楊小春 張雅婕 楊其武 鄒翔

摘要：在采氣工程中，井筒的壓力場和溫度場是分析氣井井筒生產(chǎn)動態(tài)的重要數(shù)據(jù)。通過對氣井井底壓力和井筒壓力的計算模型發(fā)展歷程的研究，我們不僅能夠定性了解氣井在不同生產(chǎn)工藝下井筒中的壓力分布情況，而且還能了解計算氣井井底壓力模型和井筒壓力模型在不斷的改進過程中各參數(shù)的優(yōu)化方向，以便為后續(xù)的研究工作指明了方向。與此同時，對氣井井筒溫度場的計算模型發(fā)展歷程的研究，能夠了解到氣井井筒內(nèi)流體與周圍介質(zhì)的傳熱過程，以及在傳熱過程中相關(guān)參數(shù)的改進歷程，在此基礎(chǔ)上提出氣井井筒溫度場計算模型的日后的研究方向。

關(guān)鍵詞：井筒的壓力場;溫度場;

通過對氣井井筒壓力場和溫度場的耦合計算，使計算模型更加貼近實際狀況，從而獲得更準確的壓力、溫度數(shù)據(jù)，為未來氣井產(chǎn)能建設(shè)提供依據(jù)。同時，隨著氣候質(zhì)量指數(shù)的不斷下降，全球齊心致力于環(huán)保經(jīng)濟的發(fā)展，天然氣的產(chǎn)能建設(shè)減少煤炭、石油等能源的使用，這樣的發(fā)展趨勢甚至有全球一致行動的趨勢，因為天然氣的使用對于環(huán)境和氣候的污染較小，對于實現(xiàn)資源的可持續(xù)利用有重要的作用，所以天然氣的產(chǎn)能建設(shè)已經(jīng)是一種未來的趨勢，也將是新型能源發(fā)展的代表。[1]

1.氣井井筒壓力場模型國外研究現(xiàn)狀

1988年Hasan-Kabir方法。以、為坐標軸劃分流型，由試驗確定流動型態(tài)的界限，劃分為泡狀流、分散泡狀流、段塞流、攪拌流、霧狀流。充分采用Taitel等人在氣液兩相流動轉(zhuǎn)變機理方面的研究成果，給出了各種流型下的油井壓力梯度的計算方法，進一步量化和擴大了兩相流的應用范圍。

2001年Kaya對前人的力學模型進行總結(jié)和修正利用擴大的TUFFP油井數(shù)據(jù)庫進行評價，將該模型進行壓降預測的同時也和Ansari等人、Chokshi、Hasan- Kabir 和Tengesdal力學模型，以及Aziz等人、Hagedorn 和Brown 的相關(guān)式進行了比較，研究結(jié)果表明此模型與數(shù)據(jù)較吻合。

2005年E.A.Osman等人提出的基于反向傳播學習算法的人工神經(jīng)網(wǎng)絡（ANN）方法?；诜聪騻鞑W習算法的人工神經(jīng)網(wǎng)絡（ANN）方法進行對井底流動壓力以及垂直井筒壓力降的預測。通過對中東206個區(qū)塊資料的收集整理，開發(fā)了一整套人工神經(jīng)網(wǎng)絡預測模型及系統(tǒng)，經(jīng)模型的分析驗證表明，該方法達到了現(xiàn)有相關(guān)關(guān)系式和傳統(tǒng)半經(jīng)驗關(guān)系式所不能及的精確度;同時，模型的趨勢分析表明，該系統(tǒng)為壓降預測提供了各種可靠的物理參數(shù)。

2007年 Hasan &Kabir分析發(fā)現(xiàn)，環(huán)狀流分相流模型存在解的不確定性，其性能趕不上傳統(tǒng)的均勾流模型。

2010年，Hasan等基于漂移模型提出了一種簡易的兩相流機理模型。在重力項壓力梯度計算中采用了統(tǒng)一的持液率表達式，表達式中僅包含了分布系數(shù)和漂移速度兩個參數(shù)，由流型決定。對流動參數(shù)在流型界限附近進行了光滑處理，避免了模型在流型過渡處的不連續(xù)問題。

