CN112347601A - 一种优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法。该方法包括：实时获取目标气井的生产动态数据；根据生产动态数据结合井筒数据分别确定油管内的积液量Qwt、油套环空内的积液量Qwc，从而确定气井井筒内的积液量Qtotal；根据气井井筒内的积液量Qtotal、生产动态数据中的日产水Qw、起泡剂的推荐使用体积浓度n和地面推荐稀释比1:f确定目标气井的起泡剂实时最优加注量Q_{最优加注量}进行起泡剂的注入，

Description

一种优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法

技术领域

本发明属于天然气开采工艺领城，涉及一种气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量优化方法。

背景技术

在国内已投入开发气田中80％以上为有水气藏，随着开发时间的延长，这类气田出水井数迅速增加，截止目前已达到了生产井的60％，且出水后气井产量下降了20％-85％，给天然气的连续稳产上产带来严峻挑战。国内外数十年的开发实践表明，排水采气技术是保障出水气田稳产和提高采收率的最有效措施，其中，泡沫排水采气占总排水采气井数的82％，是应用最广泛、最经济有效的技术。泡沫排水采气实时过程中起泡剂用量设计是该工艺成功的关键，目前用量的设计方法主要采用经验公式计算与人工试验摸索，误差大，周期长，且很难根据气井实际生产动态进行实时、准确的设计与调整。因此，急需形成一套基于现场实时生产数据的气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量优化设计方法，以确保产出地层水能及时连续有效排出，有效保障气井正常生产与稳产。

发明内容

本发明的目的在于提供一种基于现场实时生产数据的气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量优化方法，以确保产出地层水能及时连续有效排出，有效保障气井正常生产与稳产。

为了实现上述目的，本发明提供了一种优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法，该方法包括以下步骤：

1)实时获取目标气井的生产动态数据；

2)根据获取的生产动态数据结合井筒数据确定气井井筒内的积液量Qtotal；具体为根据获取的生产动态数据结合井筒数据确定油管内的积液量Qwt，根据获取的生产动态数据结合井筒数据确定油套环空内的积液量Qwc，根据确定油管内的积液量Qwt和油套环空内的积液量Qwc确定气井井筒内的积液量Qtotal；气井井筒内的积液量即为油管内的积液量与油套环空内的积液量的总和；

3)根据步骤2)确定的气井井筒内的积液量Qtotal、步骤1)获取的生产动态数据中的日产水数据Qw、以及起泡剂的推荐使用体积浓度n和地面推荐稀释比(药剂体积：所兑水的体积)1:f确定目标气井的起泡剂实时最优加注量Q_{最优加注量}进行起泡剂的注入，其中，

从而实现气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的优化。

在上述优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法中，优选地，所述生产动态数据包括日产气、日产水、油压、套压、井口温度、天然相对密度、地层水相对密度、地层水粘度、天然气粘度、表面张力、地温梯度、天然气中的CO₂摩尔分数、天然气中的H₂S摩尔分数、天然气中的N₂摩尔分数中的至少一种。更优选地，所述生产动态数据包括日产气、日产水、油压、套压、井口温度、天然相对密度、地层水相对密度、天然气中的CO₂摩尔分数、天然气中的H₂S摩尔分数和天然气中的N₂摩尔分数。

在上述优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法中，优选地，所述井筒数据包括完钻井深、中部井深、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径中的至少一种。更优选地，所述井筒数据包括完钻井深、中部井深、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径。

在上述优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法中，优选地，根据获取的生产动态数据结合井筒数据确定油管内的积液量Qwt通过包括下述步骤的方法进行：A)基于步骤1)获取的生产动态数据结合井筒数据，利用多相管流相关式即多相管流公式计算井底油管鞋处的压力P_实际；B)采用与步骤A)相同的方法，计算不含水纯气柱条件下的井底油管鞋处的压力P_纯气柱，具体为：假定日产水量为零，其他生产动态数据均为步骤1)获得的数据，利用多相管流相关式即多相管流公式计算不含水纯气柱条件下井底油管鞋处的压力P_纯气柱；C)将P_实际与P_纯气柱之间的压差△P等效为油管内积液液柱对井底油管鞋处造成的压力，基于该压差△P与井筒数据计算油管内的积液量Qwt；△P＝P_实际-P_纯气柱。更优选地，基于所述压差△P与井筒数据计算油管内的积液量Qwt的具体计算公式为：

