CN113338915A - 一种判断气井是否积液及预测积液高度的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及气井排水采气工艺领域，提供了一种判断气井是否积液及预测积液高度的方法，通过获取气井生产参数计算环空静气柱压力梯度并绘制环空静气柱压力曲线，利用新提出的持液率模型从油管鞋往上计算油管流压梯度并绘制油管流压曲线，从而得到计算井口油压，与实际油压对比，判断气井是否积液；若气井积液，利用实际油压从井口往下计算油管气芯压力梯度并绘制油管气芯压力曲线，利用该曲线与井筒流压曲线的交点所对应深度，确定井筒积液位置。该方法所需要的参数大多可由现场测井数据获得，方便快捷。

Description

一种判断气井是否积液及预测积液高度的方法
技术领域
本发明属于气井排水采气工艺领域，具体涉及一种判断气井是否积液及预测积液高度的方法。
背景技术
气藏开发过程中，多数采用大型水力分段压裂开采技术，导致地层水侵入及凝析水出现。液体不能及时地被携带出井筒而聚集在井底，发生积液现象。气井积液造成井底流压回升，产量大幅度下降，甚至压死气井，最终停产。准确判断气井是否积液并进一步预测气井积液位置是实现气井稳定生产和指导排采措施的关键。
目前井筒积液预测方法大致分为三类：液滴反转预测方法、液膜反转预测方法和稳定性分析法。但是，各类方法都有其不足之处：如液滴反转预测方法，由于液膜贴附在管壁，采用常规手段难以观察到液滴流动。液膜反转预测方法则依靠寻找液膜反转界限，其与气井积液后的一些动态特征完全不符，液膜发生反转时，但井筒流动相对稳定，进而导致过早预测气井积液。稳定性分析法判定依据为井筒压力不足时难以有效举升流体，但现场经验表明气井积液早于此现象发生。
本发明提供一种根据生产数据判断气井是否积液以及积液程度的方法，能够为气井生产状况进行迅速做出判断，并为后期排水采气工艺措施的下入提供理论支撑。
发明内容
本发明的目的在于解决准确判断气井积液时机以及预测气井积液位置的问题，提供了一种判断气井是否积液及预测积液高度的方法。
一种判断气井是否积液及预测积液高度的方法，包括如下步骤：
步骤一：获取气井生产数据，包括天然气相对密度γg、油管内径D、油管下深H、产气量Qg、产液量Ql、油压pt、套压pc、井口温度T0、地层温度Te、液体密度ρl等数据；
步骤二：根据步骤一所获取的井口套压、井口温度、油管下深、天然气相对密度和地层温度等参数计算环空静气柱压力梯度并绘制环空静气柱压力曲线，得到油管鞋处流压pwf；
步骤三：根据步骤二所获取的油管鞋处流压，从下往上计算油管流压梯度，并绘制油管流压曲线，得到计算井口油压pt’，井筒压力降由式(1)计算得到：
Figure BDA0003160494360000021
其中，
Figure BDA0003160494360000022
表示井筒压力梯度，Pa/m；ρg表示气体密度，kg/m3；g表示重力加速度m/s2；HL表示持液率，％；ρl表示液体密度，kg/m3。
式(1)中持液率HL根据新提出的持液率模型式(2)计算：
HL＝1.22(5.4D+0.27)(-0.1lnNvSG+0.6) (2)
其中，D表示油管内径，m。
式(2)中NvSG为气体准数，由下式计算：
NvSG＝ρgvSG 2 (3)
其中，vSG为气体表观流速，m/s。
步骤四：判断气井是否发生积液。根据步骤三所述计算的油压pt’与气井实际油压pt对比，如果两者相等则表明气井不积液，反之，pt’>pt则积液；
步骤五：如果气井积液，则进一步判断气井积液高度。根据步骤一所获取的天然气相对密度、产气量、产液量、油压、井口温度等数据，计算气芯混合密度，计算式如下：
Figure BDA0003160494360000023
步骤六：根据步骤一所获取的天然气相对密度、油管内径、油管下深、产气量、产液量、油压、井口温度、地层温度、液体密度等数据，从井口往下计算油管气芯压力梯度并绘制油管气芯压力曲线。
步骤七：绘制油管气芯压力曲线与井筒流压曲线，两者交点对应深度则为动液面深度，即井筒积液位置。
相比于现有技术的缺点和不足，本发明具有以下有益效果：
(1)所需要参数大多可由现场测井数据获得，方便快捷；
(2)所采用的新的持液率模型，考虑引入了气相准数表征压力对井筒流体流动的影响，并且忽略液流速对流动的影响，具有较高的准确性；
(3)环空静气柱流压计算、井筒流压计算和油管气芯流压计算，三者结合判断气井积液并预测气井积液位置，能够准确地运用于现场实际积液气井。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
附图说明
图1气井积位置预测示意图；
图2是现场实际井积液程度分析图。
具体实例方式
以下实施例对本发明的技术进一步阐述：
某气井油管下深1710m，油管内径为62mm，气体相对密度为0.65，液体密度为1g/cm3，地层温度为52℃，生产油压为1.56MPa，油温为21℃，套压为2.07MPa，产气量为0.96×104m3/d，产液为0.2m3/d。
如图2所示，计算环空静气柱压力曲线，得到油管鞋处流压pwf，为2.35MPa；根据油管鞋处流压从下往上计算油管流压曲线，得计算井口油压0.46MPa，小于真实井口油压1.56MPa，判断该气井井筒有积液；利用井口油压计算油管气芯压力曲线，与油管流压曲线相交，交点处油压为1.78MPa，深度为1370m，可知该井积液高度为(1710m-1370m)＝340m。

