CN114060009B - 一种井下节流天然气井积液判断方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种井下节流天然气井积液判断方法，包括：根据设定时间点井下节流气井的井口套压、井口油压、液气比和实际节流器嘴径，计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的理论产气量；计算日产气量与理论产气量的比值；当比值小于设定比值时，则判定气井处于积液状态。本发明根据低压集气气井的实际工况参数来确定在气井不积液时对应的理论产气量，由于计算出的理论产气量与气井实际工况相符，这样利用实际产气量与理论产气量之间的量化比值来判断气井是否积液时，判断结果就会比较准确，避免了依据经验来判断是否积液的主观现象，便于推广应用。
Description
技术领域
本发明属于气田开发技术领域，具体涉及一种井下节流天然气井积液判断方法。
背景技术
含水气藏开发的一个重要课题是将储层产出液排出井筒，避免在井筒内积液导致气井减产甚至水淹关井，而做好气井井筒积液诊断，是制定及时有效排水措施的前提。
天然气藏开发方式主要有高压集气与低压集气。其中，对于高压集气气井，目前有多种方法可判断井筒积液。例如，授权公告号为CN104504611B的中国专利文件公开了一种确定气井是否积液及其积液程度的方法，该方法是一种利用连通器原理确定积液气井井筒液面高度差的方法，首先获得该气井关井时油压、套压、气体密度和液体密度；其次，利用油压、套压、气体密度和液体密度计算得到气井井筒积液高度差，由气井井筒积液高度差判断积液及其积液程度。授权公告号为CN104504604B的中国专利文件公开了一种定性气田井筒积液的方法，该方法通过气井日常生产数据计算不同时间对应的油水比，进而得到对应的临界压力梯度，并将该临界压力梯度与压力梯度测试曲线进行对比分析，从而实现井筒内是否存在积液的判断。
目前，对于低压集输气井，还只能通过气井产气量或者压力的突然变化来定性的判断气井是否积液。这种判断方法主要依靠技术人员的实际经验，判断结果不具有一致性，判断准确性较差，同时无法成为一种标准统一可推广的分析方法。由于低压集输气井井筒内存在节流器，此时井口的油压已经失真，反映的不是气井真实的油压，因此无法按照CN104504604B专利中的方法来计算井筒液面高度差；同时井下节流器的存在导致无法通过下入压力计来测深井筒压力梯度曲线，因此也无法按照CN104504604B专利所述的方法来判断气井积液。
发明内容
本发明提供了一种井下节流天然气井积液判断方法，用以解决现有低压集输气井积液判断准确性较差的问题。
为解决上述技术问题，本发明的技术方案包括：
本发明提供了一种井下节流天然气井积液判断方法，步骤如下：
获取设定时间点井下节流气井的井口套压、井口油压、液气比和实际节流器嘴径；
将所述井口套压代入到静气柱模型，计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的井底流压；将所述井底流压代入到气液两相管流模型，计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的节流器入口压力；将所述井口油压代入到气液两相管流模型，计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的节流器出口压力；将所述节流器入口压力、节流器出口压力和液气比代入到气液两相嘴流模型，计算得到理论产气量；
计算日产气量与理论产气量的比值；
当所述比值小于设定比值时，则判定气井处于积液状态。
上述技术方案的有益效果为：根据低压集气气井的井口套压、井口油压、液气比和实际节流器嘴径这些实际的工况参数，来计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的理论产气量，并根据实际的日产气量与该论产气量的比值，来确定气井中的积液情况。本发明根据低压集气气井的实际工况参数来确定在气井不积液时对应的理论产气量，由于计算出的理论产气量与气井实际工况相符，这样利用实际产气量与理论产气量之间的量化比值来判断气井是否积液时，判断结果就会比较准确，避免了依据经验来判断是否积液的主观现象，便于推广应用。
