CN110847894A - 一种井下节流气井流压的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种井下节流气井流压的确定方法，包括以下步骤：步骤1)获取实测井口套压等参数；步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降得到计算井口油压；步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数重新计算直至误差值小于等于设定误差值；步骤4)通过的多次循环计算得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值。

Description

一种井下节流气井流压的确定方法

技术领域

本发明属于气藏工程技术领域，具体涉及一种井下节流气井流压的确定方法。

背景技术

井下节流技术普遍应用于致密气藏开发，它可以简化地面工艺流程，节省工艺设备及装置能耗，是气田经济、规模开发的一项重要技术。例如，我国最大的致密砂岩气藏——苏里格气田，有95％以上的气井都采用了井下节流技术。然而，井下节流改变了气井井筒的压力系统平衡关系，在油管内，节流器上方、节流器内部和节流器下方是三个不同的压力系统，因此，用油压计算井底流压的传统方法不再适用于井下节流气井。

生产中为了便于分析，直接采用套压折算井底流压，这种方法虽然避开了节流对压力折算的影响，但是无法考虑气井流量变化对油套环空压降的影响，计算结果和井底流压相差较大。学者王宇、李颖川等人在2006年第2期天然气工业期刊上提出了一种井下节流动态预测方法，分析了节流前后的压降变化；刘顺等人在2012年第6期西安石油大学学报(自然科学版)期刊上提出了一种简单的确定节流器压力分布的公式；安永生等人在2016年第4期天然气工业期刊上从气藏渗流的角度推导了新的数值模拟源汇项方程，实现了气藏渗流和井下节流动态的互相耦合。

综上所述，目前常用的流压计算方法都试图建立一种完全准确的流动模型来刻画井筒压力分布及其变化情况，但是井筒环空压降、节流前后压降和节流压降及相关参数的耦合是非常困难的，实际计算中几乎不可能得到和实际流动完全相符的数学模型；而且这种模型本身的多解性以及参数之间的敏感性会严重影响计算结果；此外模型不具有自我约束功能，模型的建立过程不能通过实测数据进行校验，计算结果只接受输入值的控制，而无法对其末端值进行校正，由此计算的井底流压数据明显精度不足，不能满足气井生产分析需求，同时由于使用过程中，井筒油污、节流器结垢都会造成模型中参数的变化，造成计算流压和实际流压的误差随时间而逐渐增大，无法达到需要的精度。

发明内容

本发明的目的在于克服上述现有技术的不足，提供一种井下节流气井流压的确定方法，克服了现有技术中1：现有的流压计算方法都试图建立一种完全准确的流动模型来刻画井筒压力分布及其变化情况，但是井筒环空压降、节流前后压降和节流压降及相关参数的耦合是非常困难的，实际计算中几乎不可能得到和实际流动完全相符的数学模型；2、现有的方法不具有自我约束功能，模型的建立过程不能通过实测数据进行校验，计算结果只接受输入值的控制，而无法对其末端值进行校正，由此计算的井底流压数据明显精度不足，不能满足气井生产分析需求；3、由于使用过程中，井筒油污、节流器结垢都会造成模型中参数的变化，造成计算流压和实际流压的误差随时间而逐渐增大，无法达到需要的精度等问题。

为了解决技术问题，本发明的技术方案是：一种井下节流气井流压的确定方法，包括以下步骤：

步骤1)获取气藏中深、气井产量、实测井口油压、实测井口套压、井口温度、节流器下深、节流嘴内径、油管内径、套管内径、天然气相对密度及流体参数；

步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，接着利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降，最后得到计算井口油压；

步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数后回归到步骤2)重新计算直至误差值小于等于设定误差值；

步骤4)通过步骤2)和步骤3)的多次循环计算，通过“压力折算模型”得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值，得到满足误差要求的气井流压数据，为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据。

优选的，所述步骤1)中气藏中深由试气地质总结中获取，气井产量和天然气相对密度由生产监测资料中获取，实测井口油压、实测井口套压、井口温度由井口远传设备中获取，节流器下深、节流嘴内径由节流器台账中获取。

