申请/专利权人：中国石油化工股份有限公司;中国石油化工股份有限公司华北油气分公司

申请日：2020-04-15

公开（公告）日：2024-04-02

公开（公告）号：CN113536212B

主分类号：G06F17/13

分类号：G06F17/13;E21B47/06

优先权：

专利状态码：有效-授权

法律状态：2024.04.02#授权;2021.11.09#实质审查的生效;2021.10.22#公开

摘要：本发明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。

主权项：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γg，气井的井口油压Pth，井口流体温度Tth，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Qg，水产量Qw；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＝LN；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xk＝Pi-1+10-6ρmi-1g×ΔL×sinβ，给第i微分段的待求底部深度处压力Pi赋迭代假设值xk；式中，Pi-1为第i－1微分段井筒的底部深度处压力，当i＝1时，Pi-1为井口压力Pth；ρmi-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Pth和井口流体温度Tth计算得到；β为井筒与水平面的夹角；S2.由式i1；以及由式i＝1；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ρw、水的体积系数Bw、水粘度uw、气水界面张力σgw、天然气偏差因子Zg、天然气密度ρg、气体体积系数Bg、天然气粘度ug；S3.根据第i微分段井筒的迭代假设值xk，由式计算气液两相管流模型方程的左端项EqLxk；S4.根据第i微分段井筒的迭代假设值xk，及步骤S2的基础参数中的水密度ρw、水粘度uw、气水界面张力σgw，利用Hagedorn图版的数字化数据和插值方法计算得到第i微分段井筒处的持液率HL；S5.根据步骤S4中获得的持液率HL和步骤S2中获得的天然气密度ρg、水密度ρw，由式ρm＝ρg1-HL+ρwHL，计算第i微分段井筒中的气液混合物密度ρm；由式计算得到第i微分段井筒的气液混合物粘度um；S6.根据步骤S2中的水的体积系数Bw、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Qg，水产量Qw，由式Vm＝BwQw86400πD24+BgQg86400πD24，计算得到气液混合物速度Vm；根据该气液混合物速度Vm和步骤S5中的气液混合物密度ρm，气液混合物粘度um，由式NRem＝1000VmDρmum，计算气液混合物雷诺数NRem；由式计算得到气液混合物的摩阻系数fm，式中e为油管绝对粗糙度；S7.根据步骤S5中获得的气液混合物密度ρm，和步骤S6中获得的气液混合物速度Vm和气液混合物的摩阻系数fm，由式计算得到气液两相管流模型方程的右端项EqRxk；式中，Vmtop、Vmbot分别为第i微分段井筒顶部和底部深度处对应的气液混合物流速；S8.进行气液两相管流模型方程迭代求解的收敛条件判断：若|EqLxk-EqRxk|≤Tol，或者|EqLxk-EqRxkEqLxk|≤Tol，则迭代求解收敛，将此时的迭代假设值xk作为第i微分段井筒底部深度处的压力值Pi；Tol为迭代收敛误差容限；若迭代假设值不满足收敛条件，则采用中心数值差分方式计算函数的偏导数值，并用式进行迭代解的校正；此处，Fxk＝[EqLxk-EqRxk]2，PFxk＝其中，PFxk表示迭代求解过程中的工作函数，Fx表示关于气液两相管流模型方程的隐函数表达式，h为设定的工作参数；S9.通过迭代校正得到新的迭代假设值，重复步骤S2至步骤S8，直到求解收敛为止。

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