CN115221666A - 一种排水采气工艺优选方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种排水采气工艺优选方法及系统，属于油气田采气技术领域。所述方法根据井口压力和外输压力，以及全井筒临界携液进行判断，确定是否选用无补能排水采气工艺；如果选用无补能排水采气工艺，则根据适用性初选无补能排水采气工艺，并根据气井流入动态曲线和每种无补能排水采气工艺的工作曲线确定每种无补能排水采气工艺的压力适用界限和携液适用界限，最终根据每种无补能排水采气工艺的压力适用界限和携液适用界限获得优选的无补能排水采气工艺。利用本发明克服了目前排水采气工艺选择方法考虑因素欠缺，无法定量优选的不足，提高了排水采气工艺有效性，有效指导现场气井排水采气工艺选取和工艺介入时机。
Description
技术领域
本发明属于油气田采气技术领域，具体涉及一种排水采气工艺优选方法及系统，适用于含水气井排水采气工艺定量优选。
背景技术
含水气藏的开发对于保障能源安全具有重要意义。目前很多常规及非常规气藏的产水气井普遍存在井筒积液问题，例如涪陵页岩气田随着投产井数逐年增多，积液井数也逐年增多，目前积液井数量在100口左右，亟需选取适合的排水采气工艺治理积液。但是，目前排水采气工艺的选择主要依赖现场经验方法、宏观控制图版法和动态分析图版法，考虑的影响因素不全面，只能初步定性选取排水采气工艺，而无法实现多种排水采气工艺的定量优选，导致应用效果较差。
中国专利公开文献CN110610435A公开了一种产液天然气井排水采气工艺选取方法和控制系统，方法包括以下步骤：在日产气量和井底流压构成的坐标系中，绘制不同生产阶段的流入曲线、最低井口油压对应的油管动态曲线、临界携液曲线和临界携泡曲线，构成动态分析图版；选取该四类曲线的相关交点，将图版划分为若干个具有不同携液能力特征的区间，并确定每个区间对应的排水采气工艺；将气井生产历史数据映射到图版中，确定当前生产阶段对应的区间，并找到对应的排水采气工艺。该专利申请文件提出的图版法虽然可以初步选择排水采气工艺，但是只提出了定性分析图版，考虑因素欠缺，没有考虑不同排水采气工艺的压力适用和携液适用的产量界限，只能根据排水采气工艺适用性初步定性选择排水采气工艺，无法定量确定不同排水采气工艺的适用产量界限，没有提出定量优选不同排水采气工艺的优选方法，可靠性较低。
中国专利公开文献CN106570273B公开了一种三参数气井排水采气工艺优选模型的建立方法，其首先收集气田区块内产水气井的生产参数；然后在不同井深处，计算给定油管管径的不同日产气量和水气比下的天然气临界携液流量，在日产气量、水气比和井深三维模型上画出最大、最小油管管径的天然气临界携液流量曲面a、b，在三维模型上画出产液量为95m3的曲面c，其提出的三参数三维图版法虽然可以初步选择排水采气工艺，但是考虑因素欠缺，只考虑了产量和井深参数，只能根据排水采气工艺适用性初步定性选择工艺，无法定量确定不同排水采气工艺的适用界限，没有提出定量优选不同排水采气工艺的优化方法。
目前的排水采气工艺优选方法还不完善，缺乏一种排水采气工艺的定量化界限确定与工艺优选方法。
发明内容
本发明的目的在于解决上述现有技术中存在的难题，提供一种排水采气工艺优选方法及系统，综合考虑压力适用的产量界限(即压力适用界限)和携液适用的产量界限(即携液适用界限)，定量确定排水采气工艺的适用界限，定量优选排水采气工艺，有效指导现场气井排水采气工艺选取和工艺介入时机，提高排水采气工艺有效性，实现含水气井的长期稳定生产。
