[发明专利]一种积液及积液程度判识方法

说明书

本发明提供一种积液及积液程度判识方法，提出临界携液流速系数校正方法，进一步提高目标气田的临界携液气量计算精度；提出使用无因次产量、无因次压力评价气井积液程度，并建立与形成积液及积液程度判识图版，评价气井是否积液及其积液程度。该方法使用生产动态数据快速评价产水气井积液及积液程度，为合理高效的排水采气工艺选择提供技术依据。

技术领域

本发明涉及气田开发技术领域，更具体地说涉及一种积液及积液程度判识方法。

背景技术

气井积液影响产能正常发挥，往往通过排水采气排出积液；而积液程度不同适用的措施工艺及工艺方案差异较大。为此，确定气井积液及积液程度具有重要意义。

目前，气井积液判识的方法主要有：生产曲线判识法、临界携液气量判识法和流压梯度测试法等。其中，生产曲线判识法和临界携液气量判识法仅通过气井生产动态数据即可定性推断气井是否积液，其要求的资料基础简单，判断过程简便，但无法确定气井积液程度；流压梯度测试法，可根据变密度界面判断气井是否积液，同时根据液柱梯度大小判断积液程度，但需下入井下工具，测试井筒不同深度的压力，该方法测试成本高，难以规模应用。

发明内容

本发明克服了现有技术中的不足，现有的气井积液判识的方法存在无法确定气井积液程度或者方法测试成本高，难以规模应用的问题，提供了一种积液及积液程度判识方法，该方法使用生产动态数据快速评价产水气井积液及积液程度，为合理高效的排水采气工艺选择提供技术依据。

本发明的目的通过下述技术方案予以实现。

一种积液及积液程度判识方法，按照下述步骤进行：

步骤1，获取目标工区内的积液测试数据及测试时间对应的井口油压、套压、温度、产气量、管柱尺寸的数据；

步骤2，选取压力、温度、管柱内径、天然气相对密度，开展分析，以确定上述因素对携液能力的影响大小，并选取两个对携液能力的影响较大的因素建立临界携液气量速查表；

步骤3，利用步骤1中的积液测试数据，以积液实测结果为目标，构建优化函数，求取临界携液模型的校正系数；

步骤4，根据流压梯度的测试数据，将积液程度分为不积液、轻度积液、中度积液和重度积液；

步骤5，利用步骤1中的积液测试数据计算无因次产量与无因次压力，并将无因次压力和无因次产量与积液程度进行对比，以确定出各积液程度的无因次压力与无因次产量的区间，进而绘制无因次产量和无因次压力关系图，最终形成积液及积液程度判识图版；

步骤6，收集待评价气井油压、套压、产量、流体性质等资料，计算无因次产量、无因次压力，使用步骤5形成的积液及积液程度判识图版评价气井是否积液及其积液程度。

在步骤3中，临界携液模型的校正过程，按照下述步骤进行：

步骤①，构建临界携液流速函数，确定最优函数优化目标β；

v_gc临界携液流速，m/s；β临界携液流速系数，m^1/2.s^-1/4；σ界面张力，N/m；ρ_L液体密度，kg/m³；ρ_g天然气密度，kg/m³。

步骤②，构建函数M_i与N_i及最优化函数F，采用牛顿算法优化确定临界流速模型系数β。

Z偏差因子，小数；T地层温度，K；A油管截面积,m²；p压力,MPa。