第三篇第二章采气工艺原理.docx

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第三篇第二章采气工艺原理

第二章采气工艺原理

第一节气井生产系统分析

气井生产系统分析也称生产井压力系统分析，或称节点（NODAL）分析。

它是研究气田开发系统的气藏工程、采气工程和集输工程之间压力与流量关系的方法。

这个方法的特点就是把气田作为一个完整的开发系统，将气藏工程、采气工程、集输工程有机地结合起来。

即以气藏流入条件为基础，把气井从气藏经完井井段、井底、油管、人工举升装置、井口、地面管线至分离器的各个生产环节作为一个完整的压力系统来考虑，就其各个部分在生产过程中的压力消耗进行综合分析，以气藏能量及预测在生产过程中各节点压力变化的综合分析为依据，从而预测改变有关部分的主要参数或工作制度后气井产量的变化规律，优化设计出能最大发挥气藏能量利用率的油管直径、井身结构、生产管柱结构、投产方式，并为采气工艺方式及地面集输工程设计提供可靠的技术决策依据。

为此，需掌握气井生产系统分析基本概念及原理；研究天然气在流动过程中的压力与流量关系；建立节点分析系统数学模型，在此基础上，用生产系统分析方法解决生产实际问题，从而发挥气藏的生产潜力，提高气藏开发的采收率和经济效益。

