气井携液临界流速公式的推导及影响因素分析

气井开始积液时,井筒内气体的最低流速称为气井携液临界流速,对应的流量称为气井携液临界流量.曳力系数是推导临界流速公式的重要参数,本文引用西南石油学院彭朝阳推导出的临界流速公式进行计算,经过实验验证,此公式更能较为准确地预测气井积液情况.根据所引用的临界流速公式,对某气井进行分析表明:在不改变气液的表面张力和天然气相对密度,并同时增大温度和压力的情况下,天然气的压缩系数及气体的密度会发生变化,随着温度和压力的增加,气体的临界流速增大,而临界流量随之减小.为了保证该气井能够连续携液生产,将井底的积液完全排出井口,气井在生产过程中的产气量应大于井口的临界流量.     

采气管线中涡流工具携液效果的数值模拟

为了解涡流工具能否在采气管线中起到增强气体携液能力,改善管线低洼处积液的作用,运用CFD软件建立了采气管线有、无涡流工具下的气液两相流场模型,采用数值计算结合理论分析,对比研究了采气管线有、无涡流工具时流场的速度、压力及持液率分布,并分析了涡流工具对采气管线倾角的影响。研究结果表明:涡流工具可有效改变气液两相流型,减弱涡流工具下游管线压力梯度波动,降低管线上倾积液段的持液率,提高气相携液能力;同时在相同气体流速下,涡流工具可以提高采气管线的临界倾角,避免液相回流产生积液。研究结果可为涡流工具有效提高采气管线中气体携液能力以及涡流工具在采气管线中的推广应用提供一定的理论依据。     

高液气比气井临界携液流量计算方法

高液气比气井环状流场中的液相主要以液膜形式被携带,从液膜逆流角度建立气井携液模型比从液滴回落角度建立更为合理,因此研究了倾斜管低边液膜厚度、平均液膜厚度和气液界面摩擦因数的计算方法。基于液膜受力平衡和动量守恒,建立了适用于不同井型（直井、定向井、水平井）的液膜携带机理模型,得到了临界携液流量的理论计算方法;基于机理模型宽范围计算结果,建立了类似Belfroid模型的经验关系式。Belfroid模型中经验系数为常数,而文中提出的经验系数随管径增大而增大,随液相表观流速增大先增加后减小,随温度增加而减小。根据南海西部产水气井实例验算,积液预测准确率达100%,说明该方法具有较高的预测精度,可为海上和陆地气井积液预测提供理论支撑。     

湿气管线携液临界流速预测的机器学习模型

受制陕北独特的地形地貌，其地面输气管线起伏现象突出，在管线低点及上倾段容易产生积液且段塞流频发，严重影响气田正常生产，携液临界流速的预测对减少积液带来的危害和指导气田地面湿气管线设计具有重要意义。为此，采用扩展双流体分相模型，基于最小压力梯度法结合均匀设计和BP神经网络建立了气田起伏管线携液临界流速预测模型，并采用延安气田现场运行数据进行了模型可靠性验证，同时基于模型分析了井口温度、管线运行压力、含水体积分数、上下坡倾角、管径对携液临界流速的单因素及交互作用影响，并采用灰色关联对影响程度进行了排序。研究结果表明，携液临界流速与运行压力、下坡倾角呈负相关，与井口温度、含水体积分数、上坡倾角、管径呈正相关，同时各因素交互作用明显，影响程度具有显著区别。研究发现该预测模型对延安气田地面起伏管线携液临界流速预测具有较强的现场操作性，可为其积液预测和防治提供理论支撑。     

湿气管道积液的持液率突变行为预测

管道积液会对集输系统的正常运行产生不利的影响,精确的积液预测有助于采取措施以减少积液带来的危害,其中临界气速的计算是湿气管道积液预测的关键。通过公开的实验数据,建立了气液两相流机理模型,采用“最小滑移”作为流型转变准则,该模型可直接计算出不同工况下大直径湿气管道临界气速。研究显示,低液相负荷下分层流的持液率存在多解区域,持液率多解区域左边界对应的气相表观速度与基于“最小滑移”流型转变判别法计算出的积液临界气速几乎一致。利用现有实验数据及OLGA软件对模型进行验证,模型计算临界气速较为准确。计算结果表明：湿气管道的倾角、直径、运行压力及管道中液相负荷都会对临界气速的计算结果产生影响。     