进一步的，为了根据比值的大小来反应积液程度，还包括：所述比值越小，则判定气井积液程度越严重。
进一步的，便于区分积液程度，还包括：当所述比值小于第一阈值且大于等于第二阈值时，则判定气井处于一级积液状态；当所述比值小于第二阈值时，则判定气井处于二级积液状态，所述一级积液状态对应的积液严重程度低于所述二级积液状态对应的积液严重程度。
进一步的，为了准确地计算出在井下节流天然气井不存在积液时对应的节流器入口压力和出口压力，所述气液两相管流模型为Beggs&Brill模型。
进一步的，为了准确地计算出理论产气量，所述气液两相嘴流模型为Perkins气液两相嘴流模型。
进一步的，为了准确地计算出井底流压，所述静气柱模型的计算公式为：
其中，pwf为井底流压；pts为井口套压；γg为天然气相对密度；H为井筒垂深；为井筒静气柱平均压缩因子；/>为井筒静气柱平均温度。
进一步的，为了根据比值来判断气井的生产状态，还包括：当所述比值大于所述第一阈值且小于等于第三阈值时，则气井处于正常生产状态。
进一步的，还包括：当所述比值大于所述第三阈值时，则气井节流器失效。
进一步的，第二阈值为0.75，第一阈值为0.9，第三阈值为1.2。
进一步的，为了预测气井积液风险，还包括：将多个不同设定时间点井下节流气井对应的日产气量与理论产气量的比值绘制成曲线，根据曲线趋势的变化，预测井下节流气井未来的积液风险以提前采取措施。
附图说明
图1是本发明方法实施例1中的井下节流天然气井积液判断方法的流程图；
图2是本发明方法实施例1中的理论产气量对应的计算原理图；
图3是本发明方法实施例1中的节流气井积液诊断实施图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及具体实施例对本发明进行进一步详细说明。
方法实施例1：
为了满足井下节流天然气井井筒积液诊断的需要，本实施例提供了一种井下节流天然气井积液判断方法，该方法对应的流程图如图1所示，具体包括以下步骤：
(1)确定指定时间点井下节流气井工况条件，获取对应的气井数据，包括节流器嘴径及深度、井口套压、井口油压、日产气、日产液。
其中，在获取套压时，测量套压的压力表安装在采气树套管闸门处，与油管和套管之间的环形空间连通，套压大小间接反映了井底流压的大小，当井下节流气井的环形空间、油管空间内只存在均匀的气水混合物而无纯液柱时，通过理论公式可由套压计算出井底流压，进一步的根据理论公式由井底流压计算出节流器入口压力。在获取油压时，测量油压的压力表安装在采气树针阀之前，井下节流气井的油压大小间接反映了井下节流器出口压力的大小，当油管空间内只存在均匀的气水混合物而无纯液柱时，通过理论公式可由油压计算出节流器出口压力。
以A区B井为例，选取2017年12月30日为指定时间点，该时间点节流器嘴径为2.9mm，节流器下深为2592m，井口套压为16.8MPa，井口油压为2.2MPa，日产气量为1.25×104m3/d，日产液量3.3m3/d，液气比2.64m3/104m3。
(2)根据节流器嘴径及深度、套压、油压、日产气、日产液，计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的理论产气量。
其中，理论产气量对应的计算原理图如图2所示，具体包括以下步骤：
(2-1)根据井口套压，计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的井底流压。
其中，井底流压是指天然气井生产时的井底压力，它表示天然气从地层流到井底后剩余的压力。对自喷井来讲，也是天然气从井底流到地面的起点压力。在天然气生产集输系统中(含井筒油管空间、井筒内油套管环形空间、地面采气管线空间)，任意节点位置的压力均为井底流压扣除沿程压损后的剩余压力。因此在已知沿程压损计算模型(如管流压损计算模型、嘴流压损计算模型)的基础上，由井底流压可计算出任意节点位置压力，同理也可由任意节点位置压力反算出井底流压。
