油气两相流平均黏度计算方法及装置制造方法及图纸

本发明专利技术提供一种油气两相流平均黏度计算方法，其包含：通过高温高压井筒模拟装置进行多次注气实验，测量不同黏度梯度原油在不同油气比条件下的举升压降，得到实验测量结果；基于举升压降计算公式拟合得到举升压降计算公式中修正系数的值；依据油气两相流压降公式计算得到不同黏度原油在不同油气比条件下的举升压降，得到计算结果，结合油气两相流平均黏度计算公式计算得到油气两相流平均黏度；绘制出不同黏度原油在不同气油比条件下的油气两相流平均黏度图表，以确定生产过程中的最佳流动形态。本发明专利技术适用于稠油注气开采油气两相流平均黏度的确定，制定的图表能清晰明了的表征出不同气油比条件下流动型态与油气混相平均黏度的关系。黏度的关系。黏度的关系。

【技术实现步骤摘要】
油气两相流平均黏度计算方法及装置


[0001]本专利技术涉及石油开采
，具体地说，涉及一种油气两相流平均黏度计算方法及装置。

技术介绍

[0002]塔河油田稠油储量丰富，地层温度压力较高，稠油在地层条件下黏度小，可顺利流入井筒，但从地层流入井筒后，随着温度压力逐渐降低，黏度不断增大，大约在3km时失去流动能力，需要采取人工举升的手段进行干预生产。在开发早期，主要依靠掺稀降黏技术实现了塔河稠油的快速上产，但随着稠油开发的深入，掺稀量逐渐增大，经济效益却越来越低。因此，通过注天然气气举工艺降低掺稀油量，从而实现井筒降黏对塔河稠油的开发意义重大。
[0003]但是，由于稠油含轻质组分少，胶质与沥青含量高，密度大，黏度高，在井筒举升气液两相流动规律复杂，容易出现举升不稳定、效率低、开采成本高等诸多问题。
[0004]因此，本专利技术提供了一种油气两相流平均黏度计算方法及装置。