优选的，所述步骤2)中利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降的过程为：在油管内利用井底流压初始值通过“压力折算模型”折算节流前压力，利用节流前压力通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力，接着利用节流后压力通过“压力折算模型”折算得到计算井口油压。

优选的，所述步骤2)中“压力折算模型”为：

其中

通过实测井口套压折算井底流压初始值时：

p_m—初始井底流压，单位：MPa；

p_n—实测井口套压，单位：MPa；

D—环空等效内径，单位：m；

H—气藏中深，单位：m；

通过井底流压初始值折算节流前压力时：

p_m—初始井底流压，单位：MPa；

p_n—节流前压力，单位：MPa；

D—油管内径，单位：m；

H—节流器到气藏中深的距离，单位：m；

通过节流后压力折算井口油压时：

p_m—节流后压力，单位：MPa；

p_n—计算井口油压，单位：MPa；

D—油管内径，单位：m；

H—节流器到气藏中深的距离，单位：m；

另外：

f—为摩阻系数，无量纲；

γ_g—为天然气相对密度，无量纲；

q_sc—为标准状况下气井产量，单位：m³/d；

—为井筒或井段平均温度，单位：K；

—为井筒或井段天然气平均偏差系数，无量纲；

e—为自然对数的底，为常数。

优选的，所述步骤2)中利用节流前压力和节流嘴内径，通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力P₂，其中“天然气节流动态公式”为：

其中：

q_sc—为标准状况下气井产量，单位：m³/d；

P₁—为节流前压力，单位：MPa；

P₂—为节流后压力，单位：MPa；

d—为节流嘴内径，单位：mm；

T₁—为节流前温度，单位：K；

Z₁—为节流前天然气偏差系数，无量纲；

K—为气体绝热指数，无量纲；

γ_g—为天然气相对密度，无量纲；

在临界流状态时：

其中：q_max为临界流量，单位m³/d。

优选的，所述步骤3)中对比分析计算井口油压和实测井口油压的误差值，当计算井口油压和实测井口油压的误差值小于等于0.1MPa时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值的为最优值；当计算井口油压和实测井口油压的误差大于0.1MPa时，则需要对步骤2)所述“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整计算的参数，提高各参数和气井实际的符合程度，然后回归到步骤1)重新计算，直至计算井口油压和实测井口油压误差值小于等于0.1MP。

优选的，所述计算参数为天然气相对密度和流体参数，将天然气相对密度和流体参数调整至更符合气井实际情况，然后回归到步骤1)重新计算，直至计算井口油压和实测井口油压误差值小于等于0.1MP。

相对于现有技术，本发明的优点在于：

(1)本发明从试气地质总结中获取气藏中深，从生产监测资料中获取产量及流体参数，从井口远传设备获取实测井口油压、实测井口套压和井口温度，从节流器台账中获取节流器下深、节流嘴内径，通过“压力折算模型”得到井底流压初始值，接着利用井底流压初始值反算得到节流前压力，通过节流前压力和节流嘴内径，利用“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力，接着利用节流后压力反算得到计算井口油压，由于计算井口油压和实测井口油压之间的误差是由于“气井流压压降模型”和实际流动之间的差异所引起的，这也是引起计算井口油压和实测井口油压误差的主要原因，通过对比分析计算井口油压和实测井口油压，不断降低油压计算误差，改善压降模型，可以显著提高气井流压的计算精度，通过高精度的气井流压数据为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据，保证施工高效、安全；

(2)本发明通过实测数据进行校验，对其末端值进行校正，提高了计算的井底流压的精度，可以满足气井生产分析需要，该方法简单可行、准确可靠，且方便快捷，不需要投入任何工具，该方法可指导气井合理生产制度，提高气田储量动用程度；