式中：π为圆周率；d为油管内径，m；ρ为地层水密度，kg/m³；g为重力加速度，m/s²。

在上述优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法中，优选地，根据获取的生产动态数据结合井筒数据确定油套环空内的积液量Qwc通过包括下述步骤的方法进行：D)基于获取的生产动态数据结合井筒数据，利用多相管流相关式即多相管流公式计算井底油管鞋处的压力P_实际；E)基于获取的生产动态数据、井筒数据、步骤D)计算得到的井底油管鞋处的压力P_实际确定油套环空内的液面位置；F)根据确定的油套环空内的液面位置计算油套环空内的积液量Qwc。其中，基于步骤1)获取的生产动态数据、井筒数据、步骤D)计算得到的井底油管鞋处的压力P_实际确定油套环空内的液面位置较佳通过迭代法进行，具体包括：预设一个油套环空内的积液液面的位置的初始值(例如设定该初始值为0.1)，将油套环空划分为上下两部分，上部为环空气柱，下部为环空液柱，油套环空的气柱与液柱处于相对静止状态，油管鞋处的压力为液柱压力与气柱压力之和；然后采用步骤1)获取的生产动态数据结合井筒数据计算油管鞋处的压力Px，将计算出的压力值Px与步骤D)计算的压力P_实际进行对比，不断迭代循环计算，直到计算出的压力值Px与步骤D)计算的压力P_实际误差满足迭代要求，此时的液面位置即为油套环空内的液面位置，其中油管鞋处的压力计算公式为：P_X＝ρ_气·g·L+ρ_液·g·(H-L)，式中：Px为计算过程中油管鞋处的压力，MPa；ρ_气为油套环空上部天然气柱的密度即天然气密度，kg/m³；ρ_液为油套环空下部积液液柱的密度即地层水密度，kg/m³；L为油套环空内的积液液面位置(井口到液面的距离)，m；H为油管下深，取m；g为重力加速度，m/s²。在一具体实施方式中，采用“牛顿迭代法”进行，(具体计算方法可参看：姚传义编著.数值分析.中国轻工业出版社.2009)，满足迭代要求的误差的绝对值为小于等于0.001。根据确定的油套环空内的液面位置计算油套环空内的积液量Qwc较佳通过如下公式进行：

式中：Qwc为环空内的积液量，m³；H为油管下深，取m；L为油套环空内的积液液面位置即井口到液面的距离，m；π为圆周率；d_外为油管外径，m；D为套管内径，m；ρ为地层水密度，kg/m³；g为重力加速度，m/s²。

在上述优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法中，推荐使用体积浓度指起泡剂在此浓度下能发挥最好的性能；推荐稀释比例是为了防止大量的泡排剂沾附在管壁上，无法达到井底的积液而在地面采取的对纯泡排剂进行稀释的比例。优选地，起泡剂的推荐使用体积浓度n和地面推荐稀释比1:f通过试验确定。起泡剂的推荐使用体积浓度n的具体实验方法可以为：按泡排剂体积浓度从小到大配置一系列的泡排剂溶液，分别测试各溶液的初始起泡体积、半衰期、携液率等参数，这三个参数最优的泡排剂体积浓度即为推荐使用体积浓度。推荐稀释比例的具体实验方法可以为：将兑水的比例从小到大排列，找到效果最好的那个比例即地面推荐稀释比例(兑的水在重新排出井筒的过程中也是需要消耗能量的，太多会给工艺造成负面影响，因此兑水量是有上限的，通过不断试验摸索找到最优的地面推荐比例的)。推荐使用体积浓度和地面推荐稀释比例可以直接选用气井实施泡排前泡排剂厂家出具的配伍性实验报告推荐数据。

在上述优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法中，优选地，所述实时获取目标气井的生产动态数据利用通过数据通讯接口从生产数据报表中实时获取生产动态数据的方式实现。

在上述优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法中，多相管流相关式是一系列的公式，其包含有诸多种类的多相管流模型的相关计算公式；利用多相管流相关式计算井底油管鞋处的压力时通常先选取合适的多相管流模型，利用所选模型的具体多相管流计算公式计算井底油管鞋处的压力时，可以但不限于在具体气田中将用多相流公式计算的油管压力剖面数据与压力剖面测试数据进行比对，选取与实测压力剖面数据符合率最高的多相管流模型的相关计算公式计算井底油管鞋处的压力。目前常用的多相管流相关式、各多相管流相关式的适应条件及分类请参见表1。

表1

在上述优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法中，可以根据需要选择合适模型的多相管流相关式，其具体计算方法可以按照本领域常规方法进行，例如可以采用Hagedown-Brown多相管流相关式，计算井底油管鞋处的压力。在一具体实施方式中，利用Hagedown-Brown多相管流相关式，计算井底油管鞋处的压力的具体过程可如下：

