一种基于气液两相管流模型的井底压力确定方法技术

本发明专利技术涉及一种基于气液两相管流模型的井底压力确定方法，属于气田开发研究领域，本发明专利技术先把井筒从井口到井底分成若干个微分段，将各微分段井筒底部深度处的压力作为未知变量，并结合待求解微分段井筒的顶部深度处的压力、待求解微分段井筒顶部相邻的微分段井筒中的气液混合物密度和待求解微分段的长度等参数，估算待求解微分段底部深度处的压力迭代假设初值，采用最速下降法迭代求解得到该微分段底部深度处的压力；从井口向井底逐段进行迭代求解，得到各微分段底部深度处对应的压力值，最后一段底部深度处对应的压力即为井底压力。本发明专利技术方法简单，具有易于编程实现，可操作性强、求解收敛性稳定、有效实用等特点，因而具有很好的推广使用价值。很好的推广使用价值。很好的推广使用价值。

【技术实现步骤摘要】
一种基于气液两相管流模型的井底压力确定方法


[0001]本专利技术属于气田开发研究领域，具体涉及一种基于气液两相管流模型的井底压力确定方法。

技术介绍

[0002]在气田开发过程中，经常需要根据气井的井口气、水产量和井口压力，通过井筒气液两相管流模型计算预测气井的井底压力。然而，井筒气液两相管流的模型方程属于非线性微分方程，无法直接用于矿场中的井底压力求解计算，可靠确定井底压力的技术难度较大。

技术实现思路

[0003]本专利技术的目的是提供一种基于气液两相管流模型的井底压力确定方法，用于解决现有方法无法直接用于实际田开发过程中井底压力的确定问题。
[0004]基于上述目的，一种基于气液两相管流模型的井底压力确定方法的技术方案如下：
[0005](1)收集气井的基础数据，包括天然气的相对密度γ
g
，气井的井口油压P
th
，井口流体温度T
th
，井筒内流体的温度梯度TGrad，油管内径D，油管绝对粗糙度e，气产量Q
g
，水产量Q
w...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种基于气液两相管流模型的井底压力确定方法，其特征在于，包括以下步骤：(1)收集气井的基础数据，包括天然气的相对密度γ
g
，气井的井口油压P
th
，井口流体温度T
th
，井筒内流体的温度梯度TGrad，油管内径D，油管绝对粗糙度e，气产量Q
g
，水产量Q
w
；(2)将长度为L的井筒从井口到井底分成N个微分段，确定每个微分段长度ΔL＝L/N；在此基础上从井口向井底逐段进行迭代求解，得到各微分段井筒的底部深度处压力值，最后一个微分段的底部深度处压力即为井底压力；其中，各微分段井筒的底部深度处压力值的迭代求解步骤如下：S1.根据式x
k
＝P
i-1
+10-6
ρ
m(i-1)
g
×
ΔL
×
sinβ，给第i微分段的待求底部深度处压力P
i
赋迭代假设值x
k
；式中，P
i-1
为第i－1微分段井筒的底部深度处压力，当i＝1时，P
i-1
为井口压力P
th
；ρ
m(i-1)
为第i-1微分段井筒中气液混合物的平均密度，当i＝1时，用井口油压P
th
和井口流体温度T
th
计算得到；β为井筒与水平面的夹角；S2.由式以及由式获得第i微分段井筒的平均压力由式计算第i微分段井筒的平均温度；基于所获得的第i微分段井筒的平均压力和平均温度采用油气藏工程方法计算获得第i微分段井筒中的基础参数，包括水密度ρ
w
、水的体积系数B
w
、水粘度u
w
、气水界面张力σ
gw
、天然气偏差因子Z
g
、天然气密度ρ
g
、气体体积系数Bg、天然气粘度u
g
；S3.根据第i微分段井筒的迭代假设值x
k
，由式计算气液两相管流模型方程的左端项Eq
L
(x
k
)；S4.根据第i微分段井筒的迭代假设值x
k
，及步骤S2的基础参数中的水密度ρ
w
、水粘度u
w
、气水界面张力σ
gw
，计算得到第i微分段井筒处的持液率H
L
；S5.根据步骤S4中获得的持液率H
L
和步骤S2中获得的天然气密度ρ
g
、水密度ρ
w
，由式ρ
m
＝ρ
g
(1-H
L
)+ρ
w
H
L
，计算第i微分段井筒中的气液混合物密度ρ
m
；由式；由式计算得到第i微分段井筒的气液混合物粘度u
m
；S6.根据步骤S2中的水的体积系数B
w
、气体体积系数Bg，以及步骤(1)中的油管内径D，油管绝对粗糙度e，气产量Q
g
，水产量Q
w
，由式V
m
＝B
w Q
w
/(86400πD2/4)+B
g Q
g
/(86400πD2/4，计算得到气液混合物速度V
m
；根据该气液混合物速度V
m
和步骤S5中的气液混合物密度ρ
m
，气液混合物粘度u
m
，由式N
Rem<...

【专利技术属性】
技术研发人员：周涌沂，刘林松，王永恒，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司华北油气分公司，
类型：发明
国别省市：