(3)本发明精度校准方法资料要求低、评价周期短，可以满足及时、快速校准的需求，本发明可节省大量人力、财力，具有较大的实用价值和经济价值。

附图说明

图1、本发明一种井下节流气井流压的确定方法的井下节流气井井筒压力示意图；

图2、本发明一种井下节流气井流压的确定方法“天然气节流动态公式”的节流动态不同流动状态示意图。

具体实施方式

下面结合实施例描述本发明具体实施方式：

需要说明的是，本说明书示意的结构、比例、大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明可实施的限定条件，任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达成的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容能涵盖的范围内。

同时，本说明书中所引用的如“上”、“下”、“左”、“右”、“中间”及“一”等的用语，亦仅为便于叙述的明了，而非用以限定本发明可实施的范围，其相对关系的改变或调整，在无实质变更技术内容下，当亦视为本发明可实施的范畴。

本发明所述试气地质总结、生产监测资料、井口远传设备和节流器台账为现有资料。

实施例1

本发明公开了一种井下节流气井流压的确定方法，包括以下步骤：

步骤1)获取气藏中深、气井产量、实测井口油压、实测井口套压、井口温度、节流器下深、节流嘴内径、油管内径、套管内径、天然气相对密度及流体参数；

步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，接着利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降，最后得到计算井口油压；

步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数后回归到步骤2)重新计算直至误差值小于等于设定误差值；

步骤4)通过步骤2)和步骤3)的多次循环计算，通过“压力折算模型”得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值，得到满足误差要求的气井流压数据，为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据。

实施例2

本发明公开了一种井下节流气井流压的确定方法，包括以下步骤：

步骤1)获取气藏中深、气井产量、实测井口油压、实测井口套压、井口温度、节流器下深、节流嘴内径、油管内径、套管内径、天然气相对密度及流体参数；

步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，接着利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降，最后得到计算井口油压；

步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数后回归到步骤2)重新计算直至误差值小于等于设定误差值；

步骤4)通过步骤2)和步骤3)的多次循环计算，通过“压力折算模型”得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值，得到满足误差要求的气井流压数据，为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据。

优选的，所述步骤1)中气藏中深由试气地质总结中获取，气井产量和天然气相对密度由生产监测资料中获取，实测井口油压、实测井口套压、井口温度由井口远传设备中获取，节流器下深、节流嘴内径由节流器台账中获取。

实施例3

本发明公开了一种井下节流气井流压的确定方法，包括以下步骤：

步骤1)获取气藏中深、气井产量、实测井口油压、实测井口套压、井口温度、节流器下深、节流嘴内径、油管内径、套管内径、天然气相对密度及流体参数；

步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，接着利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降，最后得到计算井口油压；

步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数后回归到步骤2)重新计算直至误差值小于等于设定误差值；

步骤4)通过步骤2)和步骤3)的多次循环计算，通过“压力折算模型”得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值，得到满足误差要求的气井流压数据，为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据。

优选的，所述步骤1)中气藏中深由试气地质总结中获取，气井产量和天然气相对密度由生产监测资料中获取，实测井口油压、实测井口套压、井口温度由井口远传设备中获取，节流器下深、节流嘴内径由节流器台账中获取。

优选的，所述步骤2)中利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降的过程为：在油管内利用井底流压初始值通过“压力折算模型”折算节流前压力，利用节流前压力通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力，接着利用节流后压力通过“压力折算模型”折算得到计算井口油压。

实施例4

本发明公开了一种井下节流气井流压的确定方法，包括以下步骤：

步骤1)获取气藏中深、气井产量、实测井口油压、实测井口套压、井口温度、节流器下深、节流嘴内径、油管内径、套管内径、天然气相对密度及流体参数；

步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，接着利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降，最后得到计算井口油压；

步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数后回归到步骤2)重新计算直至误差值小于等于设定误差值；

步骤4)通过步骤2)和步骤3)的多次循环计算，通过“压力折算模型”得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值，得到满足误差要求的气井流压数据，为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据。

优选的，所述步骤1)中气藏中深由试气地质总结中获取，气井产量和天然气相对密度由生产监测资料中获取，实测井口油压、实测井口套压、井口温度由井口远传设备中获取，节流器下深、节流嘴内径由节流器台账中获取。

