CN106097122A - 一种确定井下节流器合理打捞时机的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种确定井下节流器合理打捞时机的方法，一是选取井下节流器为解节点；二是绘制产能差示曲线；三是绘制油管动态曲线；四是根据两条曲线交点位置确定井下节流器的打捞时机，该方法针对致密砂岩强非均质岩性气藏积液气井，弥补了常规井下节流器出现故障才打捞的空白，使井下节流器由被动式打捞转变为主动式预防，提供了一种实用便捷的井下节流器合理打捞时机的方法，该方法原理可靠，与现有井下节流器打捞现状相比，该方法更具有科学性、合理性。

Description

一种确定井下节流器合理打捞时机的方法

技术领域

本发明涉及油气田采气工艺技术领域，具体涉及一种利用节点分析的原理确定井下节流器打捞时机的方法。

背景技术

井下节流器作为天然气开发过程中的重要一环节，对致密强非均质砂岩气藏的开发具有重要的意义。然而，井下节流器打捞时机问题，一直是困扰科研人员多年的技术难题。

目前，井下节流器打捞现状主要表现在以下三个方面：

一是井下节流器故障引起的失效打捞，在打捞井下节流器诸多因素中所占比例最高；

二是气井需要调配产而打捞；

三是开展速度管柱、柱塞气举等排水采气需要打捞井下节流器。

纵观以上井下节流器打捞因素，基本上为被动式打捞井下节流器。如何将被动式打捞井下节流器转变为主动式、有预防式地打捞，何时打捞井下节流器更有利于气井生产等这些问题目前国内外少有学者涉及，且尚无成熟的确定井下节流器打捞时机的方法。

发明内容

本发明的目的是克服现有技术中存在的问题，提供一种确定井下节流器合理打捞时机的方法，利用节点分析的方法解决井下节流器打捞时机的问题，包括以下步骤：

步骤1)绘制产能差示曲线：

(1)根据二项式产能方程和地层压力计算第一井底流压P_wf1；

(2)根据哈盖登-布朗垂直管气液两相流公式和井口油压计算第二井底流压P_wf2；

(3)计算未装气嘴时压差ΔP₁＝P_wf1-P_wf2，并绘制ΔP₁～q产能差示曲线，且曲线上的最高点即为流点；

步骤2)绘制油管动态曲线：根据井下节流嘴亚临界流公式、节流嘴直径及气量采用试凑法计算气嘴压降ΔP₂，并绘制ΔP₂～q关系曲线；

步骤3)将ΔP₁～q产能差示曲线与ΔP₂～q关系曲线绘制于同一坐标轴下，分析两条曲线的形态及交点位置，当两条曲线曲线无交点或者当两条曲线的交点所对应的产气量值小于流点所对应的产气量值时即可进行井下节流器的打捞。

所述步骤1)的(1)中二项式产能方程为：

P_r ²-P_wf ²＝AQ+BQ²

式中：P_r——地层压力，MPa；

P_wf——井底流压，MPa；

A——层流相系数；

B——紊流相系数；

Q——产气量，104m³/d。

所述二项式产能方程中A和B为：

式中：T——为气层温度，K；

μ_均——气体粘度，mPa·s；

Z_均——气体压缩系数；

K——气层有效渗透率，μm²；

h——气层有效厚度，m；

r_e——控制半径，m；

r_w——井底半径，m；

S——表皮系数；

β——速度系数，m^-1；

γ_g——气体相对密度。

所述步骤1)的(2)中哈盖登-布朗垂直管气液两相流公式为：

$\frac{\mathrm{\Δ}p}{\mathrm{\Δ}H}={10}^{-6}\[{\mathrm{\ρ}}_{m}g+\frac{f_m{q_L}^2{M_t}^2}{9.21\×{10}^9{\mathrm{\ρ}}_m{d}^5}\]$

