CN111364941A - 页岩气井井口压力控制方法及其控制系统 - Google Patents

页岩气井井口压力控制方法及其控制系统 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种页岩气井井口压力控制方法及其控制系统，控制方法包括S1计算管线回压与井口油压的比值A和气井井口当前的临界流动压力比；S2判断比值A是否小于临界流动压力比，若是，进入步骤S3，否则进入步骤S5；S3按设定频率采集页岩气井的井口压力，并计算井口压力与初始井口压力之间的压力差；S4根据压力差与压力下降边界的关系，调整油嘴阀门的开度，之后返回步骤S1；S5在设定时间内按设定频率采集井口油压和管线回压，并计算设定时间内井口油压和管线回压的油压平均值和回压平均值；S6计算油压平均值和回压平均值之间的比值B，根据比值B与临界流动压力比值边界之间的关系，调整油嘴阀门的开度，之后返回步骤S1。

Description

页岩气井井口压力控制方法及其控制系统
技术领域
本发明涉及气体开采技术，具体涉及一种页岩气井井口压力控制方法及其控制系统。
背景技术
对于高压气井，尤其是页岩气井，生产初期压力高，套管放喷的生产方式下，初期产气量大，携带出大量的液和砂，造成近井端裂缝闭合、地层二次出砂。同时由于近井端裂缝的闭合，造成远端油气失去渗流通道，因此压力、产量递减很快，大幅度降低了单井估算下的可采量EUR。
目前国内页岩气市场集中在川渝地区，该区域页岩气埋藏深，地层压力系数高，未来页岩气的发展肯定是高压高产。而现阶段困扰页岩气开发的两个难题：(1)单井产量递减过快；(2)生产过程中气井持续出砂，损坏地面设备。
发明内容
针对现有技术中的上述不足，本发明提供的页岩气井井口压力控制方法及其控制系统通过压力调整能够解决单井产量递减过快及生产过程中气井持续出砂的问题。
为了达到上述发明目的，本发明采用的技术方案为：
第一方面，提供一种页岩气井井口压力控制方法，其包括：
S1、获取页岩气井当前的井口油压和管线回压，并计算管线回压与井口油压的比值A，基于气体的绝热指数计算气井井口当前的临界流动压力比；
S2、判断比值A是否小于临界流动压力比，若是，进入步骤S3，否则进入步骤S5；
S3、按设定频率采集页岩气井的井口压力，并计算井口压力与初始井口压力之间的压力差；
S4、根据压力差与压力下降边界的关系，调整油嘴阀门的开度，之后返回步骤S1；
S5、在设定时间内按设定频率采集井口油压和管线回压，并计算设定时间内井口油压和管线回压的油压平均值和回压平均值；
S6、计算油压平均值和回压平均值之间的比值B，根据比值B与临界流动压力比值边界之间的关系，调整油嘴阀门的开度，之后返回步骤S1。
第二方面，提供一种页岩气井井口压力控制系统，其包括：
实时检测感知单元，至少用于采集井口油管处压力和油嘴下游管线压力；
自动执行单元，用于根据控制器输出的油嘴阀门调整指令，调整油嘴阀门的开度；
控制器，用于接收实时检测感知单元传送的实时压力数据，执行页岩气井井口压力控制方法生成油嘴阀门的开度调整指令，并根据调整指令控制自动执行单元调整油嘴阀门的开度；
操作面板，用于信息显示及操控数据的输入；数据远传通讯模块，用于在线监测与操控信息上传、远程模型参数及操控参数回传；
电源系统，用于为控制器、实时检测感知单元、自动执行单元、操作面板、数据远传通讯模块提供电源；以及
远程监控系统，用于监测气井实时生产状况，控制模型参数输入与修改，远程操控数据输入与修改，气井状态参数的实时查看与导出。
本发明的有益效果为：本方案的控制方法首先是实时获取井口压力进行实时分析，对气井实现精准控制；其次在页岩气井生产前期进行压力控制，降低压力和产量递减速率，延缓裂缝闭合，减少地层出砂量，保护地面设备；最后在页岩气井生产中后期进行压力精准控制，保证井口流动处于临界流动状态，防止回压波动造成气井产量波动，降低水淹发生的可能性。
附图说明
图1为页岩气井井口压力控制方法的流程图。
具体实施方式
下面对本发明的具体实施方式进行描述，以便于本技术领域的技术人员理解本发明，但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，这些变化是显而易见的，一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。
参考图1，图1示出了页岩气井井口压力控制方法的流程图；如图1所示，该方法S包括步骤S1至S6。
