本发明涉及石油工程
技术领域：
，特别涉及一种用于判断煤层气井筒泡沫段的方法。
背景技术：
：随着全球能源需求量持续扩张及常规油气资源日益枯竭，非常规资源的大规模开发利用显得格外紧迫。煤层气作为一种典型的非常规资源，其全球储量极大，是常规天然气探明储量的两倍多。世界主要产煤国都十分重视开发煤层气。目前，煤层气的开采通常采用油管产水套管产气的方法。在这种方法中，油套环空内的液体为基本静止，套管内的煤层气会不断进入油套环空内，然后从液体中脱出，从而实现开采煤层气。当气体的产量较高时，气体的漂移运动会导致井筒内动液面以上产生泡沫段。特别是，当油套环空内的液体中真实含气量大于60％时，最容易产生泡沫，因此通常将该值认为是油套环空内出现泡沫段的临界值。然而，煤层气储层的较高的应力敏感性决定了在排采过程中需对井底流压进行精细控制，而井底压力最有效的控制方法就是控制油套环空内的动液面高度。在现有技术中，测量动液面高度的方法是使用动液面测量仪，其使用回声原理，通过监测回音来计算求得动液面的高度。但是如果存在泡沫段，则使用动液面测量仪测得的是泡沫段顶端的高度，并非真实动液面高度。当泡沫段较长时，其会导致井底压力的计算误差较大，并且可能诱使现场人员认为动液面过高影响排采速度而大幅提高水产量，这会导致储层压力释放过快并造成储层伤害，影响总产量。因此，亟需一种对煤层气井井筒中是否存在泡沫段进行准确判断的方法。技术实现要素：本发明的目的在于改进现有技术并不能预测煤层气井井筒中是否存在泡沫 段的技术缺陷。本发明提供一种用于判断煤层气井筒泡沫段的方法，包括以下步骤：测量煤层气井筒中拟动液面高度H；根据井内气液固三相流压力模型和温度沿井筒深度分布模型得到所述拟动液面处的真实压力PH和真实温度TH；计算产生泡沫段的临界动液面压力Pc；若PH＜Pc，表示井内有泡沫段；若PH＞Pc，表示井内无泡沫段。在一个实施例中，在计算产生泡沫段的临界动液面压力Pc的步骤中包括：计算产生泡沫段时拟动液面处的临界气体流量Qgc；在井口处测量在标准状态下的真实气体流量Qgsc；根据临界气体流量Qgc、真实气体流量Qgsc、标准状态下的温度Tsc、真实温度TH和气体压缩因子Z得到所述拟动液面处的临界动液面压力Pc。在一个实施例中，根据临界气体流量Qgc、真实气体流量Qgsc、标准状态下的温度Tsc、临界动液面压力Pc、标准状态下的温度Psc、真实温度TH和气体压缩因子Z构建如下气体状态方程来计算临界动液面压力Pc：PcPsc·QgcQgsc=Z·THTsc.]]>在一个实施例中，所述临界气体流量Qgc由下式表示：Qgc＝Vsg·A1·60％其中，A1为油套环空的横截面积，Vsg为产生泡沫段时拟动液面处的气体表观流速。在一个实施例中，产生泡沫段时拟动液面处的气体表观流速Vsg由真实含气率模型得到：fg=Vsg1+Vsg]]>其中，fg为液体中真实含气量，以体积计算为60％。在一个实施例中，所述井内气液固三相流压力模型由下式表示：dpdz=-[ρlHl(θ)+ρgHg(θ)+ρsHs]gsinθ+λGvm2DA1-[ρlHl(θ)+ρgHg(θ)+ρsHs]vmVsgp]]>其中，ρl为液相密度，ρg为气相密度，ρs为固相密度，p为气液固三相混 合物的压力，z为沿井筒轴向流动的距离，g为重力加速度，G为气液固三相混合物的质量流量，A为管道横截面积，D为管道直径，vm为气液固三相混合物的平均流速，Vsg为气相表观流速；Hs为真实固体含量，Hl(θ)为真实液体含量，Hg(θ)为真实气体含量，θ为井筒管道与水平方向的夹角；λ为沿程阻力系数，且Hs＝0，Hl(θ)＝0，Hg(θ)＝1，在拟动液面高度H处的气液固三相混合物的压力p为真实压力PH。在一个实施例中，所述温度沿井筒深度分布模型由下式表示：CpmdTdz-CpmCJmdpdz+vmdvmdz+gsinθ+λvm22D=-dqdz]]>其中，由所述气液固三相流压力模型确定，T为井筒温度，Cpm为气液固三相混合物的平均定压比热容，CJm为气液固三相混合物的焦耳-汤姆逊数，q为径向热流量，p为气液固三相混合物的压力，vm为气液固三相混合物的平均流速，λ为沿程阻力系数，θ为井筒管道与水平方向的夹角，D为管道直径，g为重力加速度，z为沿井筒轴向流动的距离，在拟动液面高度H处的井筒温度T为真实温度TH。