CN110608031B - 一种井下节流器选井方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及井下节流技术领域，具体涉及一种井下节流器选井方法。本发明通过综合考虑气井产能、举液能力和临界携液能力，提供了一种井下节流器选井方法，有效指导气井在不同的生产管径、压力和液气比条件下井下节流技术的选井条件。本发明弥补了相应领域的空白，发展完善了现有井下节流技术，提高了井下节流技术实施效果，保证气井有效防堵和高效排液，达到清洁生产的目的。

Description

一种井下节流器选井方法
技术领域
本发明涉及井下节流技术领域，具体涉及一种井下节流器选井方法。
背景技术
天然气是一种多组分的混合气态化石燃料，在高压低温条件下容易生成天然气水合物，从而容易堵塞井筒和采气管道，故在天然气开采过程中需要防止形成天然气水合物，降低水合物堵塞对生产的影响。
井下节流技术作为一项低成本、清洁防治水合物技术，广泛应用于产水气田开发过程中。井下节流技术是将节流器安装在油管适当位置，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的气流进行加热，使节流后的气流温度能得到大幅度回升，高于节流后气流压力条件下的水合物生成温度，从而达到防治水合物在井筒和地面管线生成的目的。
申请号为201610428737.2的专利文件公开了一种确定井下节流器合理打捞时机的方法，该方法根据产能差示曲线和油管动态曲线确定井下节流器的打捞时机，使井下节流器由被动打捞转变为主动式打捞。但是该文件只公开了打捞节流器时机的方法，没有涉及何时下放节流器的内容。
产水气井安装井下节流器后，井筒会增加额外的节流压降损耗，容易造成高压能量的浪费。当气井储层井底压力较低时，用于节流压降消耗的压力值很小，节流器节流降压作用就会减弱，防治水合物效果就会大打折扣；当气井产液量大或液气比高时，将液体从井底举升至井口所需要的单位举液压力就会增大，一旦气井井底流压小于节流压降和井筒举液压力之和时，气井就会因为能量不足而举不起液，造成井筒逐渐积液，严重时发生水淹停产，极大限制气井产能发挥。而目前国内外对井下节流技术应用界限理论研究尚处于空白，也难以系统定论井下节流技术的适用条件(井下节流技术在国内仅应用于低产液或低液气比气田)，严重制约了井下节流技术发展和推广。
因此，急需建立一套系统有效的井下节流技术应用界限识别方法，弥补这一领域的空白，提高井下节流技术实施效果，保证气井有效防堵和高效排液，达到清洁生产的目的。
发明内容
本发明的目的是提供一种井下节流器选井方法，用以解决现有技术中无法有效判断气井是否适用井下节流技术的问题。
为实现上述目的，本发明的方案提供了一种井下节流器选井方法，包括：
方法方案一，包括以下步骤：
确定气井流入曲线和油管流出曲线；
确定气井配产气量，并根据所述气井流入曲线和油管流出曲线确定对应的气井井底流压值和油管举液压力值；
如果所述气井井底流压值大于所述油管举液压力值，则判定气井具备下入井下节流器的压力条件；
如果气井具备下入井下节流器的压力条件，则根据气井临界携液理论计算得到全井筒不同位置处对应的临界携液气流量以及气井的最大临界携液气流量；
当所述气井配产气量大于所述最大临界携液气流量时，判定气井具备下入井下节流器的气量条件；
如果所述气井满足所述压力条件和所述气量条件，则判定所述气井适合下放井下节流器。
方法方案二，在方法方案一的基础上，基于气井地层静压力、测试产气量、测试井底流压以及一点法产能方程计算得到所述气井流入曲线；所述一点法产能方程为：
Figure BDA0001696926110000031
Figure BDA0001696926110000032
其中，Qg是产气量，单位m3/d；Pwf是井底流动压力，单位MPa；Pe是原始(或平均)地层压力，单位MPa；PD为无因次压力；QAOF是无阻流量，单位m3/d。
方法方案三，在方法方案一或者方法方案二的基础上，基于气井井口压力、测试产气量和产水量，并利用井筒多相流管流模型，从井口至井底计算当前液气比条件下油管举液压力值得到所述油管流出曲线。
方法方案四，在方法方案三的基础上，将所述气井流入曲线和油管流出曲线绘制在同一图版上构成气井流入流出图，所述气井流入曲线和油管流出曲线的交叉点是生产系统的最大稳定协调点，所述最大稳定协调点对应的产气量为气井稳定生产时的极限产气量。
方法方案五，在方法方案四的基础上，根据所述气井流入流出图确定气井配产气量。
方法方案六，在方法方案五的基础上，所述携液理论包括方程：
Figure BDA0001696926110000033
其中ρL为液体密度，单位kg/m3；ρg为气体密度，单位kg/m3；σ为气液之间的界面张力，单位N/m；p是井口压力,单位MPa；A是油管柱截面积,单位m2；z是气体的偏差因子；T是井口温度,单位K；ucrit-w为临界流速，单位m/s；qcrit-w为球帽状液滴模型临界流量，单位m3/d。
