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1、开发试采天然气勘探与开发2008年12月出版3高气液比凝析气井井筒动态预测12131何志雄钱贺斌李铁军孙雷刘志斌(11西南石油大学理学院21西南石油大学研究生院31西南石油大学工程学院)摘要在考虑井筒温度变化的基础上,综合利用Cullender-Smith方法和井筒携液计算公式,结合流体相平衡热力学闪蒸计算,运用状态方程模拟,可对井筒中不同位置处的温度、压力、气液组成、气液摩尔分数和积液情况进行预测,掌握不同生产时期高气液比凝析气井的井筒动态,更好地指导凝析气井的生产。关键词凝析气井井筒动态井筒携
2、液垂直管流相态凝析气井在生产过程中,随着产气量、产油量、2高气液比凝析气井井筒压力分产水量的变化,井筒中不同位置处的温度、压力、气布预测液组成、气液摩尔分数、偏差因子和积液情况也发生变化,因此在考虑井筒温度变化的基础上,利用垂直33当井筒内气液比高于1400m/m时,井筒内流管流公式和井筒携液计算公式,结合流体相平衡热态属于多相流中的雾状流,一般视这类多相流的气力学闪蒸计算,运用状态方程模拟,对凝析气井井筒井为假想的单相气流,称拟单相流,常采用Cullen2动态进行预测是必要的。der-Smith
3、方法计算井筒压力分布。[2](1)Cullender-Smith公式1凝析气井井筒温度分布预测pwfpTZ-18dp=根据传热学原理可推出气井井筒温度分布的计p211324×10fQt[1]∫p()+5算公式为:tfTZdy-hT=ay+Aa+b+(T-ah-Aa-b)eA(1)0103415γmixH(3)1w22040γoW·C(λb+dμ)Qt=Qg+Qo×+QW×1315141(4)A=(2)Mo2πdμλb式中:ptf—井口流压,MPa;式中:pwf─井底压力,MPa;Tw—气藏温度,K
4、;T—流动管柱内气体平均温度,K;a—地温梯度,K/m;Z—天然气偏差因子;b—折算地表温度,K;H—井深,m;y—井筒某位置离井口的距离,m;3Qt─混合气体产量,m/d;T1—油管内壁温度,K;3Qg—气产量,m/d;h—气藏深度,m;3λb—地层传热系数,W/(m·K);Qo—油产量,m/d;3W—油管内流体质量流量,Kg/s;Qw—水产量,m/d;C—油管内流体比热,J/(kg·K);Mo—油的平均分子量;d—油管内径,m;γo—凝析油的比重;μ—从油管内壁到套管外壁的传热系数,W/(m·
5、K)。γmix—混合气体的比重;f─摩阻系数。3基金项目:国家自然科学基金项目(编号50874094),四川省教育厅重大培育项目(编号07ZZ043)。作者简介何志雄,1965年出生,副教授;1994年毕业于西南石油大学油气田开发专业,获硕士学位。现西南石油大学从事教学和科研工作。地址:四川成都新都区西南石油大学。电话:13541065006。E-mail:hzxswpu@sohu1com·30·第31卷第4期天然气勘探与开发开发试采[4](2)计算偏差因子Z的方法下改进的计算公式:-31偏差因子
6、随油管中不同位置处压力、温度的变10σ(ρL-ρg)4[3]卸载流速:Vg=215ρ2(7)化而变化,常采用以下经验相关式获得:gppr14pAVg(8)Z=0106125()exp[-112(1-2)](5)卸载流量:qcr=215×10ρrTprTprTZ式中:式中:Vg—卸载流速,m/s;Ppr─拟对比压力,MPa;43Tpr─拟对比温度,K;qcr—卸载流量,10m/d;23A—油管截面积,m;ρr—对比密度,kg/m。p—油管流压,MPa;但相关式中没有考虑井筒中的相态变化,不符T—油管
7、流温,K;合凝析气井的特点,因此对偏差因子,应结合流体Z—气体偏差系数;相平衡热力学闪蒸计算,运用状态方程模拟来校正。σ—界面张力,mN/m;3·根据实验室高压物性所获得的流体组成及ρL—液体(油或水)密度,kg/m;3PVT流体性质,运用P-R等状态方程,经相态拟ρg—气体密度,kg/m。合,可以确定凝析气井油气体系各组分临界参数。4实例计算·流体在井筒中的流动,可分为两种情况:①当井筒中某位置的压力和温度高于露点压力某实测井气体组分见表1,在2007年1月该井和露点温度时,该位置无凝析油析出,
8、仅有气相流433产气量为2212×10m/d;产油量为5012m/d;产水动,这时气相的组成为井流物的总组成,气相的摩尔量为1117m3/d;气液比为4321159m3/m3;井深为分数为1,液相的摩尔分数为0。5100m;气层温度为134116℃;井口压力为②当井筒中某位置的压力和温度低于露点压力35165MPa。根据Culleder—Smith方法和考虑相态和露点温度时,将有凝析油析出,气、液的组成及摩变化的Culleder—Smith方法,采用分段计算,得到尔分数均要发生变化