一、气井生产系统

“系统”是以某种规律相互依存，并互为因果的若干个体的组成。

1、气井生产系统

气井生产系统（生产模型）指采出流体从储层供给边界到计量分离器的整个流动过程。

包括以下几个互相联系的组成部分：

1）气层——多孔介质（含裂缝）；

2）完井段——井眼结构发生改变的近井地带（由于钻井、固井、完井和增产措施作业所致）；

3）举升管柱——垂直或倾斜油管、套管或油套环空（带井下油嘴和井下安全阀）；

4）人工举升装置——用于排液的有杆泵、电潜泵或气举阀等；

5）井口阻件——地面油嘴或针型阀等节流装置；

6）地面集气管线——水平、倾斜或起伏管线；

7）分离器。

2、气井的流动过程

气体从气层流到地面包括：

气体在气藏的渗流、气体沿油管垂直举升的流动、气体通过节流装置的流动及面水平管流四个流动过程。

二、管流及嘴流动态

在管流中取一控制体（如图2-1-2所示），以管子轴线为坐标轴z，规定坐标轴正向与流向一致。

定义管斜角θ为坐标轴z与水平方向的夹角。

1、气相管流基本方程式

（1）连续方程式

（2-1-1）

即G=VA=常数

上式表示任意管子截面z上气体质量流量均保持不变。

图2-1-2稳定一维气相流

式中—气体密度，kg/m3；

v—气体流速，m/s；

A—管子流通截面积=

，m2；

d—管子内径，m；

G—气体质量流量，kg/s；

v—流过单位截面积的气体质量流量，对于等径油管，ρv为常数：

kg/（m2.s）。

（2）动量方程

作用于控制体的外力应等于流体的动量变化，即

（2-1-2）

式中∑Fz——作用于控制体的外力：

质量力（重力）沿z轴的分力－gAdzsinθ；

压力pA－（p+dp）A；管壁摩擦阻力（与气体流向相反）－τwπddz。

（3）压力梯度方程

将作用于控制体的外力代入上式整理得压力梯度方程：

（2-1-3）

式中τw—流体与管壁的摩擦应力（单位面积上的摩擦力），Pa；

πd—控制体的周界长，m；

p—压力，Pa；

g—重力加速度=9.81m/s2；

θ—管斜角，（°）；

其余符号意义及单位同前。

上式总压降梯度可用下式表示为三个分量之和，即重位（举升）、摩阻、加速（动能）压降梯度（分别用下标G、F和A表示）。

其中加速项较前两项甚小，在工程计算中往往可忽略不计。

（2-1-4）

计算井底静压和流压，习惯上是以井口作为计算起点（z=0），沿井身向下为z的正向，即与气井流动方向相反。

此时，压力梯度取“+”号。

（2-1-5）

（4）气体状态

2、天然气的物性参数

（1）天然气的组成

天然气是以石蜡族低分子饱和烃为主的烃类气体和少量非烃类气体组成的混合气。

天然气包含有烃类气体、非烃类气体和惰性气体。

烃类气体有：

CH4、C2H6、C3H8、C4H10、C5H12及C5+，其中CH4含量最多，CH4、C2H6、C3H8在标准状态下为气体，C3H8、C4H10经压缩冷凝后极易液化称为家用液化气（LPG），C5H12及C5+称为天然汽油（NG）。