在步骤S1中，获取页岩气井当前的井口油压和管线回压，并计算管线回压与井口油压的比值A，基于气体的绝热指数计算气井井口当前的临界流动压力比：
Figure BDA0002491180430000031
其中，
Figure BDA0002491180430000032
为临界流动压力比；k为气体的绝热指数。
在步骤S2中，判断比值A是否小于临界流动压力比，若是，进入步骤S3，否则进入步骤S5。
本方案比值A与临界流动压力比的比较，可以确定当前油嘴处的流动是否满足临界流动条件，并以此采用不同的调控方式，当比值A小于临界流动压力比时，表明油嘴处满足临界流动条件，比值A大于等于临界流动压力比时，表明油嘴不满足临界流动条件。
在步骤S3中，按设定频率采集页岩气井的井口压力，并计算井口压力与初始井口压力之间的压力差；
在步骤S4中，根据压力差与压力下降边界的关系，调整油嘴阀门的开度，之后返回步骤S1；
步骤S3和步骤S4通过对井口压力的判断，可以对产气量进行调整，以控制井底压力，以避免井底压力过大造成产气速率过快，使管套出现放喷，而携带出大量液体和砂，造成近井端裂缝闭合，远端油气失去渗流通道。
本方案通过控制产气速率，虽然在初期短时间内产气量会降低，但是产量降幅小，通过这种方式可以防止裂缝闭合，可以达到持续恒定产气，以最终达到单井可采量的提高。
实施时，本方案优选压力下降边界包括最小压力下降值和最大压力下降值，当压力差小于最小压力下降值时，将油嘴阀门的开度增大设定比例；当压力差大于最大压力下降值时，将油嘴阀门的开度减小设定比例；当压力差位于最小压力下降值和最大压力下降值之间时，油嘴阀门的开度保持不变。
在步骤S5中，在设定时间内按设定频率采集井口油压和管线回压，并计算设定时间内井口油压和管线回压的油压平均值和回压平均值：
Figure BDA0002491180430000041
其中，Pt′为油压平均值；Ptn为设定时间Δt内的第n个井口油压；Ph′为回压平均值；Phn为设定时间Δt内的第n个管线回压。
本方案采用该种方式进行油压平均值和回压平均值的获取，可以消除压力震荡以及陡升、陡降的影响，以保证后续井口压力的精准控制，使参与计算的压力值更具真实性和代表性。
在步骤S6中，计算油压平均值和回压平均值之间的比值B，根据比值B与临界流动压力比值边界之间的关系，调整油嘴阀门的开度，之后返回步骤S1。
本方案采用步骤S5和步骤S6的方式对油嘴阀门开度的调整，可以在开采的中后期，地下气量减小的情况下也能使油嘴处的流动满足临界流动条件时，以使油嘴下游管线压力(管线回压)也处于恒定情况，以使产气量处于恒定状态，以保证产气量持续大于等于携液临界值，以达到将井底的液体携带出井口，而避免液体在井底积聚，造成水淹。
实施时，本方案优选压力下降边界包括最小压力比值和最大压力比值，当比值B小于最小压力比值时，将油嘴阀门的开度增大设定比例；当比值B大于最大压力比值，将油嘴阀门的开度减小设定比例；当比值B位于最小压力比值和最大压力比值之间时，油嘴阀门的开度保持不变。
本方案还提供一种页岩气井井口压力控制系统，其包括：
实时检测感知单元，至少用于采集井口油管处压力和油嘴下游管线压力；
自动执行单元，用于根据控制器输出的油嘴阀门调整指令，调整油嘴阀门的开度；
控制器，用于接收实时检测感知单元传送的实时压力数据，执行页岩气井井口压力控制方法生成油嘴阀门的开度调整指令，并根据调整指令控制自动执行单元调整油嘴阀门的开度；
操作面板，用于信息显示及操控数据的输入；数据远传通讯模块，用于在线监测与操控信息上传、远程模型参数及操控参数回传；
电源系统，用于为控制器、实时检测感知单元、自动执行单元、操作面板、数据远传通讯模块提供电源；以及
远程监控系统，用于监测气井实时生产状况，控制模型参数输入与修改，远程操控数据输入与修改，气井状态参数的实时查看与导出。
实施时，本方案优选实时检测感知单元包括用于监测井口油套环空处压力的套管压力传感器，用于监测井口油管处压力的套管压力传感器，用于监测油嘴下游管线压力的管线回压传感器及用于监测井口产气、液量的井口流量计量传感器。
页岩气井口压力精细控制，是在井筒内控压的基础上，在气井生产的过程中，根据井口压力的变化自动调整井口可调式油嘴的大小，从而保证井口压力有控制的下降，在保护地层的前提下实现产量最大化。
综上所述，本方案提供的控制方法及系统通过井口压力精细控制，能够对井底压力进行控制，使得产气时不会携带大量液体和泥沙，而避免近端裂缝闭合，以使产气量持续处于恒定状态，以达到单井产气量的增加；
本方案还可以实现井口压力精细控制的自动化和智能化，实现采气现场无人值守，有效提高页岩气井生产效率。