Hagedown-Brown模型总压降梯度方程(由于动能变化引起的压降梯度较小忽略不计)为：

ρ_m＝ρ_LH_L+ρ_G(1-H_L) (5-2-3)

式中：ρ_G、ρ_L、ρ_m分别为天然气密度、地层水密度、气液混合物密度，kg/m³；g为重力加速度，m/s²；d为油管内径，m；Δh为计算步长，m；f_m为摩擦系数；q_g、q_L为混合气产量即日产气和地面产液量即日产水，m³/d；M_t为地面标准条件下每生产1方气体伴生油、气、水的总质量，kg/m³；A为油管截面积，m²；H_L为持液率；

两相摩阻系数f_m采用jain公式计算：

ρ_ns＝ρ_Lλ_L+ρ_G(1-λ_L) (5-2-7)

式中：μ_g、μ_L、μ_m分别为天然气、地层水、混合物粘度，mPa·s；ρ_ns为无滑脱混合物密度，kg/m³；λ_L为无滑脱持液率；e为管壁粗糙度，m；其它符号意义同前述；

利用图1A-图1C中给出的三个图版来确定持液率H_L，在使用这个图版时，计算下列四个无因次量：

液相速度数：

气相速度数：

液相粘度数：

管径数：

式中：σ为表面张力，其他符合意义同前述。

在另一实施方式中，在利用多相管流相关式计算井底油管鞋处的压力的过程中，使用廖开贵等在《产水气藏气液两相管流动态规律研究》石油学报，2009年7月中提出的持液率系数的修正曲线(如图1D所示)确定持液率H_L。

在上述优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法中，当目标气井为凝析气井时，利用多相管流相关式即多相管流公式计算井底油管鞋处的压力的方法可以采用与常规油气井相同的模型(即相同的多相管流相关式)进行，然而其相关参数的计算通常与常规油气井的计算不同；通常情况下具体多相管流相关式中混合物密度、混合物粘度、气液表面张力随油管中不同位置压力、温度的变化而变化，常采用经验相关式获得，但这些相关式没有考虑井筒中的相态变化；对于凝析气井，相态变化不可忽略，因此在利用多相管流相关式计算井底油管鞋处的压力时，相关参数的计算方法较佳如下所示：

(1)、根据凝析油气体系气-液-液三相平衡闪蒸计算，可以得到某压力和温度下气、油、水各相的平衡摩尔分量V、L、H和各相摩尔组成y_i、x_i、h_i；

(2)、根据P-R状态方程计算出井筒中油、气、水的偏差因子Z_L、Z_V、Z_H；

(3)、油、气、水及混合物密度计算：

式中：P为压力，Mpa；T为温度，℃；ρ_o、ρ_g、ρ_w分别为油、气、水三相的密度，kg/m³；M_i，井筒流体中i组份分子量；x_i、y_i、h_i分别为油、气、水三相中i组份的摩尔组成；

混合物密度：

式中：WOR为水油比。

(4)混合物密度粘度

根据求出的油、气、水组份和偏差因子，选用剩余粘度法计算不同压力、温度下油气水的粘度，从而计算气液混合物的粘度；

式中：μ_o、μ_g、μ_w、μ_m分别为油、气、水、混合物的粘度，Pa.s；

(5)气液表面张力

对凝析气井，由于气、油的组成随着井筒的不同位置而发生变化，则气油的表面张力也随之发生变化，凝析气井的气液表面张力可采用Macleod—Sugden方程计算；

式中：σ_o为气油表面张力，dyn/cm；P_i为组份i等的比容；ρ_Lm、ρ_Vm分别为液体和其他混合物密度，g/cm³；

气液混合物表面张力为：

式中：σ_g、σ_w分别为气液混合物、液油表面张力，dyn/cm。

本发明提供的优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法根据现场的生产动态数据实时确定气井井筒内的积液量，然后根据井筒积液量与气井产水量并结合该井所用起泡剂的实验室推荐使用浓度的测试数据确定起泡剂实时最优加注量进行起泡剂的注入，从而实现气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的优化。与现有技术相比，本申请的技术方案实现了基于现场实时生产数据进行气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的优化，更有利于确保产出地层水能及时连续有效排出、保障气井正常生产与稳产。

附图说明

图1A为H_L与CN_L关系曲线图。

图1B为持液率系数图。

图1C为持液率修正系数图。

图1D为持液率系数修正曲线图。

图2为目标气井实施实施例1提供的气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量优化方法前后的油压、套压变化图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法