大斜度高液气比气井连续携液气流速预测方法

南堡油田天然气井液气比高,井型以定向井、大斜度井为主,现有携液液膜模型未充分考虑倾斜角的影响,导致临界携液气流速计算不精确。基于倾斜管环状流液膜厚度分布实验数据,提出了倾斜管底部液膜厚度与垂直管环状流液膜平均厚度之间的关系式,确定了垂直管液膜平均厚度以及界面摩擦因数的经验关系式,建立了大斜度高液气比气井临界携液气流速预测新模型。实验和生产数据表明,模型准确可靠,临界携液气流速平均误差?7.67%。该模型是对现有定向井携液理论的发展和完善,有助于提高气藏大斜度井的管柱设计水平、气井配产水平以及气井投产后的积液诊断能力。     

湿气混输管道瞬态输送数值模拟研究

湿天然气在混输过程中管道内会产生凝析液和水,由此带来水合物和腐蚀等一系列安全隐患问题,而现有的多相流模型对湿天然气管道低含液率输送工况的计算适用性较差。为准确预测湿天然气管道的低含液率瞬态流动特性,基于双流体模型和特征线算法提出了一个新的低含液率气液混输瞬态水力计算模型,通过实验验证了模型的计算精度,并针对湿天然气管道长距离输送的供气和储气瞬态过程进行了模拟分析。研究结果表明,建立的瞬态水力计算模型能够较准确地预测湿天然气管道的集液量、集气量、起终点压力变化等瞬态输送过程,模型所采用的差分特征线算法具有较好的稳定性和收敛性。     

成品油管道内积水分布规律试验研究

我国成品油管道采用水联运方式投产,导致其运行期间存在管内积水问题。为了研究管内积水的分布及运移规律,自行设计并搭建了成品油携积水试验环道装置,开展了多流速、多注水量、多管道倾角工况的成品油携积水试验,在此基础上对试验现象及数据进行分析。研究表明:积水仅在倾斜管内存在临界爬坡流速,其流速值随着积水量和管道倾角的增大而增加;水平管条件下,油水两相流型为分层流,随着管道倾角的增大,依次出现波浪流、泡状流;水平管条件下,随着油相表观流速增大,积水清除时间减小;临界爬坡流速条件下,初始注水量0.15 L、管道倾角20°工况积水量不见明显减少,流型维持为泡状流,其余工况倾斜管内积水量逐渐减少,流型由波浪流(泡状流)逐渐转变为分层流;积水运移阶段,其运移速度随油相表观流速的增大而增大,清除时间随油相表观流速的增大而减少。     

上倾管道油携积水运动研究

输油管道多采用水联运或部分管道充水投油的投产方式。油顶水过程中管道低洼处残留的积水可利用油流携走,油携积水至上倾管道后,积水在油流剪切力作用下沿管壁继续向上运动。为了对油携积水过程进行理论研究,基于油水分层流理论建立了上倾管道油水速度模型,分析了油品流速、油品性质、管道上倾角、管径、水相厚度对水相回流比例的影响,得出了水相临界回流参数,并采用该模型对西南成品油管道某些管段进行了具体分析。研究表明:在不同的条件下,油品的携液能力不同,处于两临界值之间水相仅部分回流;对于实际工程管道,油流的携积水能力有限。研究结果为上倾管道油携积水过程提供了理论支持。     

基于一维气体单流体模型的天然气-凝析液管道流体流动预测

基于一维瞬态非等温可压缩气体单流体模型,采用SIMPLE压力修正算法,考虑焦-汤效应对温度的影响,开展了低持液率天然气-凝析液管道的流动预测研究。将模拟管道五个不同持液率组分(0～20%)的计算结果与OLGA预测结果进行对比,结果表明:对气速、温度的预测与OLGA预测结果相接近,持液率为10%时压力预测的相对偏差为4.65%,证明了一维瞬态非等温可压缩气体单流体模型对低持液率天然气-凝析液管道流动预测具有适用性;随持液率继续增加至20%,压力预测的相对偏差逐渐增大。     