本发明是通过以下技术方案实现的：
本发明的第一个方面，提供了一种排水采气工艺优选方法，所述方法根据井口压力和外输压力，以及全井筒临界携液进行判断，确定是否选用无补能排水采气工艺；如果选用无补能排水采气工艺，则根据适用性初选无补能排水采气工艺，并根据气井流入动态曲线和每种无补能排水采气工艺的工作曲线确定每种无补能排水采气工艺的压力适用界限和携液适用界限，最终根据每种无补能排水采气工艺的压力适用界限和携液适用界限获得优选的无补能排水采气工艺。
本发明的进一步改进在于，所述方法包括：
步骤一：收集含水气井现场参数；
步骤二：判断井口油压是否大于等于井口外输压力，如果是，则转到步骤三；如果否，则转入步骤十；
步骤三：判断标准状况下的气相流量是否大于等于全井筒的最大临界携液流量，如果是，则气井可以正常生产，不需采用排水采气工艺；如果否，则根据适用性初选n种无补能排水采气工艺；
步骤四：计算气井流入动态曲线；
步骤五：计算初选的n种无补能排水采气工艺的工作曲线；
步骤六：确定初选的n种无补能排水采气工艺的压力适用界限；
步骤七：计算初选的n种无补能排水采气工艺的积液界限曲线；
步骤八：确定初选的n种无补能排水采气工艺的携液适用界限；
步骤九：定量优选排水采气工艺；
步骤十：选择补能排水采气工艺。
本发明的进一步改进在于，所述含水气井现场参数包括：流压测试数据、静压测试数据、井口油压Pt、井口套压Pc、井口外输压力Ptr、井口温度Tt、标准状况下的气相流量Qg、液相流量Ql、气相相对密度γg、液相密度ρl、表面张力σ、生产管柱内径D、生产管柱下深Ht、井眼轨迹数据。
本发明的进一步改进在于，所述步骤三中的最大临界携液流量是这样获得的：
利用(1)式计算不同井深处的临界携液流速vc：
利用(2)式计算不同井深处的临界携液流量Qc：
利用(3)式计算全井筒的最大临界携液流量Qcmax：
式中，vc为临界携液流速，m/s；σ为表面张力，N/m；Ql为液相流量，m3/s；ρl为液相密度，kg/m3；ρg为气相密度，kg/m3；D为生产管柱内径，m；R为造斜率，°/30m；Qc为标况下的临界携液流量，m3/d；P为压力，MPa；Z为气相偏差系数，无因次；T为温度，K。
本发明的进一步改进在于，所述无补能排水采气工艺包括：小油管优选管柱、泡排、柱塞气举和井口增压。
本发明的进一步改进在于，所述步骤四的操作包括：
利用式(4)计算气井流入动态曲线：
其中，PR为地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；C为系数，m3/d·MPa-2n；n为指数，无因次。
本发明的进一步改进在于，所述步骤五的操作包括：
对于小油管优选管柱，取井口油压等于井口外输压力，选用适用于产水气井的多相流模型计算井筒压降，获得小油管工作曲线；
对于泡排，取井口油压等于井口外输压力，利用(5)式计算井筒压降，获得泡排工作曲线；
其中，ΔP为井筒压降，MPa；ρm为混合流体密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；θd为井斜角，°；fm为摩阻系数，无因次；vm为混泡流体速度，m/s；dz为井筒分段长度，m；
对于柱塞气举，取井口油压等于井口外输压力，利用(6)式计算井筒压降，获得柱塞气举工作曲线；
h＝(Pts-Pcs)/ρlg-h2 (7)
式中，Gp为柱塞重量，N；h为从柱塞卡定器算起的积液段高度，m；H为柱塞卡定器距井口的高度，m；Ap为柱塞横截面积，m2；γg为气相相对密度，无因次；Pts为油管鞋深度Ht处的油管内压力，MPa；Pcs为油管鞋处的套管内压力，MPa；h2为从油管鞋至柱塞卡定器的积液段高度，m。