本发明的有益效果是：通过综合考虑气井产能、举液能力和临界携液能力，提供了一种井下节流器选井方法，有效指导气井在不同的生产管径、压力和液气比条件下井下节流技术的选井条件。本发明弥补了相应领域的空白，发展完善了现有井下节流技术，提高了井下节流技术实施效果，保证气井有效防堵和高效排液，达到清洁生产的目的。
附图说明
图1是本发明方法的流程图；
图2是气井流入流出动态曲线图；
图3是气井临界携液气流量分布曲线图；
图4是生产油管外径为60.3mm的气井安装井下节流器需具备的压力条件；
图5是生产油管外径为60.3mm的气井安装井下节流器需具备的产量条件；
图6是生产油管外径为73mm的气井安装井下节流器需具备的压力条件；
图7是生产油管外径为73mm的气井安装井下节流器需具备的产量条件；
图8是生产油管外径为88.9mm的气井安装井下节流器需具备的压力条件；
图9是生产油管外径为88.9mm的气井安装井下节流器需具备的产量条件。
具体实施方式
下面结合附图对本发明做进一步详细的说明。
本发明的目的在于提供了一种综合考虑气井产能、举液能力和临界携液能力的井下节流器选井方法，弥补了这一领域的空白，发展完善了现有井下节流技术。本发明可以有效指导气井在不同生产管径、压力和液气比条件下井下节流技术选井条件，提高了井下节流技术实施效果，保证气井有效防堵和高效排液，达到清洁生产的目的。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案如图1所示，包括如下步骤：
(1)首先根据气井地层静压力、测试产气量、测试井底流压，根据一点法产能方程得到无阻流量，并绘制气井流入曲线；
产能方程为：
Figure BDA0001696926110000051
Figure BDA0001696926110000052
其中，Qg是产气量，单位m3/d；Pwf是井底流动压力，单位MPa；Pe是原始(或平均)地层压力，单位MPa；PD为无因次压力；QAOF是无阻流量，单位m3/d。
(2)根据气井井口压力、测试产气量和产水量，利用井筒多相流管流模型(Gray或者H-B方程)，从井口至井底计算当前液气比条件下油管举液压力值，并绘制油管流出曲线。
(3)将气井流入曲线和油管流出曲线绘制在同一图版上，构成气井流入流出动态曲线如图2所示，两条曲线存在交叉点，这个点是生产系统的最大稳定协调点，最大稳定协调点对应的产气量为气井稳定生产时的极限产气量。当气井配产气量大于极限产气量时，认为气井配产气量不合理，超出了系统最大稳定生产能力，属于不健康、不可持续的恶性生产方式，需要重新调整配产。
(4)确定气井配产气量后，根据气井流入流出图，分别求出当前配产条件下气井井底流压值和油管举液压力值。
(5)对比当前配产条件下气井井底流压值和油管举液压力值的大小关系，当井底流压值大于油管举液压力值时，说明气井压力相对富余，这部分富余压力可以用于节流压降的消耗，因此气井具备下入井下节流器的压力条件。反之，气井不适合下井下节流器。
(6)在满足压力条件的基础上，根据气井临界携液理论计算全井筒不同位置处所需要的临界携液气流量，如图3所示，并确定气井需要的最大临界携液气流量。
携液理论为：
Figure BDA0001696926110000061
其中ρL为液体密度，单位kg/m3；ρg为气体密度，单位kg/m3；σ为气液之间的界面张力，单位N/m；p是井口压力,单位MPa；A是油管柱截面积,单位m2；z是气体的偏差因子；T是井口温度,单位K；ucrit-w为临界流速，单位m/s；qcrit-w为球帽状液滴模型临界流量，单位m3/d。
(7)当气井配产气量大于最大临界携液气流量时，说明气井能够依靠自身能量可以实现正常连续带液生产，此时气井也具备连续携液稳定生产的气量条件。反之，气井不适合下井下节流器。
最终根据气井井口压力，预测了气井在不同管径、不同液气比条件下所需要的最小井底压力值和临界携液气流量值，并编制井下节流技术应用界限极限图版，从而有效指导井下节流技术选井工作。
以采用“井下节流、地面中低压集输”模式整体开发的东胜气田为例，通过利用某气井静态和动态生产数据预测井下节流技术应用界限的过程为例，对本发明进一步详细说明。
气井基本情况：气井井深2500m，地层压力15.8MPa，生产油管外径60.3mm，试气阶段测试井底流压14.35MPa，测试产气量3万方/天，测试产液量1.5方/天。生产阶段气井配产气量2万方/天，其他参数可由现场相关仪器采集或者查表获得。
(1)求无阻流量，绘制气井流入曲线。
根据气井地层静压、测试井底流压和测试产气量，利用气井一点法产能方程，计算出气井无阻流量8.5万方/天，并绘制气井的井底流压与产气量关系的流入曲线。
(2)求油管举液压力，并绘制油管流出曲线。
