一种井筒油-气-水多相流流态判别及持水率计算方法

本发明涉及一种井筒油-气-水多相流流态判别及持水率计算方法，属于排水采气工艺。

背景技术：

1、随着我国页岩油气藏和致密油气藏开发力度加大，越来越多的井筒存在油-气-水多相管流，尤其在川渝地区，这种流动现象尤为突出。针对油-气-水多相流研究，国内外学者一般是通过实验分析与理论相结合的方式，通过获得的实验数据进行理论分析工作，但是就目前的研究工作，多相流模型在确定流型划分和持液率计算上，还存在泛化性较差等问题，导致流型和压力可靠差。因此，多相流模型在确定流型划分和持水率计算方法有待改进。

2、持液率计算方法有：机理模型法、经验公式法、实验测试法，经验或半经验模型通常以实验测试为基础，仅适用于实验参数范围内的情况，机理模型则通过流型识别后选择相应的计算方法。因此，要得到准确的井筒持液率，首先要建立适用于井筒油-气-水多相流流型的划分方法。

3、段塞搅动流和环雾流流型界限的常规方法通常从环雾流向段塞搅动流转变的方向确定，例如液滴模型用于确定流型界限，另一种方法是环雾流双流体模型，考虑液滴和液膜的受力和能量守恒，加大了计算难度，求解过程十分复杂。因此，不同学者提出流型界限标准各异，只能反映某种特定条件下的流动情况，仍没有形成一个适用于所有流动情况的统一流型图，对于井筒油-气-水多相流，尤其是产水量产油量极小的气井，气液比极高，易超出工程常用油-气-水多相流流型范围，导致预测井筒油-气-水多相流误差大。由此可见，目前缺乏合理并且易于接受的油-气-水多相流流型划分界限及有效的持相率计算模型。

技术实现思路

1、为了克服现有技术中存在的缺陷，本发明旨在提供一种井筒油-气-水多相流流态判别及持水率计算方法。本发明对油气水流型划分，基于漂移流模型，结合实验数据，建立油-气-水流型界限方程，以及泡状流、段塞搅动流、环雾流持气率和持水率的计算新方法。

2、本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种井筒油-气-水多相流流态判别及持水率计算方法，包括：

3、获取目标生产井的生产数据以及表面张力、油相粘度、水相粘度、油密度、气密度、水密度和管径；

4、根据生产数据确定油相表观速度、气相表观速度、水相表观速度和气液混合速度；

5、根据油相表观速度、气相表观速度、水相表观速度和混合速度对井筒油-气-水多相流的流型进行判别；

6、根据井筒油-气-水多相流的流型确定持水率、持气率。

7、进一步的技术方案是，所述生产数据包括产气量、产水量、产油量、井口压力。

8、进一步的技术方案是，所述流型包括水为连续相的分散油滴泡状流、水为连续相的分散油滴段塞搅动流、水为连续相的分散油滴环雾流、油为连续相的分散水滴泡状流、油为连续相的分散水滴段塞搅动流、油为连续相的分散水滴环雾流。

9、进一步的技术方案是，根据油相表观速度、气相表观速度、水相表观速度和混合速度对井筒油-气-水多相流的流型进行判别包括：

10、根据油相粘度、水相粘度确定考虑气相的油水转变点；

11、根据油水转变点确定连续相；

12、根据油密度、气密度、水密度和管径分别确定泡状流向段塞搅动流的转变边界点、段塞搅动流向环雾流的转变边界点；

13、根据泡状流向段塞搅动流的转变边界点、段塞搅动流向环雾流的转变边界点以及气相表观速度确定流态、流型。

14、进一步的技术方案是，所述考虑气相的油水转变点的计算公式为：

15、

16、式中：为考虑气相的油水转变点，无因次；为油相粘度，mpa·s；为水相粘度，mpa·s； reg为气相雷诺数，无因次。

17、进一步的技术方案是，连续相的确定过程为：

18、当时，油为连续相；

19、当时，水为连续相；

20、式中：为考虑气相的油水转变点，无因次；为油相表观流速，m/s；为水相表观流速，m/s。

21、进一步的技术方案是，所述泡状流向段塞搅动流的转变边界点、段塞搅动流向环雾流的转变边界点的计算公式为：

22、

23、

24、式中： d为管道直径，m；为液体密度，kg/m3；为气体密度，kg/m3；为管斜角，°；为表面张力，n/m；为液相表观速度，m/s；为重力加速度，m/s2；为泡状流向段塞搅动流的转变边界点气相表观速度，m/s；为段塞搅动流向环雾流的转变边界点气相表观速度，m/s。