对于井口增压，取井口油压等于原井口油压减去增压压力，选用适用于产水气井的多相流模型计算井筒压降，获得井口增压工作曲线；
本发明的进一步改进在于，所述步骤六的操作包括：
在直角坐标系中，取横坐标为气相流量，纵坐标为压力，根据公式(4)绘制气井流入动态曲线，并分别绘制初选的n种无补能排水采气工艺中的第i种工艺的工作曲线，i＝1,…,n；
过第i种工艺的工作曲线与气井流入动态曲线的交点做垂直于横坐标的直线，该直线与横坐标的交点为第i种无补能排水采气工艺的压力适用界限Qgpi；
如果第i种无补能排水采气工艺的工作曲线与气井流入动态曲线无交点，则第i种无补能排水采气工艺不适用。
本发明的进一步改进在于，所述步骤七的操作包括：
分别计算初选的n种无补能排水采气工艺中的第i种工艺的积液界限曲线，i＝1,…,n；
对于小油管优选管柱，利用(2)式计算不同压力下的小油管临界携液流量，获得小油管积液界限曲线；
对于泡排，利用(8)式计算不同压力下的临界携泡流量，获得泡排积液界限曲线；
其中，Qcb为临界携泡流量(标况)，m3/d。
对于柱塞气举，利用(2)式计算不同压力下的目前管柱临界携液流量，获得柱塞气举积液界限曲线；
对于井口增压，利用(2)式计算不同压力减去增压压力后的临界携液流量，获得井口增压积液界限曲线；
本发明的进一步改进在于，所述步骤八的操作包括：
在直角坐标系中，取横坐标为气相流量，纵坐标为压力，分别根据步骤七的计算结果绘制初选的n种无补能排水采气工艺中的第i种工艺的积液界限曲线；
过第i种工艺的积液界限曲线与气井流入动态曲线的交点做垂直于横坐标的直线，该直线与横坐标的交点为第i种无补能排水采气工艺的携液适用界限Qgci。
所述步骤九的操作包括：
如果标准状况下的气相流量Qg介于初选的n种无补能排水采气工艺中的第i种工艺的压力适用界限Qgpi和携液适用界限Qgci之间，则第i种无补能排水采气工艺适用，具体如下：
对于小油管优选管柱、泡排和井口增压这三种工艺，分别判断Qgc＜Qg＜Qgp是否成立，如果成立，则满足Qgc＜Qg＜Qgp的工艺是适用的；
对于柱塞气举，判断Qgp＜Qg＜Qgc是否成立，如果成立，则柱塞气举工艺适用；
如果标准状况下的气相流量Qg小于初选的n种无补能排水采气工艺的压力适用界限Qgpi和携液适用界限Qgci的最小值，即Qg＜min(Qgci,Qgpi)时，则无补能排水采气工艺不适用，转入步骤十。
本发明的第二个方面，提供了一种排水采气工艺界限确定及工艺优选系统，所述系统包括：存储器、处理器、以及存储在所述存储器上的计算机程序，所述计算机程序被所述处理器运行时执行如下步骤：
步骤一：收集含水气井现场参数；
步骤二：判断井口油压是否大于等于井口外输压力，如果是，则转到步骤三；如果否，则转入步骤十；
步骤三：判断标准状况下的气相流量是否大于等于全井筒的最大临界携液流量，如果是，则气井可以正常生产，不需采用排水采气工艺；如果否，则根据适用性初选n种无补能排水采气工艺；
步骤四：计算气井流入动态曲线；
步骤五：计算初选的n种无补能排水采气工艺的工作曲线；
步骤六：确定初选的n种无补能排水采气工艺的压力适用界限；
步骤七：计算初选的n种无补能排水采气工艺的积液界限曲线；
步骤八：确定初选的n种无补能排水采气工艺的携液适用界限；
步骤九：定量优选排水采气工艺；
