[发明专利]一种适用于油气水同产水平井积液判别方法

说明书

本发明公开了一种适用于油气水同产水平井积液判别方法，通过获取气井参数，确定相应的参数，计算得到携液临界气流速，然后确定气井携液临界流量，最后将得到的气井携液临界流量与气井日产气量对比，若日产气量大于气井携液临界流量表明气井能正常携液，未发生积液现象；若日产气量小于气井携液临界流量则表明气井携液困难，井底可能存在积液，应及时介入泡排或开展其他排水采气措施；本发明算法是基于液体回落思想，较采用液滴模型和液膜模型判断的积液时机更准确，现场应用误差更小，且考虑了油相、井斜角影响，能适用于油气水同产水平井携液临界流量计算。

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种适用于油气水同产水平井积液判别方法。

背景技术

气井在正常生产时，液体以液滴的形式被气体携带到地面，气体呈连续相而液体呈非连续相，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，液体将与气流呈反方向流动并积存于井底，形成积液。井筒积液将增加对气层的回压，限制气井的生产能力。为保证气井不积液，气井产量必须大于携液临界流量，因此，可通过对比气井携液临界流量与当前产量来判别气井是否开始积液。

特别对于水平井而言，受井身结构影响地层产出的液体由于重力作用在较短的距离内就会沉降在水平井段底部，当积液量较多时将在斜井段形成水柱，造成水平井水淹停产。因此，准确预测水平井携液临界流量对于判断气井积液时机，及时开展排水采气措施提升气井稳产效果十分必要。

目前主流携液临界流量预测模型主要是基于液滴反转模型假设和液膜反转模型假设两种类型，在实际应用中积液预测偏早，随着实验技术和研究手段的发展，越来越多的学者开始认识气井积液的起始并不只是液滴和液膜刚开始反转的时候，而应该有着更加复杂的机理。

发明内容

本发明的目的在于提供了一种适用于油气水同产水平井积液判别方法，可以准确的预测水平井中的积液情况，从而及时作出泡排或开展其他排水采气措施。

本发明的目的是通过以下技术方案实现的：

一种适用于油气水同产水平井积液判别方法，其步骤如下：

(1)获取气井参数，所述气井参数包括天然气相对密度、油相密度、水相密度、液相密度、日产气量、日产油量、日产水量、井斜角、油管内径、井口压力、井口温度、井深数据；

(2)根据井深数据和井口压力、井口温度确定不同井深处的井筒压力、井筒温度及天然气偏差系数；

(3)根据步骤(1)获取的天然气相对密度，和步骤(2)确定的井筒压力、井筒温度及天然气偏差系数，确定气体密度；

(4)根据步骤(1)获取的日产油量、日产水量、油管内径确定油相表观速度和水相表观速度；

(5)根据步骤(3)确定的气体密度，和步骤(1)获取的油相密度、水相密度、液相密度、油管内径、井斜角，和步骤(4)确定的油相表观速度、水相表观速度，，按下式确定携液临界气流速；

其中：v_sg——携液临界气流速，m/s；ρ_g——气体密度，kg/m³；D——油管内径，m；g——重力加速度，9.8N/kg；v_sw——水相表观速度，m/s；ρ_w——水相密度，kg/m³；ρ_L——液相密度，kg/m³；v_so——油相表观速度，m/s；ρ_o——油相密度，kg/m³；β——井斜角，rad；

(6)根据油管内径计算油管横截面积，、结合步骤(2)确定的井筒温度和井筒压力、天然气偏差系数，和步骤(5)计算得到的携液临界气流速，确定气井携液临界流量；