非烃类气体有：

H2S、CO2、CO、N2、O2、H2和H2O，硫醇（RSH）、硫醚（R-S-R）。

惰性气体：

He、Ar。

1）天然气的组成及分类

各组分在天然气中所占数量的比率叫天然气的组成。

根据天然气的组成可将天然气进行分类。

按矿藏特点分为气田气、油田气和凝析气田气；按天然气的烃类组成分为气、湿气；按天然气中酸气含量分为净气、酸气。

2）天然气的组成表示法

天然气的组成的表示方法有体积组成、质量组成和摩尔组成。

体积组成（yi）是在标准状态下，i组分的体积Vi与总体积V之比值

，∑yi＝1（2-1-6）

质量组成（wi）是i组分的质量mi与总质量m之比

，∑wi=1（2-1-7）

摩尔组成（yi）是i组分的摩尔数Ni与总摩尔数N之比

，∑yi＝1（2-1-8）

质量组成和体积组成（摩尔组成）之间换算公式为

（2-1-9）

式中Mi——i组分的分子量。

（2）天然气的视分子量、密度和相对密度

1）天然气的分子量Mg

工程上为了计算上的需要，人为地将标准状态下（0℃，0.101MPa）下体积为22.4L天然气所具有的质量定义为天然气的视分子量或平均分子量简称为天然气的分子量。

计算方法：

＝28.97g（约为16～18）（2-1-10）

2）天然气的密度和相对密度

单位体积天然气的质量，称为天然气的密度，用符号g表示。

（2-1-11）

（2-1-12）

式中R——通用气体常数，R=0.008314

；

Z—气体偏差系数，无因次量。

其余符号意义及单位同前。

在标准状态下，天然气密度与干燥空气密度的比值称为天然气相对密度，用符号g表示。

干气：

g=0.58～0.62

4）天然气的临界参数

类似于天然气的分子量的讨论，天然气的临界参数也随组成而变化，没有一定的恒定数值，通常要通过实验的方法才能较准确地测定。

采气工程上广泛采用拟临界压力和拟临界温度来代替天然气的临界参数，并分别用符号ppc、Tpc来表示。

常用的计算方法有插图法和直接计算的方法。

　　①已知天然气的体积组成，可由下式计算

ppc＝∑yipciTpc＝∑yiTci（2-1-13）

式中ppc——天然气的拟临界压力，MPa；　Tpc——天然气的拟临界温度，K；

　　pci、Tci——天然气中组分i的临界压力（MPa）、临界温度（K），可由表2-1-1查得。

②已知g，可查图求得。

　　③已知g可选用经验公式计算。

　　当H2S含量<3％,N2含量<5％或非烃气体总含量不超过7％。

Thoms等人综合图和另外一些新的数据，提出下面公式。

干气Tpc＝93.333+180.556g－6.944g2ppc＝4.6627+0.1034g－0.2586g2（2-1-14）

凝析气Tpc＝103.9+183.3g－39.7g2ppc＝4.868－0.356g－0.077g2（2-1-15）

若非烃含量高时，要进行非烃效正。

（3）天然气的偏差系数

1）天然气的偏差系数

　在一定温度和压力条件下，一定质量的气体实际占有体积Va与在相同条件下作为理想气体应该占有的体积Vi之比称为天然气的偏差系数，用符号Z表示。

Z=f（yi，p，T）（2-1-16）

　　对于理想气体，Z＝1；对于实际气体，Z<1或Z>1。

2）天然气的偏差系数的确定

天然气偏差系数的确定方法有插图法和直接计算方法

（4）天然气的等温压缩系数Cg

在恒温条件下，单位压力变化引起的单位气体体积相对变化率称为天然气的等温压缩系数。

用下式表示：

（2-1-17）

对理想气体：

（2-1-18）

对真实气体：

（2-1-19）

（5）天然气的体积系数Bg

天然气地下体积VR与同数量天然气在地面标准条件下体积Vsc的比值称为天然气的体积系数。

，

（2-1-20）

膨胀系数Eg：

（6）天然气的粘度μg

天然气粘滞性大小的物理量叫天然气粘度。

天然气粘度的大小主要取决于气体组成、温度和压力。

在低压下气体粘度：

单组分气体的粘度几乎与压力无关，随温度的升高而增大，随分子量的增大而降低；在高压下的气体粘度：

随压力的升高而粘度增大，随温度的升高而粘度减小，随分子量的增加而粘度增加。

天然气粘度可采用查图法和经验公式法进行计算。

Lee、Gonzaler半经验法

（2-1-21）

式中：

，

，

g——在给定压力和温度状态下天然气的粘度，mPa·S；

　g——给定压力温度状态下天然气的密度，g/cm3。

若有非烃类，则应进行非烃类效正。

3、单相管流摩阻系数

单相管流有层流和紊流两种流态，紊流分水力光滑区、混合摩察区和完全粗糙区。