在一个实施例中，还包括：根据拟动液面处的临界气体压力Pc与拟动液面处的真实压力PH之差以及所述泡沫段内的压力梯度Δp计算泡沫段的高度L。在一个实施例中，所述泡沫段的高度L由下式表示：L＝(Pc-PH)/Δp。在一个实施例中，所述压力梯度Δp为0.1-0.3MPa/100m。本发明的实施例将现有技术中的判断井内是否存在泡沫段的标准，即油套环空内的液体中真实含气量大于60％(体积含量)时最容易产生泡沫，进行了转化并且得到了易于测量的标准，因此极大地方便了判断出井内是否存在泡沫段。与现有技术相比，本发明的优点在于：(1)本发明的方法将现有技术中的标准创造性地改成拟动液面处的临界气体压力Pc。通过比较拟动液面处的临界气体压力Pc与拟动液面处的真实压力PH，就能够准确判断出井内是否存在泡沫段。压力Pc和PH是可以在地面上方便且准确地得到的，因此根据本发明的方法能够方便、准确地判断出井内是否存在泡沫段。(2)根据本发明的方法还可以精确地判断出泡沫段的长度，由此，在施工现场可以有针对性地优化工艺参数，以降低泡沫段的危害。附图说明在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。其中：图1为煤层气井油套环空动液面以上存在泡沫段的示意图；图2为根据本发明实施例的判断煤层气井筒泡沫段的方法的步骤流程图；图3为根据本发明实施例的方法获得的煤层气井临界动液面压力随产量变化的曲线图；图4为临界动液面压力曲线图以及根据工程现场数据得到的拟动液面压力的曲线图。具体实施方式以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。首先对本发明的应用环境进行说明。图1为煤层气井油套环空动液面以上存在有泡沫段的示意图。在煤层气井筒中油管101用于排出液体，套管104用于排出气体。油套环空102内的液体为基本静止，套管104内的煤层气会不断进入油套环空102内，然后从液体中脱出。现有技术中的相关研究表明，当油套环空内的液体中真实含气量大于60％时，在油套环空内动液面105以上极易产生泡沫段。在本申请的实施例中，设定真实含气率60％为一临界点，当计算出的流体含气率大于该值时认为有泡沫产生。在图1中，套管内的动液面105以上部分为气段，泡沫只可能产生在动液面以上部分。由于动液面处压力最小，因此该处真实含气率大于动液面以下位置。由此可见，动液面105处最易产生泡沫。若动液面处真实含气率小于60％，则可断定油套环空102内无法产生泡沫段。在工程应用中，使用动液面测试仪测出液面距井口距离，从而得到拟动液面高度。在本申请的实施例中，用语“拟动液面”是指假象的动液面。由于在真实动液面的表面上方可能存在有泡沫段，这导致难以通过仪器准确测定出真实动液面的高度。当泡沫段的高度为零时，拟动液面就是真实动液面。也就是说，当不存在泡沫段时，使用动液面测试仪测出的距离即为真实气液分界面距离井 口距离，但是当存在泡沫段时，该距离为泡沫段顶端离井口距离。由于油套环空102内液体几乎不流动，只有气体流动。如图1所示，从泡沫段顶端至井口为气相单相流动。对于动液面以下部分的流体仅考虑泡流和段塞流两种情况。气体表观速度为Vsg，根据Godbey-Dimon推导的真实含气率计算公式，动液面下真实含气率的表示式如下。当Vsg<0.61m/s时，动液面以下部分的流体为泡流，则真实含气率为：fg=Vsg0.6+1.2Vsg---(1)]]>当Vsg>0.61m/s时，动液面以下部分的流体为段塞流，则真实含气率为：fg=Vsg1+Vsg---(2)]]>产生泡沫的条件为fg>60％，由该条件及表达式(1)和(2)式得产生泡沫段的临界条件为：Vsg>1.5m/s。这表明，在段塞流的情况下会产生泡沫。在下文中基于该临界条件判断井筒中是否存在泡沫。以下结合图2对本实施例中判断煤层气井筒泡沫段的方法的步骤进行详细说明。测量煤层气井筒中拟动液面高度H(步骤S210)，根据井内气液固三相流压力模型和温度沿井筒深度分布模型得到拟动液面处的真实压力PH和真实温度TH(步骤S220)。