式中：ΔH——垂直管深度增量，m；

Δp——ΔH上的压力增量，MPa；

ρ_m——气液混合物密度，kg/m³；

g——重力加速度，m/s；

f_m——两相摩阻系数，

e——管子绝对粗糙度，m；

d——油管内径，m；

Re_m——雷诺数；

q_L——地面产液量，m³/d；

M_t—地面标准条件下每产1m³液体伴生油气水的总质量，kg/m³(STL)。所述井下节流嘴亚临界流公式为：

$q_{sc}=\frac{0.408p_1{d}^2}{\sqrt{T_1{Z}_1{\mathrm{\γ}}_g}}\sqrt{\frac{k}{k-1}\[{\left(\frac{p_2}{p_1}\right)}^{\frac{2}{k}}-{\left(\frac{p_2}{p_1}\right)}^{\frac{k+1}{k}}\]}$

式中：q_sc——通过油嘴的体积流量(标准状态下)，10⁴m³/d；

p₁——嘴前压力，MPa；

p₂——嘴后压力，MPa；

d——油嘴孔眼直径，mm；

T₁——嘴前温度，K；

Z₁——T₁和p₁条件下的偏差系数；

γ_g——气体相对密度；

k——绝热指数。

本发明的有益效果：

本发明针对致密砂岩强非均质岩性气藏积液气井，提供一种实用便捷的井下节流器合理打捞时机的方法。弥补了常规井下节流器出现故障才打捞的空白，使井下节流器由被动式打捞转变为主动式预防。本发明首次提出利用节点分析的方法判断井下节流器的合理打捞时机。该方法原理可靠，与现有井下节流器打捞现状相比，该方法更具有科学性、合理性。

附图说明

以下将结合附图对本发明做进一步详细说明。

图1为产水井流入动态曲线和流出动态曲线；

图2为气嘴直径敏感参数分析图；

图3、图4为苏xx-xx井节点分析曲线图。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明作进一步详细描述：

实施例1：

为了克服现有技术中存在的问题，本实施例提供了一种确定井下节流器合理打捞时机的方法，利用节点分析的方法解决井下节流器打捞时机的问题，包括以下步骤：

步骤1)绘制产能差示曲线：

(1)根据二项式产能方程和地层压力计算第一井底流压P_wf1；

(2)根据哈盖登-布朗垂直管气液两相流公式和井口油压计算第二井底流压P_wf2；

(3)计算未装气嘴时压差ΔP₁＝P_wf1-P_wf2，并绘制ΔP₁～q产能差示曲线，且曲线上的最高点即为流点；

步骤2)绘制油管动态曲线：根据井下节流嘴亚临界流公式、节流嘴直径及气量采用试凑法计算气嘴压降ΔP₂，并绘制ΔP₂～q关系曲线；

步骤3)将ΔP₁～q产能差示曲线与ΔP₂～q关系曲线绘制于同一坐标轴下，分析两条曲线的形态及交点位置，当两条曲线曲线无交点或者当两条曲线的交点所对应的产气量值小于流点所对应的产气量值时即可进行井下节流器的打捞。

如图1产水井流入动态曲线和流出动态曲线所示，如果气液比保持恒定，产气量减小到一定程度时，会出现井口压力下降的现象。原因是气量太小，不足以有效举升液体，大量液体回落，造成油管内持液率增大、混合密度增加，井底回压增大，导致井口压力下降。这种现象预示气井处于停喷前夕的不稳定状态。在流点左侧虚线部分，表示气井不稳定生产区域；在流点右侧实线部分，表示气井正常生产区域。

如图2气嘴直径敏感性分析图所示，产能差示曲线表示地层的供给能力，不同气嘴直径特性曲线表示该尺寸气嘴下油管的流出能力，二者存在交点，表示地层的供给能力恰好等于气嘴的流出能力，气井生产达到理想状态。