技术实现思路

[0005]为解决上述问题，本专利技术提供了一种油气两相流平均黏度计算方法，所述方法包含以下步骤：
[0006]通过高温高压井筒模拟装置进行多次注气实验，测量不同黏度梯度原油在不同油气比条件下的举升压降，得到实验测量结果；
[0007]根据所述实验测量结果，基于举升压降计算公式拟合得到所述举升压降计算公式中修正系数的值，以得到油气两相流压降公式；
[0008]依据所述油气两相流压降公式计算得到不同黏度原油在不同油气比条件下的举升压降，得到计算结果，结合油气两相流平均黏度计算公式计算得到油气两相流平均黏度；
[0009]依据计算得到的所述油气两相流平均黏度，绘制出不同黏度原油在不同气油比条件下的油气两相流平均黏度图表，以确定生产过程中的最佳流动形态。
[0010]根据本专利技术的一个实施例，所述举升压降计算公式如下所示：
[0011][0012]其中，表示举升压降，kPa/m；φ
o
表示油相含率，％；ρ
o
表示油相密度，kg/m3；φ
g
表示气相含率，％；ρ
g
表示气相密度，kg/m3；g表示重力常数，取值9.8m/s2；u表示流速，m/s；v
L
表示液相流速，m/s；ρ
m
表示气液混合密度，kg/m3；D表示油管内径，m；a、b、c、e表示所述修正系数。
[0013]根据本专利技术的一个实施例，所述油气两相流平均黏度计算公式如下所示：
[0014][0015]其中，μ
m
表示所述油气两相流平均黏度，mPa
·
s；v
m
表示气液混合流速，m/s。
[0016]根据本专利技术的一个实施例，所述方法还包含：在所述油气两相流平均黏度图表中根据气油比划分各流动形态的范围，并判断油气两相流流动型态的黏度最小值。
[0017]根据本专利技术的一个实施例，所述流动形态包含单相流、泡状流、弹状流蠕状流、段塞流。
[0018]根据本专利技术的另一个方面，还提供了一种油气两相流平均黏度计算装置，所述装置包含：
[0019]实验模块，其用于通过高温高压井筒模拟装置进行多次注气实验，测量不同黏度梯度原油在不同油气比条件下的举升压降，得到实验测量结果；
[0020]修正模块，其用于根据所述实验测量结果，基于举升压降计算公式拟合得到所述举升压降计算公式中修正系数的值，以得到油气两相流压降公式；
[0021]计算模块，其用于依据所述油气两相流压降公式计算得到不同黏度原油在不同油气比条件下的举升压降，得到计算结果，结合油气两相流平均黏度计算公式计算得到油气两相流平均黏度；
[0022]绘制模块，其用于依据计算得到的所述油气两相流平均黏度，绘制出不同黏度原油在不同气油比条件下的油气两相流平均黏度图表，以确定生产过程中的最佳流动形态。
[0023]根据本专利技术的一个实施例，所述修正模块包含举升压降计算公式，如下所示：
[0024][0025]其中，表示举升压降，kPa/m；φ
o
表示油相含率，％；ρ
o
表示油相密度，kg/m3；φ
g
表示气相含率，％；ρ
g
表示气相密度，kg/m3；g表示重力常数，取值9.8m/s2；u表示流速，m/s；v
L
表示液相流速，m/s；ρ
m
表示气液混合密度，kg/m3；D表示油管内径，m；a、b、c、e表示所述修正系数。
[0026]根据本专利技术的一个实施例，所述计算模块包含油气两相流平均黏度计算公式，如下所示：
[0027][0028]其中，μ
m
表示所述油气两相流平均黏度，mPa
·
s；v
m
表示气液混合流速，m/s。
[0029]根据本专利技术的一个实施例，所述装置还包含判断单元，其配置为：
[0030]在所述油气两相流平均黏度图表中根据气油比划分各流动形态的范围，并判断油气两相流流动型态的黏度最小值。
[0031]根据本专利技术的一个实施例，所述绘制模块中包含流动形态单元，其中，所述流动形态包含单相流、泡状流、弹状流蠕状流、段塞流
[0032]本专利技术提供的油气两相流平均黏度计算方法及装置适用于稠油注气开采油气两
相流平均黏度的确定，制定的图表能清晰明了的表征出不同气油比条件下流动型态与油气混相平均黏度的关系，从而进一步调整稠油气举现场对流型的控制，切实符合现场所需，用于指导稠油注气开采，具有广泛的工程应用价值和科研价值。
[0033]本专利技术的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本专利技术而了解。本专利技术的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
[0034]附图用来提供对本专利技术的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本专利技术的实施例共同用于解释本专利技术，并不构成对本专利技术的限制。在附图中：
[0035]图1显示了根据本专利技术的一个实施例的油气两相流平均黏度计算方法流程图；
[0036]图2显示了根据本专利技术的一个实施例的当原油黏度为4140mPa
·
s时，气油比-流动形态-油气混相平均黏度关系图标；
[0037]图3显示了根据本专利技术的一个实施例的当原油黏度为6998mPa
·
s时，气油比-流动形态-油气混相平均黏度关系图标；
[0038]图4显示了根据本专利技术的一个实施例的当原油黏度为10363mPa
·
s时，气油比-流动形态-油气混相平均黏度关系图标；以及
[0039]图5显示了根据本专利技术的一个实施例的油气两相流平均黏度计算装置结构框图。
具体实施方式
[0040]为使本专利技术的目的、技术方案和优点更加清楚，以下结合附图对本专利技术实施例作进一步地详细说明。<本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种油气两相流平均黏度计算方法，其特征在于，所述方法包含以下步骤：通过高温高压井筒模拟装置进行多次注气实验，测量不同黏度梯度原油在不同油气比条件下的举升压降，得到实验测量结果；根据所述实验测量结果，基于举升压降计算公式拟合得到所述举升压降计算公式中修正系数的值，以得到油气两相流压降公式；依据所述油气两相流压降公式计算得到不同黏度原油在不同油气比条件下的举升压降，得到计算结果，结合油气两相流平均黏度计算公式计算得到油气两相流平均黏度；依据计算得到的所述油气两相流平均黏度，绘制出不同黏度原油在不同气油比条件下的油气两相流平均黏度图表，以确定生产过程中的最佳流动形态。2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述举升压降计算公式如下所示：其中，表示举升压降，kPa/m；φ
o
表示油相含率，％；ρ
o
表示油相密度，kg/m3；φ
g
表示气相含率，％；ρ
g
表示气相密度，kg/m3；g表示重力常数，取值9.8m/s2；u表示流速，m/s；v
L
表示液相流速，m/s；ρ
m
表示气液混合密度，kg/m3；D表示油管内径，m；a、b、c、e表示所述修正系数。3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述油气两相流平均黏度计算公式如下所示：其中，μ
m
表示所述油气两相流平均黏度，mPa
·
s；v
m
表示气液混合流速，m/s。4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包含：在所述油气两相流平均黏度图表中根据气油比划分各流动形态的范围，并判断油气两相流流动型态的黏度最小值。5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述流动形态包含单相流、泡状流、弹状流蠕状流、段塞流。6.一种油气两相流平均黏度计算装置，其特征在于，所述装置包含：实验模块，其用于通过高...

【专利技术属性】
技术研发人员：赵海洋，范伟东，杨祖国，刘磊，任波，胡岐川，程仲富，李亮，何寅，曹畅，邢钰，王磊磊，蒋磊，闫科举，秦飞，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，
类型：发明
国别省市：