CN104632116A

CN104632116A - 一种井下节流器打捞时机判断方法

Info

Publication number: CN104632116A
Application number: CN201410788516.7A
Authority: CN
Inventors: 汪雄雄; 付钢旦; 桂捷; 刘双全; 杨旭东; 肖述琴; 白晓弘; 樊莲莲; 韩强辉; 卫亚明; 李丽
Original assignee: Petrochina Co Ltd
Current assignee: Petrochina Co Ltd
Priority date: 2014-12-17
Filing date: 2014-12-17
Publication date: 2015-05-20
Anticipated expiration: 2034-12-17
Also published as: CN104632116B

Abstract

本发明提供了一种井下节流器打捞时机判断方法，包括如下步骤：(1)计算出通过地面管线的最大允许气量Q_r；(2)计算产气量为最大允许气量Q_r时对应的井底流压P_wf1和P_wf2；(3)判断P_wf1和P_wf2的大小，如果P_wf1>P_wf2，则判断水合物的生成温度T_s是否小于井口生产温度T_tf；否则不能打捞节流器；(4)采集井口生产温度T_tf，计算水合物的生成温度T_s，判断T_s和T_tf的大小，如果T_s<T_tf，可以打捞节流器；否则不能打捞节流器。利用以上判断流程和方法，结合气井实时生产数据，可以判断出气井在任意时刻的生产状态下，是否能够打捞井下节流器，为气井能够及时采取措施奠定基础，同时便于气井生产管理和操作人员及时对井筒积液采取措施，保障气井稳定生产。

Description

一种井下节流器打捞时机判断方法

技术领域

本发明属于井下节流、地面中低压集气模式开发的气田采气工艺技术领域，具体涉及一种井下节流器打捞时机判断方法，适用于油套环空连通、且采用井下节流工艺生产的气井。

背景技术

井下节流技术是将节流器安装于油管的适当位置，使天然气的节流降压膨胀过程发生在井内，同时利用地温对节流后气流进行加热，使节流后气流温度能得到一定程度的恢复，并高于该压力条件下的水合物形成温度。低渗透气田采用井下节流工艺可有效改善井筒水合物生产条件、降低地面系统运行压力、简化井口工艺流程，大幅度降低地面工程建设成本。井下节流工艺作为低压低产气田开发的一种新工艺，已经在中国陆上各气田成功应用。国内低渗气田通过全面应用井下节流工艺，实现了地面集输系统压力降至中低压等级，大幅度降低地面系统的工程建设成本的目的。

但是采用井下节流工艺生产的气井，由于产量低，压力下降快，生产到一定阶段会出现井筒积液等影响气井稳定生产的问题，目前气田常用的排水采气工艺都需要先打捞出井筒节流器。

然而，由于地面集输系统按照中低压建设，如果气井打捞节流器，采用无节流器生产时，可能出现地面系统超压等安全运行问题。所以对用地面系统为中低压、气井采用井下节流工艺生产的气田，确定气井的合理的节流器打捞时机，对于气井及时采用措施，维持稳定生产具有重要意义。

发明内容

本发明的目的是提供一种气井井下节流器打捞时机判断方法，利用气井动、静态数据，评估气井实时产能变化，同时结合地面集输系统对气井压力和产量的限制，确定节流器最佳打捞时机，便于气井生产管理和操作人员及时对井筒积液采取措施，保障气井稳定生产。

为此，本发明提供了一种井下节流器打捞时机判断方法，包括如下步骤：

(1)采集天然气气井的地面管线内径D、地面管线长度L、最大允许井口生产压力P_tfmax和集气站进站压力P_s，计算出通过地面管线的最大允许气量Q_r；

(2)利用多相垂直管流计算公式，计算产气量为最大允许气量Q_r时对应的井底流压P_wf1；利用气井产能方程，计算产气量为最大允许气量Q_r时对应的井底流压P_wf2；

(3)判断P_wf1和P_wf2的大小，如果P_wf1>P_wf2，则判断水合物的生成温度T_s是否小于井口生产温度T_tf；否则不能打捞节流器；

(4)采集井口生产温度T_tf，计算水合物的生成温度T_s，判断T_s和T_tf的大小，如果T_s<T_tf，，可以打捞节流器；否则不能打捞节流器。

步骤(1)中所述的计算通过地面管线的最大允许气量Q_r，通过如下公式进行：

Q_{r} = C \sqrt{\frac{({P_{rf \max}}^{2} - {P_{s}}^{2}) \cdot D^{2}}{λZ γ_{g} TL}}

其中，C为气体常数，P_tfmax表示最大允许井口生产压力，P_s表示集气站进站压力，D为地面管线内径，λ为管道水力摩阻系数，Z为天然气压缩因子，γ_g为天然气相对密度，T为管道中天然气平均温度,L为地面管线长度。