步骤十：选择补能排水采气工艺。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：利用本发明可以定量确定不同排水采气工艺的适用界限，从而定量优选不同排水采气工艺，克服了目前排水采气工艺选择方法考虑因素欠缺，无法定量优选的不足，提高了排水采气工艺有效性，有效指导现场气井排水采气工艺选取和工艺介入时机，实现含水气井的长期稳定生产。
附图说明
图1是本发明方法的流程示意图；
图2是排水采气工艺适用界限确定及工艺优选示意图；
图3是排水采气工艺界限确定及工艺优选实施例图；
图4是临界携液流量计算结果实施例图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细描述：
本发明建立了一种综合考虑压力界限和携液界限的排水采气工艺界限确定与工艺优选方法，可定量优选排水采气工艺，有效指导现场气井排水采气工艺选取和工艺介入时机，克服了目前排水采气工艺选择方法无法定量优选的不足，提高了排水采气工艺有效性，实现了含水气井的长期稳定生产，具有非常广阔的应用前景。
本发明方法包括以下步骤：
步骤一：收集含水气井现场参数；
所述含水气井现场参数包括：流压测试数据、静压测试数据、井口油压Pt、井口套压Pc、井口外输压力Ptr、井口温度Tt、标准状况(0.101MPa、20℃)下的气相流量Qg、液相流量Ql、气相相对密度γg、液相密度ρl、表面张力σ、生产管柱内径D、生产管柱下深Ht、井眼轨迹数据。
步骤二：井口油压与井口外输压力关系判断：
判断井口油压Pt是否大于等于井口外输压力Ptr，如果是(即Pt≥Ptr)，则转到步骤三；如果否(即Pt＜Ptr)，则转入步骤十；
步骤三：进行全井筒临界携液判断；
判断标准状况下的气相流量Qg是否大于等于全井筒的最大临界携液流量Qcmax，如果是(即Qg≥Qcmax)，则气井可以正常生产，不需采用排水采气工艺；如果否(即Qg＜Qcmax)，则根据适用性初选n种无补能排水采气工艺，即选择依靠气井自身能量排液的无补能排水采气工艺，所述无补能排水采气工艺包括：小油管优选管柱、泡排、柱塞气举和井口增压。
具体的，利用(1)式计算不同井深处的临界携液流速vc：
利用(2)式计算不同井深处的临界携液流量Qc：
利用(3)式计算全井筒的最大临界携液流量Qcmax：
公式(3)中的
表示从所有不同井深处的临界携液流量Qc中找到最大值作为Qcmax。
式中，vc为临界携液流速，m/s；σ为表面张力，N/m；Ql为液相流量，m3/s；ρl为液相密度，kg/m3；ρg为气相密度(
)，kg/m3；D为生产管柱内径，m；R为造斜率，°/30m；Qc为临界携液流量(标况)，m3/d；P为压力，MPa；Z为气相偏差系数，无因次，可利用Hall-Yarbough方法确定；T为温度，K。
其中，P的计算方法如下：
根据井口油压Pt，可选用适用于水平气井的Mukherjee-Brill多相流模型计算P。
T的计算方法如下：
根据井口温度Tt，可选用Hasan-Kabir方法计算T。
R的计算方法如下：
根据井眼轨迹数据由下式计算：R＝30×Δθ/ΔH，式中，Δθ为相邻井眼轨迹数据测试点的井斜角差值，°；ΔH为相邻井眼轨迹数据测试点的井深差值，m。
所述根据适用性初选n种无补能排水采气工艺的操作包括：可以根据表1中的无补能排水采气工艺的适用压力梯度和适用液相流量进行初选，其中压力梯度可以由下式计算：
Pgrad＝100×Pwf/Ht，
式中，Pgrad为压力梯度，MPa/100m；Pwf为井底流压，MPa；Ht为油管鞋深度，m。
表1
步骤四：计算气井流入动态曲线；