气井携液机理与临界参数研究

气井井筒携液工况诊断方法主要包括临界流速法和临界动能因子法。目前对于哪种方法更科学、更合理尚无定论,给应用选择造成了困难。为此,从分析圆管流动的基本特征入手,对两相垂管流的携液机理与形式进行了再探讨。研究结果表明:(1)两相垂管流积液的原因是气相无法保持连续,连续携液时液相存在的主要形式是管壁环膜,管流的基本流型是环雾流;(2)气流携液的实质是能量驱动,携液工况变化的本质是单位体积气流动能的量变引起的两相流型的质变;(3)临界动能因子法体现了流体流动依赖于能量驱动的物理学基本原理,携液机理符合圆管流动基本特征和能量守恒定律;(4)而临界流速法则忽视了横截面上流速存在径向差异的管流基本特征,不符合两相垂管流条件下气流携液的实际情况,存在着局限性;(5)液相物性不同导致连续携液的临界动能因子略有差别的管流基本特征,综合确定环雾流临界动能因子的通用取值为10 Pa~(0.5)。该研究成果揭示了两相垂管流气流携液的机理与本质,明晰了采用不同模型所得结果差异大的根源,确立了通用的诊断方法和参数。     

考虑液滴夹带的气井连续携液预测模型

在有水气藏开发过程中，随着气藏压力的降低和含水量的增加，井筒内的气相能量不足以将水携带到地面，导致井底积液，从而影响气井产量，严重时甚至压死气井，造成停产。准确预测气井临界携液流速对判断气井是否积液和优化气井配产具有重要的意义。基于液膜携液假设，通过气液两相流受力平衡分析，建立了考虑液滴夹带影响的气井连续携液预测模型。模型引入了基于临界液膜流量和临界气相流速的液滴夹带判据，并采用了考虑液膜雾化与液滴沉积动态过程影响的液滴夹带率计算公式。结合实际气井生产数据，所建立模型与现有的液膜临界流速模型的对比结果表明，该模型的预测结果与气井实际状况更加吻合，可用于气井积液的判断。     

气井积液机理和临界气速预测新模型

井筒积液是气井生产过程中面临的问题之一,积液会导致气井产量降低,严重情况下甚至造成气井停产。准确预测气井临界携液气相流速可以及时采取措施以预防积液的发生。对比最小压力梯度模型、液滴模型和液膜模型并分析积液实验的结果表明,液膜反向是气井积液的主要原因。根据液膜在不同气速范围内速度分布规律,将液膜与管壁剪切应力为0对应的气速作为气井积液临界气速。基于环雾流型并考虑到管径、液相流速、气芯中液滴夹带等因素的影响,构建了适用于垂直气井积液预测的零剪切应力模型。利用实验数据和现场数据对新模型及已有的积液预测模型进行对比验证,以模型预测结果正确率和预测误差为评价指标。结果显示,新模型的预测效果优于其他模型,基于零剪切应力的新模型能够较准确地预测气井积液。     

气井积液机理和临界气速预测新模型

井筒积液是气井生产过程中面临的问题之一,积液会导致气井产量降低,严重情况下甚至造成气井停产。准确预测气井临界携液气相流速可以及时采取措施以预防积液的发生。对比最小压力梯度模型、液滴模型和液膜模型并分析积液实验的结果表明,液膜反向是气井积液的主要原因。根据液膜在不同气速范围内速度分布规律,将液膜与管壁剪切应力为0对应的气速作为气井积液临界气速。基于环雾流型并考虑到管径、液相流速、气芯中液滴夹带等因素的影响,构建了适用于垂直气井积液预测的零剪切应力模型。利用实验数据和现场数据对新模型及已有的积液预测模型进行对比验证,以模型预测结果正确率和预测误差为评价指标。结果显示,新模型的预测效果优于其他模型,基于零剪切应力的新模型能够较准确地预测气井积液。     

气井积液预测研究进展

准确预测气井积液时间并及时采取排水采气工艺措施,对于维持低产气井稳定生产至关重要。为此,基于对国内外气井积液预测方法及积液气井数值模拟方法的广泛调研和总结,综合分析了目前解释气井积液的液滴反转模型、液膜反转模型和气井稳定性分析方法,阐述了积液气井瞬态数值模拟的研究进展。研究结果表明:(1)不同积液预测模型计算值之间及不同类型气藏气井携液临界气量之间存在着巨大的偏差,引起气井积液的机理不仅仅由单一液体反转现象造成,而是地层与井筒共同作用的结果 ;(2)液体反转理论在解释气井出现动液面上有悖于气液两相管流的基本规律,气井动液面的产生与气井受到瞬态扰动相关。在上述研究的基础上,指出了气井积液机理研究的发展方向:结合地层数值模拟,建立合理井筒压力波动模型并将其考虑为内边界条件,开展地层—井筒耦合实验及理论研究,揭示不同类型气藏积液的控制机理并建立相应积液预测模型,以期为气井排水采气工艺设计提供理论依据和技术支撑。     