步骤(2)中所述的多相垂直管流计算公式是：

P_{wf 1} = P_{rf \max} + \frac{0.2049 γ_{g} h}{I_{wf} + 4 I_{mf} + I_{tf}}

其中，h为天然气气井井深，I_wf的表示公式如下，

I_{wf} = \frac{Z_{wf} T_{wf}}{P_{wf}}

其中，Z_wf表示井底的天然气压缩因子，T_wf表示井底温度，P_wf表示井底流动压力；

I_mf的表示公式如下，

I_{mf} = \frac{Z_{mf} T_{mf}}{P_{mf}}

其中，Z_mf表示井中点的天然气压缩因子，T_mf表示井中点温度，P_mf表示井中点流动压力；

I_tf的表示公式如下，

I_{tf} = \frac{Z_{tf} T_{tf}}{P_{tf \max}}

其中，Z_tf表示井口的天然气压缩因子，T_tf表示井口温度。

步骤(2)中所述的气井产能方程是：

P_{wf 2} = \sqrt{P_{r}^{2} - (a Q_{r} + b {Q_{r}}^{2})}

其中，P_r为地层压力，a为层流系数，b为紊流系数。

步骤(4)中所述的计算水合物的生成温度T_s，通过如下公式进行：

T_s＝0.9376ln(P)+0.8955

其中，P为井口压力。

本发明的有益效果：利用以上判断流程和方法，结合气井实时生产数据，可以判断出气井在任意时刻的生产状态下，是否能够打捞井下节流器，为气井能够及时采取措施奠定基础，确保井下节流器打捞后，气井全开生产时地面管网不超压，且气井生产时井筒不会形成水合物，同时便于气井生产管理和操作人员及时对井筒积液采取措施，保障气井稳定生产。

以下将结合附图对本发明做进一步详细说明。

附图说明

图1是井下节流器打捞时机判断方法流程图。

具体实施方式

以下将结合附图对井下节流器打捞时机判断方法进一步作详细的说明。

实施例1：

本发明提供了一种井下节流器打捞时机判断方法，如图1所示，包括如下步骤：

Q_{r} = C \sqrt{\frac{({P_{rf \max}}^{2} - {P_{s}}^{2}) \cdot D^{2}}{λZ γ_{g} TL}}

(公式1)

步骤(2)中所述的多相垂直管流计算公式是：

P_{wf 1} = P_{rf \max} + \frac{0.2049 γ_{g} h}{I_{wf} + 4 I_{mf} + I_{tf}}

(公式2)

其中，h为天然气气井井深，I_wf的表示公式如下，

I_{wf} = \frac{Z_{wf} T_{wf}}{P_{wf}}

I_mf的表示公式如下，

I_{mf} = \frac{Z_{mf} T_{mf}}{P_{mf}}

I_tf的表示公式如下，

I_{tf} = \frac{Z_{tf} T_{tf}}{P_{tf \max}}

其中，Z_tf表示井口的天然气压缩因子，T_tf表示井口温度。

步骤(2)中所述的气井产能方程是：

P_{wf 2} = \sqrt{P_{r}^{2} - (a Q_{r} + b {Q_{r}}^{2})}

(公式3)

其中，P_r为地层压力，a为层流系数，b为紊流系数。

T_s＝0.9376ln(P)+0.8955 (公式4)

其中，P为井口压力。

具体的，首先利用地面集输管网模型及气井运行参数，采集天然气气井的地面管线内径D、地面管线长度L、最大允许井口生产压力P_tfmax和集气站进站压力P_s，在地面集输井口压力4.0MPa～4.5MPa，进站压力2.0MPa～2.5MPa的条件下计算出通过地面管线的最大允许气量Q_r；然后分别利用多相垂直管流计算公式和气井产能方程，计算最大允许气量Q_r下的井底流压P_wf1和P_wf2；然后再计算出水合物的生成温度T_s，比较T_s与井口生产温度T_tf的大小；若同时满足P_wf1>P_wf2，T_s<T_tf，则说明气井无节流器生产时，地面集输系统不发生超压、井筒无水合物生成，则判定该井可以打捞井下节流器。否则，不能打捞井下节流器。

本发明的效果可以通过以下实验进一步说明：

以采用“井下节流、地面中低压集输”模式整体开发的气田为例，通过利用某气井静态和动态生产数据判断其节流器能否打捞的过程为例，对本发明进一步详细说明。

气井基本情况：气井井深h＝3550m，油管内径d＝62mm，井底温度T_wf＝100℃，井口生产温度T_tf＝20℃，天然气相对密度0.6，最大允许井口生产压力P_tfmax＝4.0MPa、气井对应地面集输管线内径D＝50mm，地面管线长度L＝4km等参数，其他参数可由现场相关仪器采集或者查表获得。