根据气井井口压力、测试产气量和产液量，利用气井管流模型计算将流体从井底举升至井口所需要的油管举液压力为13.63MPa，并绘制油管流出曲线。
(3)绘制气井流入流出动态曲线，确定最大协调点。
将气井流入曲线和油管流出曲线绘制在同一图版上，构成气井流入流出动态曲线，见图2所示。两条曲线存在交叉点，这个点是生产系统的最大稳定协调点，该最大协调点对应的产气量为3.5万方/天，井底流压为13.76MPa。
(4)对比当前配产气量条件下对应的井底流压与油管举液压力大小关系，判定气井是否满足下入井下节流器的压力条件。
在当前配产气量2万方/天的条件下，对应的井底流压值为14.96MPa，大于油管举液压力值13.44MPa，说明气井压力相对富余，这部分富余压力可以用于节流压降的消耗，因此气井具备下入井下节流器的压力条件。
(5)计算气井全井筒临界携液气流量，并与实际配产气量对比大小关系，判断气井携液能力。
基于全井筒压力分布，根据气井临界携液理论，预测气井最大临界携液气流量是1.43万方/天，小于实际产气量2万方/天，见图3所示，说明气井依靠自身能量可以实现正常连续带液生产，此时气井也具备下入井下节流器的产量条件。
(6)分析认为，判定该井具备井下节流器的必备下入条件，气井安装节流器后具备足够的压力和气量来保证气井连续携液稳定生产。
(7)最终根据气井允许井口生产压力(外输管网压力)，预测了气井在不同管径、不同液气比条件下所需要的最小井底压力值和临界携液气流量值，并编制了井下节流技术应用界限极限图版，见图4-9。当气井实际井底压力落在对应液气比条件下压力曲线的上方，说明气井具备下入井下节流器的压力条件。当气井实际产气量落在对应液气比条件下临界携液气流量曲线的上方，说明气井具备下入井下节流器的产量条件。从而有效指导井下节流技术选井工作。
以上给出了本发明涉及的具体实施方式，但本发明不局限于所描述的实施方式，例如气井流入流出图的其他实现方式，或者临界携液理论方程的等效变形，这样形成的技术方案是对上述实施例进行微调形成的，这种技术方案仍落入本发明的保护范围内。

Claims (5)

1.一种井下节流器选井方法，其特征在于，包括以下步骤：
确定气井流入曲线和油管流出曲线；
确定气井配产气量，若气井配产气量大于气井稳定生产时的极限产气量，则气井配产气量不合理，重新调整配产；
确定气井配产气量后，根据所述气井流入曲线和油管流出曲线确定对应的气井井底流压值和油管举液压力值；
如果所述气井井底流压值大于所述油管举液压力值，则判定气井具备下入井下节流器的压力条件；
如果气井具备下入井下节流器的压力条件，则根据气井临界携液理论计算得到全井筒不同位置处对应的临界携液气流量以及气井的最大临界携液气流量；
当所述气井配产气量大于所述最大临界携液气流量时，判定气井具备下入井下节流器的气量条件；
如果所述气井满足所述压力条件和所述气量条件，则判定所述气井适合下放井下节流器；
根据气井井口压力，预测气井在不同管径、不同液气比条件下所需要的最小井底流压值和临界携液气流量值，并编制井下节流技术应用界限极限图版，以指导井下节流器选井工作；
所述携液理论包括方程：
Figure FDF0000020689190000011
其中ρL为液体密度，单位kg/m3；ρg为气体密度，单位kg/m3；σ为气液之间的界面张力，单位N/m；p是井口压力，单位MPa；A是油管柱截面积，单位m2；z是气体的偏差因子；T是井口温度，单位K；ucrit-w为临界流速，单位m/s；qcrit-w为球帽状液滴模型临界流量，单位m3/d。
2.根据权利要求1所述的一种井下节流器选井方法，其特征在于：基于气井地层静压力、测试产气量、测试井底流压以及一点法产能方程计算得到所述气井流入曲线；所述一点法产能方程为：
Figure FDF0000020689190000021
Figure FDF0000020689190000022
其中，Qg是产气量，单位m3/d；Pwf是井底流动压力，单位MPa；Pe是原始地层压力，单位MPa；PD为无因次压力；QAOF是无阻流量，单位m3/d。
3.根据权利要求1或2所述的一种井下节流器选井方法，其特征在于：基于气井井口压力、测试产气量和产水量，并利用井筒多相流管流模型，从井口至井底计算当前液气比条件下油管举液压力值得到所述油管流出曲线。
4.根据权利要求3所述的一种井下节流器选井方法，其特征在于：将所述气井流入曲线和油管流出曲线绘制在同一图版上构成气井流入流出图，所述气井流入曲线和油管流出曲线的交叉点是生产系统的最大稳定协调点，所述最大稳定协调点对应的产气量为气井稳定生产时的极限产气量。
5.根据权利要求4所述的一种井下节流器选井方法，其特征在于：根据所述气井流入流出图确定所述气井配产气量。
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