由雷诺数判断流态，由Moody实验曲线或经验公式计算。

4、气相管流压降计算方法

（1）井底静压计算

对于垂直井，测量井深L等于垂直深度H，θ＝90°，sinθ=1；

垂直井静气柱总压降梯度即为重位压降梯度，即

将任意温度、压力下的气体密度代入上式分离变量积分得：

或

（2-1-22）

式中—气体密度，kg/m3；

Mg—天然气视分子量=28.97g，kg/kmol；

g—天然气相对密度，无因次量；

R—通用气体常数；

pws—气井井底静压，MPa；

pwh—气井井口静压，MPa；

H—井口到气层中部深度，m。

—井筒气柱平均温度=（T井口+T井底）/2，K；

—井筒气柱平均偏差系数；

s－无因次量指数，

计算方法采用迭代法求解，为了提高计算的准确性，可将井深H分为多个节点逐段计算。

井筒温度考虑为线性分布，逐步计算各井段的平均温度，将上一节点的pws值作为下一节点的pwh值即可。

例2-1用平均参数方法计算井底静压pts：

某垂直气井井深3000m，井口关井压力为2MPa，井筒平均温度为50℃，ppc=4.6MPa,

Tpc=205k，g=0.65。

解：

（1）第一次试算，取

pws0=pts（1+0.00008H）=2（1+0.00008×3000）=2.48MPa

（2）计算平均参数

因此

=0.96

（3）计算pws

比较试算结果，井底压力相差甚微，故所求气层压力为pws=2.48MPa。

（2）井底流压计算

仍以井口为计算起点，沿井深向下为z的正向，与气体流动方向相反。

忽略动能压降梯度，垂直气井的压力梯度方程为

　　（2-1-23）

将速度任意流动状态（p,T）下的气体流速及密度代入上式得

（2-1-24）

式中qsc－气井产气量（标况条件），m3/d；pwf－气井井底流压，MPa；

pwh－气井井口压力，MPa；f－T，p下的摩擦系数；

d—油管内径，m。

其它符号及其单位同静压计算公式相同。

上述流压计算仍采用迭代法，其基本计算步骤和程序结构同上述静压计算相同。

（3）水平输气管线压降

设：

水平输气管线其流动方向与水平方向一致，无高程变化故不存在重位压降。

考虑流速增大引起的动能压降较摩擦压降甚小可忽略不计。

故总压降梯度为摩擦压降度。

即

（2-1-25）

仍采用平均参数法分离变量积分，其推导过程与井底流压相似，得到水平管线的气流量与压降之间的关系，如下式

（2-1-26）

式中　qsc－气流量，m3/d；

　　p1，p2－分别为管线起点和终点压力，MPa；

　　L－水平管线长度，m。

上述公式仍按迭代法计算。

（4）凝析气的修正

由于这类气井的气液比很高且紊流程度严重，气液两相混合较为均匀，可视为均匀的单相流（称为拟单相流）。

凝析气井的产出物包括三部分：

即经地面分离器分离出的干气、凝析油罐逸出的凝析气和凝析油。

当井底流压接近凝析气的上露点压力，油管内可能存在液烃。

若气液比大于1780m3（标）/m3，可近似考虑为单相气体流动。

按上述方法计算井底流动压力，须对气体气体流量和相对密度作相应的修正。

凝析气总气量的修正

（2-1-27）

式中qT—修正后的总气量，m3（标）/d；qSG—经分离器得到的干气产量，m3（标）/d；

qO—凝析油产量,m3/d；

qEG—凝析油的相当气相体积，m3（标）/m3；

qTG——凝析油罐逸出的凝析气量，m3（标）/d；

　o——凝析油罐内凝析油的相对密度；

Mo－凝析油罐内凝析油的平均分子量。

凝析气复合相对密度考的修正

式中

　w－复合气体相对密度；

　　Rg－地面总生产气油比，m3（标）/m3；

　　　g－地面分离器和凝析油罐气的平均相对密度；

　SG－分离器的干气相对密度；

TG－凝析油罐逸出气相对密度。

5、气液两相管流简介

（1）两相管流特性参数

1）质量流量、体积流量、体积含液率

质量流量

（2-1-28）

式中Gm—气液混合物质量流量，kg/s；

GL、GG—液相、气相质量流量，kg/s。

体积流量

（2-1-29）

式中qm—气液两相体积流量，m3/s；qL、qG—液相、气相体积流量，m3/s。

体积含液率λL：

表示管流截面上液相体积流量与气液混合物总体积流量的比值，又称无滑脱持液率，即

（2-1-30）

类似体积含气率（无滑脱持气率）为

（2-1-31）

2）气相速度、液相速度、折算速度及两相混合物速度

设AG和AL分别表示气相和液相占管子的横截面积，即

气相速度VG=qG/AGm/s