优选的，所述步骤2)中利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降的过程为：在油管内利用井底流压初始值通过“压力折算模型”折算节流前压力，利用节流前压力通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力，接着利用节流后压力通过“压力折算模型”折算得到计算井口油压。

优选的，所述步骤2)中“压力折算模型”为：

其中

通过实测井口套压折算井底流压初始值时：

p_m—初始井底流压，单位：MPa；

p_n—实测井口套压，单位：MPa；

D—环空等效内径，单位：m；

H—气藏中深，单位：m；

通过井底流压初始值折算节流前压力时：

p_m—初始井底流压，单位：MPa；

P_n—节流前压力，单位：MPa；

D—油管内径，单位：m；

H—节流器到气藏中深的距离，单位：m；

通过节流后压力折算井口油压时：

p_m—节流后压力，单位：MPa；

p_n—计算井口油压，单位：MPa；

D—油管内径，单位：m；

H—节流器到气藏中深的距离，单位：m；

另外：

f—为摩阻系数，无量纲；

γ_g—为天然气相对密度，无量纲；

q_sc—为标准状况下气井产量，单位：m³/d；

—为井筒或井段平均温度，单位：K；

—为井筒或井段天然气平均偏差系数，无量纲；

e—为自然对数的底，为常数。

实施例5

本发明公开了一种井下节流气井流压的确定方法，包括以下步骤：

步骤1)获取气藏中深、气井产量、实测井口油压、实测井口套压、井口温度、节流器下深、节流嘴内径、油管内径、套管内径、天然气相对密度及流体参数；

步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，接着利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降，最后得到计算井口油压；

步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数后回归到步骤2)重新计算直至误差值小于等于设定误差值；

步骤4)通过步骤2)和步骤3)的多次循环计算，通过“压力折算模型”得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值，得到满足误差要求的气井流压数据，为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据。

优选的，所述步骤1)中气藏中深由试气地质总结中获取，气井产量和天然气相对密度由生产监测资料中获取，实测井口油压、实测井口套压、井口温度由井口远传设备中获取，节流器下深、节流嘴内径由节流器台账中获取。

优选的，所述步骤2)中利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降的过程为：在油管内利用井底流压初始值通过“压力折算模型”折算节流前压力，利用节流前压力通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力，接着利用节流后压力通过“压力折算模型”折算得到计算井口油压。

优选的，所述步骤2)中“压力折算模型”为：

其中

通过实测井口套压折算井底流压初始值时：

p_m—初始井底流压，单位：MPa；

p_n—实测井口套压，单位：MPa；

D—环空等效内径，单位：m；

H—气藏中深，单位：m；

通过井底流压初始值折算节流前压力时：

p_m—初始井底流压，单位：MPa；

p_n—节流前压力，单位：MPa；

D—油管内径，单位：m；

H—节流器到气藏中深的距离，单位：m；

通过节流后压力折算井口油压时：

p_m—节流后压力，单位：MPa；

p_n—计算井口油压，单位：MPa；

D—油管内径，单位：m；

H—节流器到气藏中深的距离，单位：m；

另外：

f—为摩阻系数，无量纲；

γ_g—为天然气相对密度，无量纲；

q_sc—为标准状况下气井产量，单位：m³/d；

—为井筒或井段平均温度，单位：K；

—为井筒或井段天然气平均偏差系数，无量纲；

e—为自然对数的底，为常数。

优选的，所述步骤2)中利用节流前压力和节流嘴内径，通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力P₂，其中“天然气节流动态公式”为：

其中：

q_sc—为标准状况下气井产量，单位：m³/d；

P₁—为节流前压力，单位：MPa；

P₂—为节流后压力，单位：MPa；

d—为节流嘴内径，单位：mm；

T₁—为节流前温度，单位：K；

Z₁—为节流前天然气偏差系数，无量纲；

K—为气体绝热指数，无量纲；

γ_g—为天然气相对密度，无量纲；

在临界流状态时：

其中：q_max为临界流量，单位m³/d。

实施例6

本发明公开了一种井下节流气井流压的确定方法，包括以下步骤：

步骤1)获取气藏中深、气井产量、实测井口油压、实测井口套压、井口温度、节流器下深、节流嘴内径、油管内径、套管内径、天然气相对密度及流体参数；

步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，接着利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降，最后得到计算井口油压；