由于油管一般距离储层中部仍有一段距离，而静气柱模型计算的实际是油管尾端的压力，若油管尾端距离储层比较近，则这个压力就近似的等于井底流压。因此，在本实施例中，当天然气井油管管脚与储层中部垂直距离小于100m时，则认为油管尾端距离储层比较近，此时油管管脚处静压近似等于井底流压。假设井下节流天然气井不存在积液，当井口套压为16.8Mpa时，根据静气柱模型折算得到的不积液井底流压为20.4MPa。其中，静气柱模型计算公式如下：
其中，pwf为井底流压，单位MPa；pts为井口套压，单位MPa；γg为天然气相对密度，无量纲；H为井筒垂深，单位m；为井筒静气柱平均压缩因子，无量纲；/>为井筒静气柱平均温度，单位K。
(2-2)根据井底流压，计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的节流器入口压力。
其中，假设井下节流天然气井不存在积液，当折算的井底流压为20.4Mpa时，根据Beggs&Brill气液两相管流模型折算得到的节流器入口压力为19.27Mpa。Beggs&Brill气液两相管流模型对应的计算公式为：
式中：p为管道的平均压力，单位为Pa；z为轴向流动的距离，单位为m；ρl为液体密度，单位为kg/m3；ρg为气体密度，单位为kg/m3；Hl为持液率，单位为m3/m3；g为重力加速度，单位为m/s2，θ为管道与水平的夹角，单位为度；λ为两相流动的沿程阻力系数，无量纲；G为混合物的质量流速，单位为m/s；v为混合物的平均流速，单位为m/s；vsg为气体的折算速度，单位为m/s；D为管子的直径，单位为m；A为管子的横截面积，单位为m2。
(2-3)根据井口油压，计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的节流器出口压力。
其中，假设井下节流天然气井不存在积液，当井口油压为2.2Mpa时，根据Beggs&Brill气液两相管流模型折算得到的节流器出口压力为3.87MPa。由于Beggs&Brill气液两相管流模型已经在上述的步骤(2-2)中进行了详细介绍，此处不再赘述。
(2-4)根据节流器入口压力、节流器出口压力和液气比，计算不同日产气量所对应的节流器嘴径，将计算出的节流器嘴径等于实际节流器嘴径时所对应的日产气量作为理论产气量。
其中，假设井下节流天然气井不存在积液，将折算得到的节流器入口压力19.27MPa、节流器出口压力3.87MPa、液气比2.65m3/104m3带入Perkins气液两相嘴流模型，计算节流器嘴径，对比计算的节流器嘴径与当前指定时间点工况条件下节流器实际嘴径，若二者相符，则设定的日产气量即为理论产气量，否则调整设定的日产气量，直至计算的节流器嘴径与实际节流器嘴径一致。据此计算得到指定时间点井下节流气井工况条件下的理论产气量为1.7×104m3/d。
其中，Perkins气液两相嘴流模型对应的计算公式为：
式中：pr为节流器入口压力与节流器喉道压力的比值，无量纲；A2、A1分别为节流器入口油管、节流器喉道横截面积，单位m2；fg、fo、fw分别为气、油、水的质量分数，无量纲；CVg、CVo、CVw分别为气、油、水的比定容热容，单位J/(kg·K)；Cp为气的比定压热容，单位J/(kg·K)；ρo、ρW分别为油、水的密度，单位kg/m3；z为天然气偏差因子，无量纲；R为气体常数，287.4J/(kg·K)；M为气相的平均相对分子质量；V为比体积，单位m3/kg。
(3)计算日产气量与理论产气量的比值。
其中，对于A区B井，2017年12月30日的日产气量为1.25×104m3/d，理论产气量为1.7×104m3/d，对应的比值为0.73。
(4)根据比值大小，进行气井积液诊断，具体内容如下：
当比值大于1.2时，则判定气井节流器失效；当比值位于0.9-1.2之间时，则判定气井处于正常生产状态；当比值位于0.75-0.9之间时，则判定气井存在一定程度积液；当比值小于0.75时，则判定气井处于严重积液状态。
其中，对于A区B井，由于其比值为为0.73，据此判断B井此时处于严重积液状态。
(5)选取气井若干关键时间点，计算日产气量与理论产气量的比值，绘制比值变化曲线来预测气井积液风险。
其中，选取表1中所示的若干时间节点作为关键时间点，计算其日产气量与理论产气量的比值，绘制变化曲线来分析气井生产状态，如图3所示。