其中，在申请号为201410165610.7的发明名称为“一种煤层气井井筒流动动态预测方法”中国专利申请中，井内气液固三相流压力模型由下式表示：dpdz=-[ρlHl(θ)+ρgHg(θ)+ρsHs]gsinθ+λGvm2DA1-[ρlHl(θ)+ρgHg(θ)+ρsHs]vmVsgp---(3)]]>其中，ρl为液相密度，ρg为气相密度，ρs为固相密度，p为气液固三相混合物的压力，z为沿井筒轴向流动的距离，g为重力加速度，G为气液固三相混合物的质量流量，A为管道横截面积，D为管道直径，vm为气液固三相混合物的平均流速，Vsg为气相表观流速，Hs为真实固体含量，Hl(θ)为真实液体含量，Hg(θ)为真实气体含量，θ为井筒管道与水平方向的夹角，λ为沿程阻力系数。由于本申请实施例中从井口至拟动液面处为纯气相，需要对表达式(3)进行修正。具体来说，p为气相压力，vm为气相流速，G为气相的质量流量，真实固 体含量Hs＝0，真实液体含量Hl(θ)＝0，真实气体含量Hg(θ)＝1，在拟动液面高度H处的气液固三相混合物的压力p为真实压力PH。另外，在申请号为201410165610.7的中国专利申请中，温度沿井筒深度分布模型由下式表示：CpmdTdz-CpmCJmdpdz+vmdvmdz+gsinθ+λvm22D=-dqdz---(4)]]>其中，由所述气液固三相流压力模型确定，T为井筒温度，Cpm为气液固三相混合物的平均定压比热容，CJm为气液固三相混合物的焦耳-汤姆逊数，q为径向热流量，p为气液固三相混合物的压力，vm为气液固三相混合物的平均流速，λ为沿程阻力系数，θ为井筒管道与水平方向的夹角，D为管道直径，g为重力加速度，z为沿井筒轴向流动的距离。类似地，需要对表达式(4)进行修正。具体来说，p为气相压力，vm为气相流速，在拟动液面高度H处的井筒温度T为真实温度TH。从井口开始对井筒依次划分为若干连续的子井段，在井口测量液相体积流量和气相体积流量，以及井口温度和井口压力做为初始值，在连续的子井段内根据表达式(3)的压力模型和表达式(4)的温度分布模型耦合迭代计算直至拟动液面高度H处，得到拟动液面处的真实压力PH和真实温度TH。再次回到图2，还包括计算产生泡沫段的临界动液面压力Pc(步骤S230)。对于每一口煤层气井，对应每一产量存在一个临界动液面压力，当动液面压力小于该临界压力数值时会生成泡沫段。临界动液面压力与井身结构参数、井口条件以及气产量有关。具体来说，在步骤S230中，计算产生泡沫段时拟动液面处的临界气体流量Qgc，在井口处测量在标准状态下的真实气体流量Qgsc，根据临界气体流量Qgc、真实气体流量Qgsc、标准状态下的温度Tsc、真实温度TH和气体压缩因子Z得到所述拟动液面处的临界动液面压力Pc。需要说明的是，在图2的示例中步骤S220先于步骤S230，但是步骤S220和步骤S230并不限定执行顺序。假设此时不存在泡沫段，且拟动液面高度处真实气体含量是临界值60％，即 此时的气体表观流速为Vsg＝1.5m/s，这样计算出的拟动液面处压力即为产生泡沫段的临界动液面压力Pc。井口测得的气体标准状况下产量为Qgsc，标准状况下温度为Tsc＝293K，标准状况下压力为Psc＝1.01325×105Pa，井口气体温度为T0，套压为P0。设套管内径为rco，油管外径为rto，则油套环空面积为：A1=π(rco2-rto2)---(5)]]>产生泡沫时的动液面处临界气体流量为：Qgc＝Vsg·A1·60％(6)由气体状态方程可得：PcPsc·QgcQgsc=Z·THTsc---(7)]]>表达式(7)中Z为气体压缩因子，由Hall-Yarbongh方法得：Z=[0.06125Pprty]exp[-1.2(1-t)2]---(8)]]>其中，Ppr为气体对比压力，t＝1/Tpr，Tpr为气体对比温度。由于产出的煤层气有95％以上均为甲烷，因此可以合理假设Ppr，Tpr取为甲烷的对比参数值。Ppr=PcPpc,Tpr=THTpc---(9)]]>其中，甲烷临界压力值Ppc＝4.6408MPa，甲烷临界温度值Tpc＝190.67K。