步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数后回归到步骤2)重新计算直至误差值小于等于设定误差值；

步骤4)通过步骤2)和步骤3)的多次循环计算，通过“压力折算模型”得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值，得到满足误差要求的气井流压数据，为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据。

优选的，所述步骤1)中气藏中深由试气地质总结中获取，气井产量和天然气相对密度由生产监测资料中获取，实测井口油压、实测井口套压、井口温度由井口远传设备中获取，节流器下深、节流嘴内径由节流器台账中获取。

优选的，所述步骤2)中利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降的过程为：在油管内利用井底流压初始值通过“压力折算模型”折算节流前压力，利用节流前压力通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力，接着利用节流后压力通过“压力折算模型”折算得到计算井口油压。

优选的，所述步骤2)中“压力折算模型”为：

其中

通过实测井口套压折算井底流压初始值时：

p_m—初始井底流压，单位：MPa；

p_n—实测井口套压，单位：MPa；

D—环空等效内径，单位：m；

H—气藏中深，单位：m；

通过井底流压初始值折算节流前压力时：

p_m—初始井底流压，单位：MPa；

p_n—节流前压力，单位：MPa；

D—油管内径，单位：m；

H—节流器到气藏中深的距离，单位：m；

通过节流后压力折算井口油压时：

p_m—节流后压力，单位：MPa；

p_n—计算井口油压，单位：MPa；

D—油管内径，单位：m；

H—节流器到气藏中深的距离，单位：m；

另外：

f—为摩阻系数，无量纲；

γ_g—为天然气相对密度，无量纲；

q_sc—为标准状况下气井产量，单位：m³/d；

—为井筒或井段平均温度，单位：K；

—为井筒或井段天然气平均偏差系数，无量纲；

e—为自然对数的底，为常数。

优选的，所述步骤2)中利用节流前压力和节流嘴内径，通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力P₂，其中“天然气节流动态公式”为：

其中：

q_sc—为标准状况下气井产量，单位：m³/d；

P₁—为节流前压力，单位：MPa；

P₂—为节流后压力，单位：MPa；

d—为节流嘴内径，单位：mm；

T₁—为节流前温度，单位：K；

Z₁—为节流前天然气偏差系数，无量纲；

K—为气体绝热指数，无量纲；

γ_g—为天然气相对密度，无量纲；

在临界流状态时：

其中：q_max为临界流量，单位m³/d。

优选的，所述步骤3)中对比分析计算井口油压和实测井口油压的误差值，当计算井口油压和实测井口油压的误差值小于等于0.1MPa时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值的为最优值；当计算井口油压和实测井口油压的误差大于0.1MPa时，则需要对步骤2)所述“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整计算的参数，提高各参数和气井实际的符合程度，然后回归到步骤1)重新计算，直至计算井口油压和实测井口油压误差值小于等于0.1MP。

优选的，所述计算参数为天然气相对密度和流体参数，将天然气相对密度和流体参数调整至更符合气井实际情况，然后回归到步骤1)重新计算，直至计算井口油压和实测井口油压误差值小于等于0.1MP。

实施例7

本实施例从气井的试气地质总结中获取气藏中深；从生产监测资料中获取产量及相关流体参数；从井口远传设备获取井口实测油压、实测套压和井口温度，从节流器台账中获取节流器下深、节流嘴内径；并从气质分析报告中获取天然气相对密度、平均温度、平均偏差系数。

步骤1)：本实施例中，选取苏里格气田一口生产井X井为例进行计算，该井为油管生产井，实测井口套压12.68MPa，实测井口油压1.65MPa，气井产量1.1×10⁴m³/d，气藏中深2918m，节流器下深1905m，节流嘴内径2.2mm，油管内径62mm，套管内径121mm。