2019年1月21日前利用现场经验进行起泡剂加量确定，2019年1月21日正式开始在线实时的优化起泡剂的用量，目标气井进行气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量优化前的具体参数如下表2所示：

表2

该方法包括以下步骤：

1)实时获取目标气井的生产动态数据(其中实时的频率为日)；包括日产气、日产水、油压、套压、井口温度、天然相对密度、地层水相对密度、天然气中的CO₂摩尔分数、天然气中的H₂S、天然气中的N₂摩尔分数；

2)根据获取的生产动态数据结合井筒数据(包括井深、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径)确定气井井筒内的积液量Qtotal；具体为：

A)基于步骤1)获取的生产动态数据结合井筒数据，利用廖开贵等在《产水气藏气液两相管流动态规律研究》石油学报，2009年7月中提出的修正后的Hagedown-Brown多相管流相关式计算井底油管鞋处的压力P_实际；

B)采用与步骤A)相同的方法，计算不含水纯气柱条件下的井底油管鞋处的压力P_纯气柱，具体为：假定日产水量为零，其他生产动态数据均为步骤1)获得的数据，利用多相管流相关式即多相管流公式计算不含水纯气柱条件下井底油管鞋处的压力P_纯气柱；

C)将P_实际与P_纯气柱之间的压差△P等效为油管内积液液柱对井底油管鞋处造成的压力，基于该压差△P与井筒数据计算油管内的积液量Qwt；其中，△P＝P_实际-P_纯气柱，

式中：π为圆周率；d为油管内径，m；ρ为地层水密度，kg/m³；g为重力加速度，m/s²；

D)基于生产动态数据、井筒数据、井底油管鞋处的压力P_实际通过牛顿迭代法确定油套环空内的液面位置，具体为：预设一个油套环空内的积液液面的位置的初始值为0.1，将油套环空划分为上下两部分，上部为环空气柱，下部为环空液柱，油套环空的气柱与液柱处于相对静止状态，油管鞋处的压力为液柱压力与气柱压力之和；然后采用步骤1)获取的生产动态数据结合井筒数据计算油管鞋处的压力Px，将计算出的压力值Px与压力P_实际进行对比，不断迭代循环计算，直到计算出的压力值Px与压力P_实际误差满足迭代要求(误差的绝对值为小于等于0.001)，此时的液面位置即为油套环空内的液面位置，其中油管鞋处的压力计算公式为：P_X＝ρ_气·g·L+ρ_液·g·(H-L)，式中：Px为计算过程中油管鞋处的压力，MPa；ρ_气为油套环空上部天然气柱的密度，kg/m³；ρ_液为油套环空下部积液液柱的密度，kg/m³；L为油套环空内的积液液面位置(井口到液面的距离)，m；H为油管下深，取m；g为重力加速度，m/s²；然后根据确定的油套环空内的液面位置计算油套环空内的积液量Qwc，

式中：Qwc为环空内的积液量，m³；H为油管下深，取m；L为油套环空内的积液液面位置即井口到液面的距离，m；π为圆周率；d_外为油管外径，m；D为套管内径，m；ρ为地层水密度，kg/m³；g为重力加速度，m/s²；

E)根据确定油管内的积液量Qwt和油套环空内的积液量Qwc确定气井井筒内的积液量Qtotal；Qtotal＝Qwt+Qwc；

3)根据步骤2)确定的气井井筒内的积液量Qtotal、步骤1)获取的生产动态数据中的日产水数据Qw、以及起泡剂的推荐使用体积浓度n＝0.4％和地面推荐稀释比1:f＝1:35确定目标气井的起泡剂实时最优加注量Q_{最优加注量}进行起泡剂的注入，其中，

从而实现气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的优化。

XXX井采用本实施例提供的上述气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量优化方法前后的生产参数变化情况如下表3、图2所示：

表3

油压、套压是受积液影响最敏感的两个参数，从实时在线优化前后油压、套压变化可以看到，采用本发明的方法优化以后油压、套压均从不稳定状态趋于稳定，且油套压差变小，这说明优化后井筒内的积液迅速被清理干净，积液对生产的负面影响降至最低；同时可以看出采用本发明的方法优化比现场经验优化效果更好。

Claims (10)

1.一种优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法，其中，该方法包括：

1)实时获取目标气井的生产动态数据；

2)根据获取的生产动态数据结合井筒数据确定气井井筒内的积液量Qtotal；具体为根据获取的生产动态数据结合井筒数据确定油管内的积液量Qwt，根据获取的生产动态数据结合井筒数据确定油套环空内的积液量Qwc，根据确定油管内的积液量Qwt和油套环空内的积液量Qwc确定气井井筒内的积液量Qtotal；气井井筒内的积液量即为油管内的积液量与油套环空内的积液量的总和；