实例气井不同阶段生产数据

(a)求P_wf1和Q_r

利用公式1和公式2计算出地面系统约束条件下的通过地面管线的最大允许气量Q_r为3.2371×10⁴m³/d，对应的井底流压P_wf1为6.02MPa。

(b)求P_wf2

利用气井产能方程，即公式3，结合气井的生产数据，计算出气井不同生产状态下的无阻流量及井底流压如下：

状态一：无阻流量7.9783×10⁴m³/d，气井产气量Q_r为3.2371×10⁴m³/d时，对应的井底流压P_wf2为19.20MPa。

状态二：无阻流量4.1184×10⁴m³/d，气井产气量Q_r为3.2371×10⁴m³/d时，对应的井底流压P_wf2为10.37MPa。

状态三：无阻流量3.2763×10⁴m³/d，气井产气量Q_r为3.2371×10⁴m³/d时，对应的井底流压P_wf2为2.55MPa。

(c)无节流器生产时地面系统超压判断

根据上述步骤(a)和(b)的计算结果，状态一和二条件下，气井采用无节流器生产时，地面系统会发生超压，不适宜打捞节流器。状态三及以后的生产阶段(由于状态三的P_wf1>P_wf2，且P_r的值逐渐减小，而Q_r的值保持不变，因此状态三以后的P_wf2都小于状态三的P_wf2)，气井采用无节流器生产时，地面系统不会超压，则可以进行下一步，即计算水合物的生成温度T_s，比较T_s与井口生产温度T_tf的大小。

(d)井筒水合物生成预测

根据(b)中的计算结果，状态三及以后的生产阶段采用无节流器生产时，地面系统不会超压。气井无节流器生产时，井筒最容易形成水合物的井段为井口部位，利用公式4计算出井口压力4MPa时，水合物生成温度为T_s＝10℃，井口生产温度为T_tf＝20℃,满足T_s<T_tf。所以，无节流器生产时井筒不会生成水合物。

结论：气井生产至状态三及以后生产阶段，气井可以打捞节流器。

利用本发明提供的以上井下节流器打捞时机判断方法，结合气井实时生产数据，可以判断出气井在任意时刻的生产状态下，是否能够打捞井下节流器，为气井能够及时采取措施奠定基础，确保井下节流器打捞后，气井全开生产时地面管网不超压，且气井生产时井筒不会形成水合物，同时便于气井生产管理和操作人员及时对井筒积液采取措施，保障气井稳定生产。

以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。

Claims

1.一种井下节流器打捞时机判断方法，其特征在于，包括如下步骤：

2.如权利要求1所述的一种井下节流器打捞时机判断方法，其特征在于，步骤(1)中所述的计算通过地面管线的最大允许气量Q_r，通过如下公式进行：

Q_{r} = C \sqrt{\frac{({P_{tf \max}}^{2} - {P_{s}}^{2}) \cdot D^{2}}{λ {Zγ}_{g} TL}}

其中，C为气体常数，P_tfmax表示最大允许井口生产压力，P_s表示集气站进站压力，D为地面管线内径，λ为管道水力摩阻系数，Z为天然气压缩因子，γ_g为天然气相对密度，T为管道中天然气平均温度，L为地面管线长度。

3.如权利要求2所述的一种井下节流器打捞时机判断方法，其特征在于，步骤(2)中所述的多相垂直管流计算公式是：

P_{wf 1} = P_{tf \max} + \frac{0.2049 γ_{g} h}{I_{wf} + {4 I}_{mf} + I_{tf}}

其中，h为天然气气井井深，I_wf的表示公式如下，

I_{wf} = \frac{Z_{wf} T_{wf}}{P_{wf}}

I_mf的表示公式如下，

I_{mf} = \frac{Z_{mf} T_{mf}}{P_{mf}}

I_tf的表示公式如下，

I_{tf} = \frac{Z_{tf} T_{tf}}{P_{tf \max}}

其中，Z_tf表示井口的天然气压缩因子，T_tf表示井口温度。

4.如权利要求3所述的一种井下节流器打捞时机判断方法，其特征在于，步骤(2)中所述的气井产能方程是：

P_{wf 2} = \sqrt{{P_{r}}^{2} - ({aQ}_{r} + b {Q_{r}}^{2})}

其中，P_r为地层压力，a为层流系数，b为紊流系数。

5.如权利要求4所述的一种井下节流器打捞时机判断方法，其特征在于，步骤(4)中所述的计算水合物的生成温度T_s，通过如下公式进行：

T_s＝0.9376ln(P)+0.8955

其中，P为井口压力。