步骤2)：

步骤2-1)：用实测井口套压p_c计算初始井底流压p_wf，具体地计算公式为：

其中

其中实测井口套压p_c为12.68MPa，气藏中深H为2918m，环空等效内径为0.1039m，天然气相对密度0.68，平均井筒温度

为308K，天然气平均偏差系数

为0.93，计算得到井底流压初始值p_wf为16.07MPa。

步骤2-2)：用步骤2-1)中计算的井底流压初始值沿油管从井底向上计算节流前压力P₁。

采用的计算公式为：

其中p_wf为步骤1计算的井底流压初始值16.07MPa，H为节流器到气藏中深的距离1013m，摩阻系数f为0.015，D为油管内径0.062m，计算P₁为14.80MPa。

步骤2-3)：用步骤2-2)中计算的节流前压力P₁计算节流后压力P₂，涉及节流前温度T₁为308K，节流前天然气偏差系数为0.93，天然气绝热指数为1.25，具体采用的计算公式为：

如图2所示，为节流动态不同流动状态示意图，其中临界流动区域与亚临界流动区域存在一个临界流量值，采用穷举试算的方法计算的到P₂为2.88MPa。

步骤2-4)：用步骤2-3)计算的节流后压力P₂值，进一步得到计算井口油压p′_t。

采用的计算公式为：

其中P₂节流后压力2.88MPa，H为节流器下深1905m，摩阻系数f为0.015，D为油管内径0.062m，得到计算井口油压P′_t为2.46MPa。

步骤3)：计算井口油压和实测井口油压的误差为|P′_t-P_t|＝0.81MPa，误差值大于0.1MPa的允许值，需要对γ_g、

做敏感性分析，进入下一步骤；如果误差小于0.1MPa，则得到的井底流压初始值p_wf(16.07MPa)为最优的流压值，结束计算。

步骤4)：敏感性分析发现γ_g、对压降计算结果影响明显，当γ_g＝0.65，时回到步骤2)重新计算，步骤2-1)计算得到p_wf为15.48MPa，步骤2-2)中计算节流前压力P₁为14.37MPa，步骤2-3)中计算节流后压力P₂为1.94MPa，步骤2-4)中计算井口油压P′_t为1.651MPa，步骤3)中误差值为|P′_t-P_t|＝0.001MPa，所以最优井底流压值为15.48MPa，计算结束。

本发明的原理如下：

如图1所示，气井中存在井底流压p_wf、井口油压Pt、井口套压P_c、节流前压力P₁和节流后压力P₂，由于计算井口油压和实测井口油压之间的误差是由于“压力折算模型”和实际流动之间的差异所引起的，这也是引起计算井口油压和实测井口油压误差的主要原因，先通过实测井口套压计算井底流压初始值，通过井底流压初始值折算节流前压力P₁，利用节流前压力P₁通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力P₂，接着利用节流后压力P₂通过“压力折算模型”折算得到计算井口油压，通过对比分析计算井口油压和实测井口油压，不断降低油压计算误差，改善压降模型，可以显著提高气井流压的计算精度，通过高精度的气井流压数据为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据，保证施工高效、安全。

本发明从试气地质总结中获取气藏中深，从生产监测资料中获取产量及流体参数，从井口远传设备获取实测井口油压、实测井口套压和井口温度，从节流器台账中获取节流器下深、节流嘴内径，并从气质分析报告中获取天然气相对密度、平均温度、平均偏差系数。

本发明通过实测数据进行校验，对其末端值进行校正，提高了计算的井底流压的精度，可以满足气井生产分析需要，该方法简单可行、准确可靠，且方便快捷，不需要投入任何工具，该方法可指导气井合理生产制度，提高气田储量动用程度。

本发明精度校准方法资料要求低、评价周期短，可以满足及时、快速校准的需求，本发明可节省大量人力、财力，具有较大的实用价值和经济价值。

上面对本发明优选实施方式作了详细说明，但是本发明不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。

不脱离本发明的构思和范围可以做出许多其他改变和改型。应当理解，本发明不限于特定的实施方式，本发明的范围由所附权利要求限定。本实施例没有详细叙述的部件和结构属本行业的公知部件和常用结构或常用手段，这里不一一叙述。