y值满足下列方程：F(y)=-0.06125Pprtexp[-1.2(1-t)2]+y+y2+y3-y4(1-y)3-(14.76t-9.76t2+4.58t3)y2+(90.7t-242.2t2+42.4t3)y(2.18+2.82t)=0]]>可通过Newton迭代从方程中求解y值，进而求出Z。在求解Pc过程中仍采用迭代方法，首先假设一个Pc值Pc＝P1，将该值带入(8)式求出Z，然后将Z带回(7)式计算出Pc1。若此Pc1值与P1相差较大，则假设Pc＝P1＝Pc1并重复上述迭代过程直至Pc1值与P1相差很小为止，此时认为Pc＝Pc1，即求得临界动液面压力值。对于确定的井深参数以及井口条件(在井口测量液相体积流量和气相体积流 量，以及井口温度和井口压力)，依据不同的气体标准状况下产量为Qgsc，可以计算出临界动液面压力随气产量变化曲线，如图3所示。可依据不同产量在图中直接查出产生泡沫段的临界压力。在图2中，判断拟动液面处的真实压力PH是否大于临界动液面压力Pc数值(步骤S240)。若PH＜Pc，表示井内有泡沫段，根据拟动液面处的临界气体压力Pc与拟动液面处的真实压力PH之差以及所述泡沫段内的压力梯度Δp计算泡沫段的高度L(步骤S250)。若PH＞Pc，表示井内无泡沫段(步骤S260)。在步骤S250中，泡沫段的高度L由下式表示：L＝(Pc-PH)/Δp(10)其中，大量实验结果表明，泡沫段内的压力梯度Δp通常在0.1～0.3MPa/100m。在一个优选的示例中，依照实验结果选取平均值0.2MPa/100m。如果依据上述方法判断油套环空存在泡沫段，则按照下式计算泡沫段高度：L＝(Pc-PH)/0.2×100(m)(11)当判别存在泡沫段时，采取增大套压或者向油套环空加水的方法来降低泡沫段的高度或者完全消除泡沫段(步骤S270)。增大套压后可增大井底压力，从而减小气井产量，降低动液面处的真实含气率；同时也可以增大动液面处的压力，起到压缩气体体积的作用，同样也可以降低动液面处的真实含气率。具体操作过程中缓慢增大套压，每增大一定值后依据本实施例中的方法对该套压下的泡沫段进行判别及高度计算，直至判断没有泡沫段产生为止。向油套环空内加水可以提高动液面高度，此方法使得静液柱高度升高，从而增大井底压力，同时使得动液面距井口距离缩短，在保持套压不变的基础上能够增大动液面处压力，进而降低泡沫段高度或是彻底消除泡沫段。具体操作过程中也是采用分次加水的方法，每一次加水后依据本实施例中的方法进行泡沫段的判别及高度计算，直至判断没有泡沫段产生为止。需要说明的是，现有技术中使用的泡沫段长度预测方法主要是向油套环空内加入消泡剂，计算加药剂前后动液面测量仪测量高度之差，该方法需要消耗大量药剂，同时需要现场施工作业，其成本较高且耗时较长。而本发明实施例结合煤层气井井筒流动动态计算结果，可以判断任意井型煤层气井井筒动液面以上是 否存在泡沫段，若判定动液面以上存在泡沫段，还能够分析计算泡沫段长度。从而能够指导现场通过优化生产工艺参数对泡沫段进行防控，提高井底压力预测精度，避免过大的动液面高度和井底压力计算偏差，防止由于对动液面高度误判导致的错误的排采制度调整以及由此带来的储层伤害，从而提高煤层气排采效率。应用示例已使用本发明的实施例进行了1井次的泡沫段判别计算，本示例为根据工程现场数据的判断结果。该井为一口直井，工作现场井身数据表如表1所示，油套环空中气体组分的测试结果如表2所示，生产数据如表3所示。表1井身数据表表2气体组分测试结果分子式摩尔含量(％)CH496.3N23.56CO20.14表3生产数据表应用实施例中的方法，依据井深结构和生产数据首先计算该井的临界压力曲线如图4中所示。然后根据井口条件及拟动液面位置计算拟动液面压力。从图4中可以看出，此时拟动液面压力低于该产量下的临界压力，证明此时动液面以上存在泡沫段。计算得出临界动液面压力为0.491MPa，拟动液面压力为0.318MPa，因此泡沫段高度为(0.491-0.318)/0.2*100m＝86.5m，可通过增大套压或者是向油套环空内加水的方法消除泡沫段。虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。当前第1页1 2 3