25、进一步的技术方案是，流态的确定过程为：

26、当时，流态为泡状流；

27、当时，流态为段塞搅动流；

28、当时，流态为环雾流；

29、式中：为泡状流向段塞搅动流的转变边界点气相表观速度，m/s；为段塞搅动流向环雾流的转变边界点气相表观速度，m/s；为气相表观速度，m/s。

30、进一步的技术方案是，流型的确定过程为：

31、当水为连续相；流态为泡状流时，流型为水为连续相的分散油滴泡状流；流态为段塞搅动流时，流型为水为连续相的分散油滴段塞搅动流；流态为环雾流时，流型为水为连续相的分散油滴环雾流；

32、当油为连续相；流态为泡状流时，流型为油为连续相的分散水滴泡状流；流态为段塞搅动流时，流型为油为连续相的分散油水段塞搅动流；流态为环雾流时，流型为油为连续相的分散水滴环雾流。

33、进一步的技术方案是，持水率、持气率的计算公式为：

34、当流型为水为连续相的分散油滴泡状流时，其水为连续相的分散油滴泡状流持水率为：

35、

36、水为连续相的分散油滴泡状流持气率为：

37、

38、当流型为油为连续相的分散水滴泡状流时，其油为连续相的分散水滴泡状流持水率为；

39、

40、油为连续相的分散水滴泡状流持气率为：

41、

42、当流型为水为连续相的分散油滴段塞搅动流时，其水为连续相的分散油滴段塞搅动流持水率为：

43、

44、水为连续相的分散油滴段塞搅动流持气率为：

45、

46、当流型为油为连续相的分散油水段塞搅动流时，其油为连续相的分散油水段塞搅动流持水率为：

47、

48、油为连续相的分散油水段塞搅动流持气率为：

49、

50、当流型为油为连续相的分散水滴环雾流或水为连续相的分散油滴环雾流时，其环雾流持液率为：

51、

52、式中：为环雾流持液率；为最小无量纲膜厚；为气相表观速度，m/s；为气液混合速度，m/s；为油的密度，kg/m3；为气体的密度，kg/m3； d为管道直径，m；为重力加速度，m/s2；为水的表观速度，m/s；为液相表观速度，m/s；为油水表面张力差，n/m；为油水密度差，kg/m3；为水的密度，kg/m3；为管斜角，°；为油的表面张力，n/m；为油的密度，kg/m3；为水的表面张力，n/m；为水为连续相的分散油滴泡状流持水率；

53、为水为连续相的分散油滴泡状流持气率；为油为连续相的分散水滴泡状流持水率；为油为连续相的分散水滴泡状流持气率；为水为连续相的分散油滴段塞搅动流持水率；为水为连续相的分散油滴段塞搅动流持气率；为油为连续相的分散油水段塞搅动流持水率；为油为连续相的分散油水段塞搅动流持气率。

54、本发明具有以下有益效果：

55、（1）本发明建立了多相流持水率计算以及流型划分计算方法，使得持水率和流型转变界限计算方法更方便、更具有收敛性；

56、（2）本发明基于漂移流模型，建立了气相持气率和液相持水率的计算新方法，考虑了水相和油相分别为连续相的不同气相终端上升速度计算持气率和持水率；

57、（3）本发明采取从段塞搅动流向环雾流的方向确定流型转变边界，在流型转变过程中，液体会以液膜的形式附着在管壁两侧，气相占据垂直管中心流动，并得到段塞搅动流向环雾流的转变边界计算方法；

58、（4）本发明所建立的流型划分方法与fluent模拟和实验数据验证结果吻合，且计算方便和具有收敛性。