表1
从图3中可以看到，A区B井从2017年12月11日至2019年1月31日近1年的生产过程中，可以分为三个生产阶段。
第一个生产阶段：产气量与理论产气量的比值介于0.59-0.83，B井表现为严重积液至积液，对应的B井应用了连续泡沫排水采气工艺，产气量与理论产气量的比值有逐渐增加的趋势，泡沫排水实施效果较好。
第二个生产阶段：B井继续应用连续泡沫排水采气工艺，产气量与理论产气量的比值介于1.04-1.13，B井不再积液，处于正常生产阶段。
第三个生产阶段：B井停止应用泡沫排水采气工艺，日产气量出现快速下降，产气量与理论产气量的比值由1.13降至0.83，气井再次出现积液。
通过三个阶段的对比分析来看，A区B井需要通过应用泡沫排水采气工艺来实现气井的稳定生产，当停止应用泡沫排水采气工艺时，气井会出现积液减产，影响气井产能释放。
所以，通过将多个不同设定时间点井下节流气井对应的日产气量与理论产气量的比值绘制成曲线，通过曲线趋势的变化，来预测井下节流气井未来的积液风险，进而可以提前采取措施。
为了验证上述井下节流天然气井积液判断方法的判断准确性，采用该方法对A气田的87口井进行现场应用评价，方法准确率为95.1％，其中78口气井判断存在不同程度的积液，实施泡沫排水采气工以后，工艺有效率为87.6％。
上述的井下节流天然气井积液判断方法通过计算日产气量与理论产气量的比值，能够用量化的数据反映气井积液严重程度；通过将多个不同设定时间点工况条件下对应的日产气量与理论产气量的比值绘制成曲线，可以提前预测气井积液风险，以此指导气井排水采气工作，具有操作流程标准化，能够规模化推广应用，易于计算机编程的特点。
方法实施例2：
本实施例提供了一种井下节流天然气井积液判断方法，该方法与方法实施例1中的井下节流天然气井积液判断方法的区别仅在于，在根据井口套压来计算气井不存在积液时对应的井底流压时，所采用的静气柱模型对应的计算公式为：
其中，pwf为井底流压，单位MPa；pn为井口套压，单位MPa；f为摩阻系数，无量纲；qsc为标准状况下气井产量，单位为m3/d；D为环空等效内径，单位为m；γg为天然气相对密度，无量纲；H为井筒垂深，单位m；为井筒静气柱平均压缩因子，无量纲；/>为井筒静气柱平均温度，单位K。
当然，作为其他的实施方式，在根据井口套压来计算气井不存在积液时对应的井底流压时，所采用的静气柱模型也可以是现有技术中的其他计算形式，例如微分形式的静气柱模型。
方法实施例3：
本实施例提供了一种井下节流天然气井积液判断方法，该方法与方法实施例1或2中的井下节流天然气井积液判断方法的区别仅在于，在根据井底流压计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的节流器入口压力时，所采用的气液两相管流模型为Gray模型。
当然，作为其他的实施方式，在根据井底流压计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的节流器入口压力时，也可以采用现有技术中的其他种类的气液两相管流模型，例如Hagedorn&Brown模型、Mukherjee&Brill模型等。
方法实施例4：
本实施例提供了一种井下节流天然气井积液判断方法，该方法与方法实施例1、2或3中的井下节流天然气井积液判断方法的区别仅在于，在根据井口油压计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的节流器出口压力时，所采用的气液两相管流模型为Hagedorn&Brown模型，该Hagedorn&Brown模型对应的计算公式为：
其中，Δp为气液混合物的总压差，单位为Pa；p为气液混合物的压力，单位为Pa；Δpfr为摩阻压差，单位为Pa；Δph为重位压差，单位为Pa；ρ1为液相的密度，单位为kg/m3；vs1为液相折算速度，单位为m/s；ρg为气相的密度，单位为kg/m3；vsg为液相折算速度，单位为m/s。
当然，作为其他的实施方式，在根据井底流压计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的节流器入口压力时，也可以采用现有技术中的其他种类的气液两相管流模型，例如Gray模型、Mukherjee&Brill模型等。