2012年Alaum認為環(huán)狀流的形成與液滴、液膜都有關(guān)系，建議采用修正弗勞德數(shù)預測環(huán)狀流的形成。

2.氣井井筒壓力場模型國內(nèi)研究現(xiàn)狀

阻力系數(shù)法是氣井兩相流壓降計算模型中最簡單實用的一種方法，然而傳統(tǒng)的阻力系數(shù)圖版多是針對油井條件提出的，僅適用于較低的氣液比范圍，而且多數(shù)圖版坐標為英制單位量綱，使用不便。為此，1979年陳家瑯等人結(jié)合以四川盆地南部和鄂爾多斯盆地66口氣液比范圍在480-344366的氣井數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，繪制出了適用于高氣液比氣井的無因次阻力系數(shù)圖版。首先，基于多相流壓力梯度方程，采用無滑脫持液率，根據(jù)現(xiàn)場測壓數(shù)據(jù)反算各測點的阻力系數(shù);隨后，引入無因次兩相雷諾數(shù)，繪制阻力系數(shù)與兩相雷諾數(shù)關(guān)系圖，其中兩相雷諾數(shù)是關(guān)于氣、液雷諾數(shù)和氣液質(zhì)量比的函數(shù);最后，對上述關(guān)系圖中的兩相雷諾數(shù)進行多次回歸試算，并將其修正為包含3個修正系數(shù)的函數(shù)，從而得到了具有較佳擬合關(guān)系的新阻力系數(shù)圖版。利用公開文獻的50口氣井壓降測試數(shù)據(jù)進行評價，結(jié)果表明，該阻力系數(shù)法的流壓平均相對誤差僅2.48%，流壓平均絕對誤差僅為5.37%，滿足了工程需要。

2010年郭肖和杜志敏[8]針對酸性氣井井筒復雜的流動特征，提出了酸性氣井井筒壓力溫度分布預測模型的研究方向。即：基于熱力學和動力學行為，考慮井筒流體相變、重組分沉降、井筒儲集效應以及熱交換因素，建立了酸性氣井井筒瞬態(tài)氣-液-固多相流數(shù)學模型。

2014年李洪和李治平等人在考慮井筒溫度變化的基礎(chǔ)上，綜合利用Hagedorn-Brown方法，提出了低氣液比凝析氣井井筒壓力預測方法，該方法主要擬合反凝析液量與壓力的關(guān)系，求得不同壓力下反凝析液量，將反凝析量對井筒壓力的影響考慮在內(nèi)，可準確預測不同生產(chǎn)時期低氣液比凝析氣氣井井筒中不同位置處的壓力，更好地指導低氣液比凝析氣井的生產(chǎn)。

3.參考文獻

[1] 丁萍.天然氣產(chǎn)能建設(shè)中的問題與解決方案[J].中國石油和化工標準與質(zhì)量2005 （08）.

[2] Poettmann F H，Carpenter P G.The Multiphase flow of gas，oil，and water through vertical flow strings with application to the design of gas-lift installations[J].Drill. and Prod. Prac. API，1952：257-317.

[3] Tek MR.Multiphase flowofwater，oil and nature gas through vertical flowstrings [J]. JPT， 1961，13（10）：1029-1036.

[4] Baxendell P B，Thomas R.The calculation of pressure gradients in high-rate flowing wells [J].JPT，1961，（10）：1023-1032.

[5] Hagedorn A R，Brown K E.Experimental study of pressure gradients occurring during continuous two-phase flow in small diameter vertica conduits [J]. JPT， 1965 （4）： 475-484.

[6] Orkiszewski J.Predicting two-phase pressure drops in vertical pipes [J].JPT，1967， （6）：829-838.

[7] Aziz K，Govier GW，F(xiàn)ogarasi M.Pressure drop in wells producing oil and gas [J]. JPT， 1972，（7-9）：38-48.

[8] 郭肖，杜志敏.酸性氣井井筒壓力溫度分布預測模型[J].西南石油大學學報（自然科學版），2010（10）.

長慶油田分公司第六采氣廠，陜西，西安，710000