液相速度VL=qL/ALm/s

气相折算速度VSG=qG/Am/s

液相折算速度VSL=qL/Am/s

显然，折算速度必小于相应各相的速度，即VsG

两相混合物速度：

表示气液两相混合物总体积流量与流通截面积之比。

即

Vm=（qG+qL）/A=Vsg+VSL（2-1-32）

虽然混合物速度Vm和折算速度都是实际上并不存在的假想速度，但引入这些参数将为两相流的计算和数据处理提供方便。

3）持液率

持液率HL（HoldupLiquid）表示在气液两相流动中，液体所占单位管段容积的份额，即

由上式可见，HL其实质是指在两相流动的过流断面上，液相面积占过流断面总面积的份额，又称为截面含液率、真实含液率、液相存容比，多名一义。

持气率（又称空隙率、真实含气率、截面含气率、气相存容比）为

（2-1-33）

若HL=0，表示单相气流；

若0

若HL=1，表示单相液流。

HL是表示气液相管流混合物密度的特性的重要参数。

一般采用实验和因次分析的方法确定，以便描述复杂的相间滑脱现象即液相的滞留效应。

4）气液混合物密度和混合物流动密度

在管道某流通断面上取微小流段ΔL，此流段中气液两相混合物的密度定义为此微小流段中两相介质与体积之比，即

　（2-1-34）

单位时间内流过截面的两相混合物的质量与体积之比称为气液混合物流动密度，也称为无滑脱混合物密度，即

故　　　　　

kg/m3（2-1-35）

滑脱现象：

在气液两相管流中，由于两相间密度差会产生气相超越液相的流动现象。

滑脱损失：

因滑脱而产生的附加压力损失称为滑脱损失。

（2）垂直两相管流流型

在两相流的四种类型（气－液、气－固、液－液以及液固）中，气－液两相流是最复杂的。

这是由于气－液两相流中存在可变形的界面，其中的气相具有高度可压缩性。

这种两相界面分布成不同几何图形或不同流动结构形式的现象，称之为两相流流动型态简称流型。

不同流型的气液混合物遵循各自的流动规律。

观测流型的方法很多。

低速低压实验条件下，在透明管中可直接用肉眼观察各种流型；高速时，可采用高速摄影、X光摄影。

还有采用各种类型的探针间接的测取有关流型变化的信息，用于推算及判别流型。

由于观测手段和处理方法的不同，研究者们提供了多种流型划分及其转换条件，目前尚未统一。

在垂直管中气液两相混合物向上流动时，一般比较为大家所公认的典型流型有以下几种，如图2-1-5所示。

1）泡状流

当气液两相混合物中的含气率较低时，气相以分散的小气泡分布于液相中，在管子中央的气泡较多，靠近管壁的气泡较少，小的气泡都近似球形。

气泡的上升速度大于液体流速，而混合物的平均流速较低。

泡状流的特点是：

气体为分散相，液体是连续相；气体主要影响混合物密度，对摩阻的影响不大，而滑脱现象比较严重。

2）段塞流

图2-1－5　垂直管气液两相流典型流型

当混合物继续向上流动，压力逐渐降低，气体不断膨胀，含气率增加，小的气泡相互碰撞聚合而形成大的气泡，其直径接近于管径。

气泡占据了大部分管子截面，形成一段液一段气的结构。

气段象炮弹状头部为球形，在两个气段之间夹杂着一些小气泡而向上流动的液流，这种弹状气泡举升液体的作用很象一个破漏的活塞向上推进。

在段塞向上运动的同时，气弹与管壁之间的液体层相对于气弹缓慢地向下流动。

虽然如此，在这种段塞流型下，液、气间的相对运动要较泡流小，滑脱也小。

3）过渡流（搅动流）

液相从连续相过渡到分散相，气连续相，气体连续向上流动并举升液体到一定高度，然后液体下落、聚集，而后又被气体举升。

这种混杂的、振荡式的液体运动是过渡流的特征，故也称之为搅动流。

4）环雾流

当含气率更大时，气弹汇合成气柱在管中流动，液体则沿着管壁成为一个流动的液环，这时管壁上有一层液膜。

通常总有一些液体被夹带，以小液滴形式分布在气体核心中。

（3）基本方程

一般是以单相流体一维稳定管流压力梯度基本方程为基础。

考虑根据井口压力计算井底流压，常取坐标z的正向与流动方向相反，管斜角θ定义为管子与水平方向的夹角。

其压力梯度方程为

（2-1-36）

式中

－分别为重力位能、摩阻、动能压降梯度项的混合物密度，kg/m3。

通常，由流速增大引起的动能变化较小，常被忽略。

摩阻项中的混合物密度

在不同的经验关系式中可能不相同。

两相混合物密度一般采用持液率表示。

由于气液两相流机理非常复杂，持液率HL和两相摩阻系数fm是描述两相流压降特性的重要参数，一般采用基于实验研究的某些经验关系式确定，将HL和fm在不同流型下的变化规律及计算方法作为两相管流研究的中心问题。

