似，采用理论模型的方式计算井筒积液量与流压，如公布号为cn113338915a的中国专利技术专利文件公开了一种判断气井是否积液及预测积液高度的方法，
技术实现思路
1、本专利技术的目的是提供一种高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，用以解决未及时发现积液气井并指导排水采气工艺的配套实施，井筒出现积液状态，导致气井积液减产的问题。
2、为实现上述目的，本专利技术的一种高压集输气井井筒积液量及流压计算方法的步骤如下：
3、1)完成计算基础数据准备；
4、2)设定油管积液量等效液柱高度初始值h1，并根据h2与h1的比例系数k，计算环空积液量等效液柱高度h2；
5、3)利用步骤1)中基础数据，由油压ptf根据管流模型，计算油管液面处压力p1，由套压pts根据静气柱模型，计算环空积液面处压力p2；
6、4)油管液面处压力p1，加上油管等效液柱重力ρgh1，得到流压pwf1，环空液面处压力p2，加上环空等效液柱重力ρgh2，得到流压pwf2；
7、5)若pwf1＝pwf2成立，则设定值即为油管积液量等效液柱高度h1，并根据气井基础数据计算出流压pwf、井筒积液量q，若pwf1＝pwf2不成立，则调整h1设定值进行迭代运算。
8、本专利技术建立的高压集输气井井筒积液量与流压计算方法，不依托某种测试装置，具有计算成本低的特点；同时相较于其它通过理论模型计算井筒积液量与流压的方法，本专利技术通过简化井筒气液两相分布模式，并引入环空内等效液柱高度与油管内等效液柱高度的比值，能够同时将油管积液与环空积液纳入迭代计算，不存在忽略环空积液或者混淆不同状态下流压的问题，符合实际生产情况。
9、进一步地，所述步骤1)中的计算基础数据包括：井筒垂直高度h、井筒测量长度hm、井筒垂深与测深对照表、套管内径φc(组合套管情况下为多个内径值，记为φc-1、…、φc-n)、油管外径φo1、油管内径φo2(组合油管情况下参照套管情况分别记为φo1-1、…、φo1-n，φo2-1、…、φo2-n)、气井套压pts、油压ptf、日产气量qg和液气比wgr。
10、本专利技术通过采集计算所需的基础数据，为后续计算过程提供了全面完整的数据支持。
11、进一步地，所述步骤2)中，k＝h2/h1，式中h1为油管积液量等效液柱高度，m；h2为环空积液量等效液柱高度，m。h2的计算步骤如下：根据井筒存在压力剖面拐点的气井大量流压实测数据建立通过套压计算k值的经验公式：
12、k＝-0.000005pts5+0.000297pts4-0.007437pts3+0.091081pts2-0.559651pts+1.633512；
13、式中，pts为井口套压，mpa。
14、在设定h1初始值基础上，并由基础数据中套压pts计算得到k，得到h2值，即h2＝kh1。
15、本专利技术通过建立k值计算公式，可根据油管积液量等效液柱高度h1计算出环空积液量等效液柱高度h2，避免了直接对h2进行测量且计算结果更准确。
16、进一步地，所述步骤3)中，在设定h1初始值基础上，由油压ptf、日产气量qg和液气比wgr，根据beggs&brill气液两相管流模型，可计算得到油管液面处压力p1：
17、
18、式中：z为轴向流动的距离，m，其中在设定h1初始值基础上，z值的积分总长度为油管等效液柱液面到井口的垂直高度h-h1；p为管道的平均压力，mpa；ρl为液体密度，kg/m3；ρg为气体密度，kg/m3；hl为持液率，m3/m3；g为重力加速度，m/s2，θ为管道与水平的夹角，°；λ为两相流动的沿程阻力系数，无量纲；g为混合物的质量流速，m/s；v为混合物的平均流速，m/s；vsg为气体的折算速度，m/s；d为管子的直径，m；a为管子的横截面积，m2。
19、本专利技术提供了一种具体的油管液面处压力计算方法。
20、进一步地，所述步骤3)中，在计算得到h2值基础上，由套压pts根据静气柱模型，可计算得到环空积液面处压力p2：
21、
22、式中：p2为环空液面位置压力，mpa；h为井筒垂直高度，m；h-h2为环空等效液柱液面到井口的垂直高度，m；γg为天然气相对密度，无量纲；t为井筒静气柱平均热力学温度，k；z为井筒静气柱平均压缩因子，无量纲。
23、本专利技术提供了一种具体的环空积液面处压力计算方法。
24、进一步地，所述步骤4)中，流压pwf1、pwf2的计算公式：
25、pwf1＝p1+ρgh1
26、pwf2＝p2+ρgh2
27、式中：p1为油管内等效液柱高度为h1时，液面处压力，mpa；p2为环空内等效液柱高度为h2时，液面处压力，mpa；ρ为水的密度，1000kg/m3；g为重力加速度，9.8n/kg。
28、气井生产过程中为了提升井筒携液能力，油管末端尽量接近储层中部深度，油管末端与储层中部的垂直高度本文档来自技高网...
【技术保护点】
1.一种高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，其特征在于，包括如下步骤：
2.根据权利要求1所述的高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，其特征在于，所述步骤1)中的计算基础数据包括：井筒垂直高度H、井筒测量长度Hm、井筒垂深与测深对照表、套管内径Φc、油管外径Φo1、油管内径Φo2、气井套压pts、油压ptf、日产气量qg和液气比WGR。
3.根据权利要求1所述的高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，其特征在于，所述步骤2)中，k＝H2/H1；H2的计算步骤如下：根据井筒存在压力剖面拐点的气井大量流压实测数据建立通过套压计算k值的经验公式：
4.根据权利要求1所述的高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，其特征在于，所述步骤3)中，在设定H1初始值基础上，由油压ptf、日产气量qg和液气比WGR，根据Beggs&Brill气液两相管流模型，可计算得到油管液面处压力p1：
5.根据权利要求1所述的高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，其特征在于，所述步骤3)中，在计算得到H2值基础上，由套压pts根据静气柱模型，可计算得到环空积
6.根据权利要求1所述的高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，其特征在于，所述步骤4)中，流压pwf1、pwf2的计算公式：
7.根据权利要求1所述的高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，其特征在于，所述步骤5)中，判定pwf1＝pwf2成立时，则计算流压pwf，井筒积液量Q：
8.根据权利要求7所述的高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，其特征在于，计算井筒积液量Q，当采用组合套管或者组合油管时，分段计算井筒积液量并求和。
...【技术特征摘要】
1.一种高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，其特征在于，包括如下步骤：
2.根据权利要求1所述的高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，其特征在于，所述步骤1)中的计算基础数据包括：井筒垂直高度h、井筒测量长度hm、井筒垂深与测深对照表、套管内径φc、油管外径φo1、油管内径φo2、气井套压pts、油压ptf、日产气量qg和液气比wgr。
3.根据权利要求1所述的高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，其特征在于，所述步骤2)中，k＝h2/h1；h2的计算步骤如下：根据井筒存在压力剖面拐点的气井大量流压实测数据建立通过套压计算k值的经验公式：
4.根据权利要求1所述的高压集输气井井筒积液量及流压计算方法，其特征在于，所述步骤3)中，在设定h1初始值基础上，由油压ptf、日产气量qg和液气比wgr...
【专利技术属性】
技术研发人员：赵润冬，周瑞立，杨易骏，罗懿，王锦昌，周舰，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，
类型：发明
国别省市：
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