分析井下节流器产量曲线与气井产能差示曲线交点位置，若两条曲线交于流点左侧虚线部分，表明气井积液，井下节流器阻碍气井携液生产需要打捞出来；若两条曲线交于流点右侧实线部分，表明气井正常生产，不需要打捞井下节流器；若两条曲线无交点，需要将井下节流器打捞出来。

本发明针对致密砂岩强非均质岩性气藏积液气井，提供一种实用便捷的井下节流器合理打捞时机的方法。弥补了常规井下节流器出现故障才打捞的空白，使井下节流器由被动式打捞转变为主动式预防。本发明首次提出利用节点分析的方法判断井下节流器的合理打捞时机。该方法原理可靠，与现有井下节流器打捞现状相比，该方法更具有科学性、合理性。

实施例2：

在实施例1的基础上，本实施例提供了一种确定井下节流器合理打捞时机的方法，所述步骤1)的(1)中二项式产能方程为：

P_r ²-P_wf ²＝AQ+BQ²

式中：P_r——地层压力，MPa；

P_wf——井底流压，MPa；

A——层流相系数；

B——紊流相系数；

Q——产气量，104m³/d。

所述二项式产能方程中A和B为：

式中：T——为气层温度，K；

μ_均——气体粘度，mPa·s；

Z_均——气体压缩系数；

K——气层有效渗透率，μm²；

h——气层有效厚度，m；

r_e——控制半径，m；

r_w——井底半径，m；

S——表皮系数；

β——速度系数，m^-1；

γ_g——气体相对密度。

所述步骤1)的(2)中哈盖登-布朗垂直管气液两相流公式为：

$\frac{\mathrm{\Δ}p}{\mathrm{\Δ}H}={10}^{-6}\[{\mathrm{\ρ}}_{m}g+\frac{f_m{q_L}^2{M_t}^2}{9.21\×{10}^9{\mathrm{\ρ}}_m{d}^5}\]$

式中：ΔH——垂直管深度增量，m；

Δp——ΔH上的压力增量，MPa；

ρ_m——气液混合物密度，kg/m³；

g——重力加速度，m/s；

f_m——两相摩阻系数，

e——管子绝对粗糙度，m；

d——油管内径，m；

Re_m——雷诺数；

q_L——地面产液量，m³/d；

M_t—地面标准条件下每产1m³液体伴生油气水的总质量，kg/m³(STL)。

所述井下节流嘴亚临界流公式为：

$q_{sc}=\frac{0.408p_1{d}^2}{\sqrt{T_1{Z}_1{\mathrm{\γ}}_g}}\sqrt{\frac{k}{k-1}\[{\left(\frac{p_2}{p_1}\right)}^{\frac{2}{k}}-{\left(\frac{p_2}{p_1}\right)}^{\frac{k+1}{k}}\]}$

式中：q_sc——通过油嘴的体积流量(标准状态下)，10⁴m³/d；

p₁——嘴前压力，MPa；

p₂——嘴后压力，MPa；

d——油嘴孔眼直径，mm；

T₁——嘴前温度，K；

Z₁——T₁和p₁条件下的偏差系数；

γ_g——气体相对密度；

k——绝热指数。

实施例3：

苏XX-XX井于11月投产，无阻流量11.4×10⁴m³/d。Ⅰ类井，油管内径62mm，油管下深：3574m，井下节流器下深1900m，气嘴直径3.1mm，配产2.5×10⁴m³/d。

表1该井井下节流器打捞更换记录统计表

根据本发明的这种确定井下节流器合理打捞时机的方法绘制节点分析曲线图，如图3所示，该井在打捞节流器之前，其日均产气量0.75×10⁴m³/d，达不到协调点产量2.2×10⁴m³/d，随着生产的延续，其日产气量逐渐减少至0.26×10⁴m³/d，小于0.4×10⁴m³/d，判断气井积液，后打捞节流器，出液大，之后更换节流嘴直径为2.8mm，日产气量2×10⁴m³/d，气井恢复正常。