Claims (7)

1.页岩气井井口压力控制方法，其特征在于，包括：
S1、获取页岩气井当前的井口油压和管线回压，并计算管线回压与井口油压的比值A，基于气体的绝热指数计算气井井口当前的临界流动压力比；
S2、判断比值A是否小于临界流动压力比，若是，进入步骤S3，否则进入步骤S5；
S3、按设定频率采集页岩气井的井口压力，并计算井口压力与初始井口压力之间的压力差；
S4、根据压力差与压力下降边界的关系，调整油嘴阀门的开度，之后返回步骤S1；
S5、在设定时间内按设定频率采集井口油压和管线回压，并计算设定时间内井口油压和管线回压的油压平均值和回压平均值；
S6、计算油压平均值和回压平均值之间的比值B，根据比值B与临界流动压力比值边界之间的关系，调整油嘴阀门的开度，之后返回步骤S1。
2.根据权利要求1所述的页岩气井井口压力控制方法，其特征在于，所述临界流动压力比的计算公式为：
Figure FDA0002491180420000011
其中，
Figure FDA0002491180420000012
为临界流动压力比；k为气体的绝热指数。
3.根据权利要求1所述的页岩气井井口压力控制方法，其特征在于，所述压力下降边界包括最小压力下降值和最大压力下降值，当压力差小于最小压力下降值时，将油嘴阀门的开度增大设定比例；当压力差大于最大压力下降值时，将油嘴阀门的开度减小设定比例；当压力差位于最小压力下降值和最大压力下降值之间时，油嘴阀门的开度保持不变。
4.根据权利要求1所述的页岩气井井口压力控制方法，其特征在于，所述油压平均值和回压平均值的计算公式分别为：
Figure FDA0002491180420000021
其中，Pt′为油压平均值；Ptn为设定时间Δt内的第n个井口油压；Ph′为回压平均值；Phn为设定时间Δt内的第n个管线回压。
5.根据权利要求1所述的页岩气井井口压力控制方法，其特征在于，所述压力下降边界包括最小压力比值和最大压力比值，当比值B小于最小压力比值时，将油嘴阀门的开度增大设定比例；当比值B大于最大压力比值，将油嘴阀门的开度减小设定比例；当比值B位于最小压力比值和最大压力比值之间时，油嘴阀门的开度保持不变。
6.一种页岩气井井口压力控制系统，其特征在于，包括：
实时检测感知单元，至少用于采集井口油管处压力和油嘴下游管线压力；
自动执行单元，用于根据控制器输出的油嘴阀门调整指令，调整油嘴阀门的开度；
控制器，用于接收实时检测感知单元传送的实时压力数据，执行权利要求1-5任一所述的页岩气井井口压力控制方法生成油嘴阀门的开度调整指令，并根据调整指令控制自动执行单元调整油嘴阀门的开度；
操作面板，用于信息显示及操控数据的输入；数据远传通讯模块，用于在线监测与操控信息上传、远程模型参数及操控参数回传；
电源系统，用于为控制器、实时检测感知单元、自动执行单元、操作面板、数据远传通讯模块提供电源；以及
远程监控系统，用于监测气井实时生产状况，控制模型参数输入与修改，远程操控数据输入与修改，气井状态参数的实时查看与导出。
7.根据权利要求6所述的页岩气井井口压力控制系统，其特征在于，所述实时检测感知单元包括用于监测井口油套环空处压力的套管压力传感器，用于监测井口油管处压力的套管压力传感器，用于监测油嘴下游管线压力的管线回压传感器及用于监测井口产气、液量的井口流量计量传感器。
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