3)根据步骤2)确定的气井井筒内的积液量Qtotal、步骤1)获取的生产动态数据中的日产水数据Qw、以及起泡剂的推荐使用体积浓度n和地面推荐稀释比1:f确定目标气井的起泡剂实时最优加注量Q_{最优加注量}进行起泡剂的注入，其中，

从而实现气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的优化。

2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述生产动态数据包括日产气、日产水、油压、套压、井口温度、天然相对密度、地层水相对密度、地层水粘度、天然气粘度、表面张力、地温梯度、天然气中的CO₂摩尔分数、天然气中的H₂S摩尔分数、天然气中的N₂摩尔分数。

3.根据权利要求1所述的方法，其中，所述井筒数据包括完钻井深、中部井深、油管下深、油管内径、油管外径、套管内径。

4.根据权利要求1所述的方法，其中，根据获取的生产动态数据结合井筒数据确定油管内的积液量Qwt通过包括下述步骤的方法进行：

A)基于步骤1)获取的生产动态数据结合井筒数据，利用多相管流相关式即多相管流公式计算井底油管鞋处的压力P_实际；

B)采用与步骤A)相同的方法，计算不含水纯气柱条件下的井底油管鞋处的压力P_纯气柱，具体为：假定日产水量为零，其他生产动态数据均为步骤1)获得的数据，利用多相管流相关式即多相管流公式计算不含水纯气柱条件下井底油管鞋处的压力P_纯气柱；

C)将P_实际与P_纯气柱之间的压差△P等效为油管内积液液柱对井底油管鞋处造成的压力，基于该压差△P与井筒数据计算油管内的积液量Qwt；其中，△P＝P_实际-P_纯气柱。

5.根据权利要求4所述的方法，其中，基于所述压差△P与井筒数据计算油管内的积液量Qwt的具体计算公式为：

式中：π为圆周率；d为油管内径，m；ρ为地层水密度，kg/m³；g为重力加速度，m/s²。

6.根据权利要求1所述的方法，其中，根据获取的生产动态数据结合井筒数据确定油套环空内的积液量Qwc通过包括下述步骤的方法进行：

D)基于获取的生产动态数据结合井筒数据，利用多相管流相关式即多相管流公式计算井底油管鞋处的压力P_实际；

E)基于获取的生产动态数据、井筒数据、步骤D)计算得到的井底油管鞋处的压力P_实际确定油套环空内的液面位置；

F)根据确定的油套环空内的液面位置计算油套环空内的积液量Qwc。

7.根据权利要求6所述的方法，其中，基于步骤1)获取的生产动态数据、井筒数据、步骤D)计算得到的井底油管鞋处的压力P_实际确定油套环空内的液面位置通过迭代法进行，具体包括：

预设一个油套环空内的积液液面的位置的初始值，采用步骤1)获取的生产动态数据结合井筒数据计算油管鞋处的压力Px；将计算出的压力值Px与步骤D)计算的压力P_实际进行对比，不断迭代循环计算，直到计算出的压力值Px与步骤D)计算的压力P_实际误差满足迭代要求，此时的液面位置即为油套环空内的液面位置；

其中，油管鞋处的压力计算公式为：P_X＝ρ_气·g·L+ρ_液·g·(H-L)，式中：Px为计算过程中油管鞋处的压力，MPa；ρ_气为油套环空上部天然气柱的密度即天然气的密度，kg/m³；ρ_液为油套环空下部积液液柱的密度即地层水的密度，kg/m³；L为油套环空内的积液液面位置即井口到液面的距离，m；H为油管下深，取m；g为重力加速度，m/s²。

8.根据权利要求6所述的方法，其中，根据确定的油套环空内的液面位置计算油套环空内的积液量Qwc通过如下公式进行：

式中：Qwc为环空内的积液量，m³；H为油管下深，取m；L为油套环空内的积液液面位置即井口到液面的距离，m；π为圆周率；d_外为油管外径，m；D为套管内径，m；ρ为地层水密度，kg/m³；g为重力加速度，m/s²。

9.根据权利要求6所述的方法，其中，起泡剂的使用体积浓度n和地面推荐稀释比1:f通过试验确定。

10.根据权利要求1所述的方法，其中，所述实时获取目标气井的生产动态数据利用通过数据通讯接口从生产数据报表中实时获取生产动态数据的方式实现。

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