Claims (7)

1.一种井下节流气井流压的确定方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1)获取气藏中深、气井产量、实测井口油压、实测井口套压、井口温度、节流器下深、节流嘴内径、油管内径、套管内径、天然气相对密度及流体参数；

步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，接着利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降，最后得到计算井口油压；

步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数后回归到步骤2)重新计算直至误差值小于等于设定误差值；

步骤4)通过步骤2)和步骤3)的多次循环计算，通过“压力折算模型”得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值，得到满足误差要求的气井流压数据，为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据。

2.根据权利要求1所述的一种井下节流气井流压的确定方法，其特征在于，所述步骤1)中气藏中深由试气地质总结中获取，气井产量和天然气相对密度由生产监测资料中获取，实测井口油压、实测井口套压、井口温度由井口远传设备中获取，节流器下深、节流嘴内径由节流器台账中获取。

3.根据权利要求1所述的一种井下节流气井流压的确定方法，其特征在于，所述步骤2)中利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降的过程为：在油管内利用井底流压初始值通过“压力折算模型”折算节流前压力，利用节流前压力通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力，接着利用节流后压力通过“压力折算模型”折算得到计算井口油压。

4.根据权利要求3所述的一种井下节流气井流压的确定方法，其特征在于，所述步骤2)中“压力折算模型”为：

其中

通过实测井口套压折算井底流压初始值时：

p_m—初始井底流压，单位：MPa；

p_n—实测井口套压，单位：MPa；

D—环空等效内径，单位：m；

H—气藏中深，单位：m；

通过井底流压初始值折算节流前压力时：

p_m—初始井底流压，单位：MPa；

p_n—节流前压力，单位：MPa；

D—油管内径，单位：m；

H—节流器到气藏中深的距离，单位：m；

通过节流后压力折算井口油压时：

p_m—节流后压力，单位：MPa；

p_n—计算井口油压，单位：MPa；

D—油管内径，单位：m；

H—节流器到气藏中深的距离，单位：m；

另外：

f—为摩阻系数，无量纲；

γ_g—为天然气相对密度，无量纲；

q_sc—为标准状况下气井产量，单位：m³/d；

—为井筒或井段平均温度，单位：K；

—为井筒或井段天然气平均偏差系数，无量纲；

e—为自然对数的底，为常数。

5.根据权利要求3所述的一种井下节流气井流压的确定方法，其特征在于，所述步骤2)中利用节流前压力和节流嘴内径，通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力P₂，其中“天然气节流动态公式”为：

其中：

q_sc—为标准状况下气井产量，单位：m³/d；

P₁—为节流前压力，单位：MPa；

P₂—为节流后压力，单位：MPa；

d—为节流嘴内径，单位：mm；

T₁—为节流前温度，单位：K；

Z₁—为节流前天然气偏差系数，无量纲；

K—为气体绝热指数，无量纲；

γ_g—为天然气相对密度，无量纲；

在临界流状态时：

其中：q_max为临界流量，单位m³/d。

6.根据权利要求1所述的一种井下节流气井流压的确定方法，其特征在于，所述步骤3)中对比分析计算井口油压和实测井口油压的误差值，当计算井口油压和实测井口油压的误差值小于等于0.1MPa时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值的为最优值；当计算井口油压和实测井口油压的误差大于0.1MPa时，则需要对步骤2)所述“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整计算的参数，提高各参数和气井实际的符合程度，然后回归到步骤1)重新计算，直至计算井口油压和实测井口油压误差值小于等于0.1MP。

7.根据权利要求6所述的一种井下节流气井流压的确定方法，其特征在于，所述计算参数为天然气相对密度和流体参数，将天然气相对密度和流体参数调整至更符合气井实际情况，然后回归到步骤1)重新计算，直至计算井口油压和实测井口油压误差值小于等于0.1MP。

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