方法实施例5：
本实施例提供了一种井下节流天然气井积液判断方法，该方法与方法实施例1、2、3或4中的井下节流天然气井积液判断方法的区别仅在于，根据节流器入口压力、节流器出口压力和液气比，计算不同日产气量所对应的节流器嘴径，以得到对应的理论产气量时，所采用的气液两相嘴流模型为Gilbert模型，对应的计算公式为：
其中，Q1为总液产量，D为气嘴尺寸，P为气嘴上游压力，Rp为生产气液比，a、b、c、d为经验系数。
当然，作为其他的实施方式，在根据节流器入口压力、节流器出口压力和液气比，计算不同日产气量所对应的节流器嘴径，以得到对应的理论产气量时，也可以采用现有技术中的其他种类的气液两相嘴流模型，例如Sachdeva模型。
方法实施例6：
本实施例提供了一种井下节流天然气井积液判断方法，该方法与方法实施例1、2、3、4、或5中的井下节流天然气井积液判断方法的区别仅在于，判断井下节流气井生产状态时，根据实际情况，采用不同的区间划分标准。例如，对于B区C井，在判断井下节流气井生产状态时，当比值大于1.25时，则判定气井节流器失效；当比值位于0.95-1.25之间时，则判定气井处于正常生产状态；当比值位于0.75-0.95之间时，则判定气井存在一定程度积液；当比值小于0.75时，则判定气井处于严重积液状态。
Claims (10)
1.一种井下节流天然气井积液判断方法，其特征在于，步骤如下：
获取设定时间点井下节流天然气井的井口套压、井口油压、液气比和实际节流器嘴径；
将所述井口套压代入到静气柱模型，计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的井底流压；将所述井底流压代入到气液两相管流模型，计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的节流器入口压力；将所述井口油压代入到气液两相管流模型，计算在井下节流天然气井不存在积液时对应的节流器出口压力；将所述节流器入口压力、节流器出口压力和液气比代入到气液两相嘴流模型，计算得到理论产气量；
计算日产气量与理论产气量的比值；
当所述比值小于设定比值时，则判定气井处于积液状态。
2.根据权利要求1所述的井下节流天然气井积液判断方法，其特征在于，还包括：所述比值越小，则判定气井积液程度越严重。
3.根据权利要求1所述的井下节流天然气井积液判断方法，其特征在于，还包括：当所述比值小于第一阈值且大于等于第二阈值时，则判定气井处于一级积液状态；当所述比值小于第二阈值时，则判定气井处于二级积液状态，所述一级积液状态对应的积液严重程度低于所述二级积液状态对应的积液严重程度。
4.根据权利要求1-3中任意一项所述的井下节流天然气井积液判断方法，其特征在于，所述气液两相管流模型为Beggs&Brill模型。
5.根据权利要求1-3中任意一项所述的井下节流天然气井积液判断方法，其特征在于，所述气液两相嘴流模型为Perkins模型。
6.根据权利要求1-3中任意一项所述的井下节流天然气井积液判断方法，其特征在于，所述静气柱模型的计算公式为：
其中，pwf为井底流压；pts为井口套压；γg为天然气相对密度；H为井筒垂深；为井筒静气柱平均压缩因子；/>为井筒静气柱平均温度。
7.根据权利要求3中任意一项所述的井下节流天然气井积液判断方法，其特征在于，还包括：当所述比值大于所述第一阈值且小于等于第三阈值时，则气井处于正常生产状态。
8.根据权利要求7所述的井下节流天然气井积液判断方法，其特征在于，还包括：当所述比值大于所述第三阈值时，则气井节流器失效。
9.根据权利要求8所述的井下节流天然气井积液判断方法，其特征在于，第二阈值为0.75，第一阈值为0.9，第三阈值为1.2。
10.根据权利要求1-3中任意一项所述的井下节流天然气井积液判断方法，其特征在于，还包括：将多个不同设定时间点井下节流天然气井对应的日产气量与理论产气量的比值绘制成曲线，通过曲线趋势的变化，预测井下节流天然气井未来的积液风险以提前采取措施。
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