Claims (2)

1.一种判断气井是否积液及预测积液高度的方法，主要包括如下步骤：
步骤一：获取气井生产数据，包括天然气相对密度、油管内径、油管下深H、产气量、产液量、油压、套压、井口温度、地层温度、液体密度等数据；
步骤二：根据步骤一所获取的井口套压、井口温度、油管下深、天然气相对密度和地层温度等参数计算环空静气柱压力梯度并绘制环空静气柱压力曲线，得到油管鞋处流压pwf；
步骤三：根据步骤二所获取的油管鞋处流压，从下往上计算油管流压梯度，并绘制油管流压曲线，得到计算井口油压pt’；
步骤四：判断气井是否发生积液。根据步骤三所述计算的油压pt’与气井实际油压pt对比，如果两者相等则表明气井不积液，反之，pt’>pt则积液；
步骤五：如果气井积液，则进一步判断气井积液高度。根据步骤一所获取的天然气相对密度、产气量、产液量、油压、井口温度等数据，计算气芯混合密度；
步骤六：根据步骤一所获取的天然气相对密度、油管内径、油管下深、产气量、产液量、油压、井口温度、地层温度、液体密度等数据，从井口往下计算油管气芯压力梯度并绘制油管气芯压力曲线；
步骤七：绘制油管气芯压力曲线与井筒流压曲线，两者交点对应深度则为动液面深度，即井筒积液位置。
2.如权利要求1所述的一种判断气井是否积液及预测积液高度的方法，其特征在于，步骤三中从下往上计算油管流压曲线并得到计算井口油压pt’的计算方法为：
Figure FDA0003160494350000011
其中
Figure FDA0003160494350000012
表示井筒压力梯度，Pa/m；ρg表示气体密度，kg/m3；g表示重力加速度m/s2；HL表示持液率，％；ρl表示液体密度，kg/m3；
上式中持液率HL根据新提出的持液率模型式计算得到：
HL＝1.22(5.4D+0.27)(-0.1lnNvSG+0.6)
其中，D表示油管内径，m；
上式中NvSG为气体准数，由下式计算：
NvSG＝ρgvSG 2
其中，vSG为气体表观流速，m/s。
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