根据流压测试数据、静压测试数据，拟合气井产能方程，如式(4)所示，利用式(4)计算气井流入动态曲线：
式中，PR为地层压力(从静压测试数据中获得)，MPa；Pwf为井底流压(从流压测试数据中获得)，MPa；C为系数，m3/d·MPa-2n；n为指数，无因次。
步骤一中采集的标准状况(0.101MPa、20℃)下的气相流量Qg是指含水气井生产时的实际气相流量。公式(4)中的Qgp是指标准状况(0.101MPa、20℃)下的气井产能，也是指一种气相流量，单位m3/d。
步骤五：计算初选的n种无补能排水采气工艺工作曲线；
分别计算初选的n种无补能排水采气工艺中的第i(i＝1,…,n)种工艺的工作曲线。
a、对于小油管优选管柱，取井口油压等于井口外输压力，选用适用于产水气井的多相流模型计算井筒压降，计算小油管工作曲线；
计算小油管工作曲线的操作包括：
以井口油压为计算起点，设置一组气相流量(标况)，选用适用于水平气井的Mukherjee-Brill多相流模型计算不同气相流量下的井筒压降，得到不同气相流量对应的井底流压，从而得到小油管工作曲线。
b、对于泡排，取井口油压等于井口外输压力，利用(5)式计算井筒压降，计算泡排工作曲线；
计算泡排工作曲线的操作包括：
以井口油压为计算起点，设置一组气相流量(标况)，利用(5)式计算不同气相流量下的井筒压降，得到不同气相流量对应的井底流压，从而得到泡排工作曲线。
式中，ΔP为井筒压降，MPa；ρm为混合流体密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；θd为井斜角，°；fm为摩阻系数，无因次；vm为混泡流体速度，m/s；dz为井筒分段长度，m，其中，ρm可由下式计算：ρm＝0.5ρl，θd由井眼轨迹数据得到，fm可以通过查Moody图得到，vm可由下式计算：
dz为自定义的井筒分段长度。
c、对于柱塞气举，取井口油压等于井口外输压力，利用(6)式计算井筒压降，计算柱塞气举工作曲线；
计算柱塞气举工作曲线的操作包括：
以井口油压为计算起点，设置一组气相流量(标况)，利用(6)式计算不同气相流量下的井筒压降，得到不同气相流量对应的井底流压，从而得到柱塞气举工作曲线。
h＝(Pts-Pcs)/ρlg-h2 (7)
式中，Gp为柱塞重量，N；h为从柱塞卡定器算起的积液段高度，m；H为柱塞卡定器距井口的高度，m；Ap为柱塞横截面积，m2；γg为气相相对密度，无因次；Pts为油管鞋深度Ht处的油管内压力，MPa，可以根据井口油压选用适用于产水气井的井筒多相流模型计算；Pcs为油管鞋处的套管内压力，MPa，可以根据井口套压选用Cullender-Smith静气柱模型计算；h2为从油管鞋至柱塞卡定器的积液段高度，m。
其中，Gp、H、Ap为柱塞气举的已知参数，Ht为油管的已知参数。
Pts的计算方法如下：根据井口油压，可选用适用于水平气井的Mukherjee-Brill多相流模型计算。
Pcs的计算方法如下：根据井口套压，选用Cullender-Smith静气柱模型计算。
h2可由下式计算获得：h2＝Ht-H。
d、对于井口增压，取井口油压等于原井口油压减去增压压力，可以选用适用于产水气井的多相流模型计算井筒压降，计算井口增压工作曲线；
计算井口增压工作曲线的操作包括：
以井口油压为计算起点，设置一组气相流量(标况)，选用适用于水平气井的Mukherjee-Brill多相流模型计算不同气相流量下的井筒压降，得到不同气相流量对应的井底流压，从而得到井口增压工作曲线。
步骤六：确定初选的n种无补能排水采气工艺的压力适用界限；