近半个世纪以来，由于实验条件的限制和差异，出现了许多繁简不一，精误有别，应用范围有限的多种经验关系式。

（4）Hagedorn-Brown垂直管两相流压降关系式

Hagedorn和Brown（1965）基于所假设的压力梯度模型，根据大量的现场试验数据反算持液率，提出了用于各种流型下的两相垂直上升管流压降关系式：

（2-1-37）

两相混合物密度为

式中g、L、m—气相、液相、气液混合物密度，kg/m3；HL—持液率；

g—重力加速度，m/s2；

A—管子流通截面积=πd2/4，m2；

d—管子内径，m；

Gm－混合物质量流量，kg/s；Gm=Gg+GL=A（VsLρL+Vsgρg）

Gg、GL－气相、液相质量流量，kg/s；

VSg、VSL—气、液相表观流速，m/s；Vsg=qg/A；VsL=qL/A；

qg、qL—气、液相体积流量，m3/s；

两相摩阻系数fm采用Jain公式计算，其中两相雷诺数由下式确定

（2-1-38）

式中

（2-1-39）

μg、μL、μm——气、液相、混合物粘度，Pa.s；

Vm——混合物流速=VsL+Vsg，m/s；

ρf——无滑脱混合物密度，kg/m3；

λL——无滑脱持液率=VsL/Vm。

（5）倾斜（水平）管两相流压降

Mukherjee-Brill（1985）在Beggs-Brill（1973）研究工作的基础上，改进了实验条件，对倾斜管两相流的流型进行了深入研究，提出了新的倾斜管（包括水平管）两相流的流型判别准则和应用方便的持液率及摩阻系数经验公式。

M-B模型的压降梯度方程为

（2-1-40）

式中符号意义同前。

（6）气体通过油嘴的流动

许多气井在井口都要安装节流装置——油嘴，用于控制气井的产量。

在实际生产中，有多种情况要求限制气井的产量，包括防止底水锥进和地层出砂，通过调节油嘴的大小控制井口压力，以满足地面设备的耐压要求或防止生成水化物等。

节流部件种类很多，包括井口油嘴或针形阀，安装在油管鞋附近的井下油嘴，油管上部的井下安全阀（SSSV），气举阀的气孔等。

当气流通过这些流通截面突缩部件时，其流动规律基本一致，可概括为嘴流。

图2-1-6中示意了一圆形孔眼的油嘴。

若上游压力

保持不变，气体流量（标准状态下）将随下游压力

的降低而增大。

但当

达到某值

时，流量将达到最大值即流界流量。

若

再进一步降低时，流量也不再增加。

流量与油嘴上下游压力比的关系如图2-1-7所示。

所谓“临界流”是流体在油嘴喉道里被加速到声速时的流动状态。

在临界流状态下，油嘴下游压力变化对气井产量没有影响，因为压力干扰向上游的传播不会快于声速。

因此，为了预测嘴流动态即产量与节流压降的关系，必须确定是否为临界流状态。

根据热力学原理，临界压力比为：

（2-1-41）

式中：

k——气体的质量热容化。

当

时，为临界流；否则为亚临界流。

图2-1-6嘴流示意图图2-1-7嘴流动态关系

相对密度为0.6的天然气，达到临界流的压力比：

pc/p10.55。

流量与油嘴上下游压力比的关系如图2-1-5所示。

根据气体嘴流的等熵原理，对于亚临界流状态，流量与压力比的关系为下式

（2-1-42）

式中qsc——通过油嘴的体积流量（标准状态下），104m3/d；

p——压力，MPa；d——嘴眼直径，mm；T——温度，K；

下标1、2——分别表示嘴前、嘴后位置；

p2/p1——压力比。

对于临界流，p2/p1=pc/p1，此时，嘴流最大产气量为

（2-1-51）

例2-3根据绘制的不同油管大小时气产量与压力比的特性曲线，分析油嘴大小对气产量的影响。

已知，油嘴直径分别用4、5、6、7、8mm。

g=0.7，k=1.25，Z=0.93，井口温度和压力分别为38C和4MPa。

解：

由式（3-61），这种天然气的临界压力比：

当流动为临界流动时，即当（p2/p1）=0.555时，其流量将是临界流量，即

（104m3/d）

对每一油嘴尺寸，从0.555到1改变p2/p1值，可绘制嘴流曲线（见图）。

不同油嘴尺寸所对应的临界流量列入表2-1-5所示。

表2-1-5不同油嘴尺寸的临界流量

d