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 (5)

1.一种确定井下节流器合理打捞时机的方法，其特征在于：利用节点分析的方法解决井下节流器打捞时机的问题，包括以下步骤：

步骤1)绘制产能差示曲线：

(1)根据二项式产能方程和地层压力计算第一井底流压P_wf1；

(2)根据哈盖登-布朗垂直管气液两相流公式和井口油压计算第二井底流压P_wf2；

(3)计算未装气嘴时压差ΔP₁＝P_wf1-P_wf2，并绘制ΔP₁～q产能差示曲线，且曲线上的最高点即为流点；

步骤2)绘制油管动态曲线：根据井下节流嘴亚临界流公式、节流嘴直径及气量采用试凑法计算气嘴压降ΔP₂，并绘制ΔP₂～q关系曲线；

步骤3)将ΔP₁～q产能差示曲线与ΔP₂～q关系曲线绘制于同一坐标轴下，分析两条曲线的形态及交点位置，当两条曲线曲线无交点或者当两条曲线的交点所对应的产气量值小于流点所对应的产气量值时即可进行井下节流器的打捞。

2.根据权利要求1所述的确定井下节流器合理打捞时机的方法，其特征在于：所述步骤1)的(1)中二项式产能方程为：

${P_r}^2-{P_{wf}}^2=AQ+{\mathrm{BQ}}^2$

式中：P_r——地层压力，MPa；

P_wf——井底流压，MPa；

A——层流相系数；

B——紊流相系数；

Q——产气量，104m³/d。

3.根据权利要求2所述的确定井下节流器合理打捞时机的方法，其特征在于：所述二项式产能方程中A和B为：

式中：T——为气层温度，K；

μ_均——气体粘度，mPa·s；

Z_均——气体压缩系数；

K——气层有效渗透率，μm²；

h——气层有效厚度，m；

r_e——控制半径，m；

r_w——井底半径，m；

S——表皮系数；

β——速度系数，m^-1；

γ_g——气体相对密度。

4.根据权利要求1所述的确定井下节流器合理打捞时机的方法，其特征在于：所述步骤1)的(2)中哈盖登-布朗垂直管气液两相流公式为：

$\frac{\mathrm{\Δ}p}{\mathrm{\Δ}H}={10}^{-6}\[{\mathrm{\ρ}}_{m}g+\frac{f_m{q_L}^2{M_t}^2}{9.21\×{10}^9{\mathrm{\ρ}}_m{d}^5}\]$

式中：ΔH——垂直管深度增量，m；

Δp——ΔH上的压力增量，MPa；

ρ_m——气液混合物密度，kg/m³；

g——重力加速度，m/s；

f_m——两相摩阻系数，

e——管子绝对粗糙度，m；

d——油管内径，m；

Re_m——雷诺数；

q_L——地面产液量，m³/d；

M_t——地面标准条件下，每产1m³液体，伴生油、气、水的总质量，kg/m³(STL)。

5.根据权利要求1所述的确定井下节流器合理打捞时机的方法，其特征在于：所述井下节流嘴亚临界流公式为：

$q_{sc}=\frac{0.408p_1{d}^2}{\sqrt{T_1{Z}_1{\mathrm{\γ}}_g}}\sqrt{\frac{k}{k-1}\[{\left(\frac{p_2}{p_1}\right)}^{\frac{2}{k}}-{\left(\frac{p_2}{p_1}\right)}^{\frac{k+1}{k}}\]}$

式中：q_sc——通过油嘴的体积流量(标准状态下)，10⁴m³/d；

p₁——嘴前压力，MPa；

p₂——嘴后压力，MPa；

d——油嘴孔眼直径，mm；

T₁——嘴前温度，K；

Z₁——T₁和p₁条件下的偏差系数；

γ_g——气体相对密度；

k——绝热指数。