基于能量守恒定律的气井井筒携液工况诊断模型

井筒积液的产生对气井稳产有着较大的不利影响,而现有的井筒积液诊断方法又存在着应用局限性。为了明确产液量较大时气井井筒中两相流的携液机理、准确诊断井筒积液存在情况、合理制订气井生产措施,在前期研究的基础上,基于能量守恒定律,建立了气液两相垂管流的携液工况诊断新模型,通过与现场实践统计、室内实验数据进行比较,对新模型的准确性进行了验证,并采用新模型对某产液气井的携液工况进行了分析。研究结果表明:①产液量较少时,新模型计算得到的临界携液气量明显低于Turner模型的计算结果 ;②随着产液量增大,采用新模型计算得到的临界携液气量逐渐增大,并且压力越高,临界携液气量增大越明显;③气液两相垂管流的流型可分为气泡流、段塞流、过渡流、波浪流和环雾流5种,当两相流型为过渡流、波浪流或环雾流时,井筒中不存在积液。结论认为,新模型计算结果与现场实践统计、室内实验结果基本一致,诊断结论符合实际,具有普适性,可以为产液气井的携液工况诊断和积液预防提供理论支撑。     

气液两相状态下的凝析气井产能评价新方法

凝析气藏地层中产生油气两相渗流后,对气井的产能测试数据进行分析时,常出现二项式产能方程的系数B为负数的异常情况,难以有效评价气井的产能,进而影响对气井生产动态的准确预测。为此,基于拟单相渗流方程和油气两相渗流方程,在气井的流动达到拟稳定阶段后,建立了拟单相稳定点产能评价方法(以下简称为拟单相法)和气液两相稳定点产能评价方法(以下简称为气液两相法);采用塔里木盆地牙哈气田的基础参数,应用新建立的产能评价方法计算气井在生产气油比相同、地层压力在露点压力以上及以下时的无阻流量;针对牙哈、塔中Ⅰ号、千米桥潜山、迪那2等4个凝析气田,应用新建立的产能评价方法计算凝析气井在不同生产气油比情形下的无阻流量,并选取典型井进行对比分析。结果表明:(1)采用新建立的产能评价方法可以避免因地层中油气两相流的产生导致经典产能评价方法无法计算凝析气井无阻流量的情况;(2)当地层压力高于露点压力时,地层流体以单相流体为主,可以采用拟单相法;(3)当地层压力低于露点压力,地层中出现油气两相流动时,应采用气液两相法;(4)随着生产气油比增大,采用拟单相法和气液两相法计算的无阻流量的差异逐渐减小;(5)对于凝析油含量较高、生产气油比较低的凝析气井而言,采用气液两相法计算的无阻流量更加可靠。     

气井井筒温度、压力与积液综合预测模型

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。     

低渗产水气藏携液模型研究与应用

准确预测气井临界携液气流量,对优化气井工作制度、排除井筒积液具有重要意义。现有液滴模型未考虑液滴变形和液滴大小的影响,将临界韦伯数取为定值或认为临界携液气流量与临界韦伯数无关,导致模型的关系式系数为定值,存在一定理论不足。综合考虑液滴变形和液滴大小特征,由液滴质点力平衡理论和能量守恒原理导出了气井临界携液气流量计算新模型。新模型的关系式系数随压力增大而变大,为1.92～5.30,弥补了现有液滴模型的关系式系数为定值的缺陷。现场应用表明：新模型预测大牛地气田气井积液状态与实际较吻合,可满足生产要求。     

定向气井临界携液流量预测新模型

针对定向井气体携液机理不清、临界携液流量预测误差较大等问题,基于定向井筒中液膜的受力状况,考虑气芯与液膜之间的剪切力、液膜与管壁之间的剪切力、流体重力和液膜前后的压差等作用,建立了定向气井临界携液流量预测模型,并推导了该预测模型相对于Turner模型的修正系数。敏感性分析结果表明,修正系数主要与油管内径和井斜角有关,受管壁摩擦系数的影响较小;同时还给出了修正系数速查表,以便于实际中使用。现场实例计算分析结果表明:1所建立的预测模型计算误差小于5%,与定向气井临界携液流量常用计算模型相比,计算精度提高10.03%~48.72%;2计算结果与现场生产实际更加吻合,可准确地预测定向气井的临界携液流量。该研究成果对定向气井合理配产、携液动态预测具有指导意义和实用价值。