在直角坐标系中，取横坐标为气相流量，纵坐标为压力，根据公式(4)绘制气井流入动态曲线，并分别绘制初选的n种无补能排水采气工艺中的第i(i＝1,…,n)种工艺的工作曲线(即根据步骤五得到的4个工作曲线分别进行绘制)，过第i(i＝1,…,n)种工艺的工作曲线与气井流入动态曲线的交点做垂直于横坐标的直线，该直线与横坐标的交点为第i(i＝1,…,n)种无补能排水采气工艺的压力适用界限Qgpi。如果第i(i＝1,…,n)种无补能排水采气工艺的工作曲线与气井流入动态曲线无交点，则第i(i＝1,…,n)种无补能排水采气工艺不适用。
步骤七：计算初选的n种无补能排水采气工艺的积液界限曲线；
分别计算初选的n种无补能排水采气工艺中的第i(i＝1,…,n)种工艺的积液界限曲线。
a、对于小油管优选管柱，利用(2)式计算不同压力下的小油管临界携液流量，计算小油管积液界限曲线；
计算小油管积液界限曲线的操作包括：
设置一组压力，利用(2)式计算不同压力下的小油管临界携液流量，得到不同压力对应的气相流量(即小油管临界携液流量)，从而得到小油管积液界限曲线。
b、对于泡排，利用(8)式计算不同压力下的临界携泡流量，获得泡排积液界限曲线。
式中，Qcb为临界携泡流量(标况)，m3/d。
c、对于柱塞气举，利用(2)式计算不同压力下的目前管柱临界携液流量，计算柱塞气举积液界限曲线；
计算柱塞气举积液界限曲线的操作包括：
设置一组压力，利用(2)式计算不同压力下的目前管柱临界携液流量，得到不同压力对应的气相流量(即目前管柱临界携液流量)，从而得到柱塞气举积液界限曲线。
d、对于井口增压，利用(2)式计算不同压力减去增压压力后的目前管柱临界携液流量，计算井口增压积液界限曲线；
计算井口增压积液界限曲线的操作包括：
设置一组压力，利用(2)式计算不同压力减去增压压力后的目前管柱临界携液流量，得到不同压力对应的气相流量(即不同压力减去增压压力后的目前管柱临界携液流量)，从而得到井口增压积液界限曲线。
上述步骤中的“目前管柱”均指步骤一中含水气井目前所用的生产管柱，比如目前采用2-7/8in油管进行生产，则“目前管柱”即是2-7/8in油管。
步骤八：确定初选的n种无补能排水采气工艺的携液适用界限；
在直角坐标系中，取横坐标为气相流量，纵坐标为压力，分别根据步骤七的计算结果绘制初选的n种无补能排水采气工艺中的第i(i＝1,…,n)种工艺的积液界限曲线，过第i(i＝1,…,n)种工艺的积液界限曲线与气井流入动态曲线的交点做垂直于横坐标的直线，该直线与横坐标的交点为第i(i＝1,…,n)种无补能排水采气工艺的携液适用界限Qgci。
步骤九：定量优选排水采气工艺。
如果标准状况下的气相流量Qg介于初选的n种无补能排水采气工艺中的第i(i＝1,…,n)种工艺的压力适用界限Qgpi和携液适用界限Qgci之间，则第i(i＝1,…,n)种无补能排水采气工艺适用，根据适用界限和经济性优选无补能排水采气工艺，具体如下：
a、对于小油管优选管柱、泡排和井口增压这三种工艺，分别判断Qgc＜Qg＜Qgp是否成立，如果成立，则满足Qgc＜Qg＜Qgp的工艺是适用的；
b、对于柱塞气举，是判断Qgp＜Qg＜Qgc是否成立，如果成立，则柱塞气举工艺适用。
如果标准状况下的气相流量Qg小于初选的n种无补能排水采气工艺的压力适用界限Qgpi和携液适用界限Qgci的最小值，即Qg＜min(Qgci,Qgpi)(i＝1,…,n)时，则无补能排水采气工艺不适用，转入步骤十；
步骤十：选择补能排水采气工艺，现有的补能排水采气工艺包括：气举、电潜泵、射流泵、有杆泵，根据适用性和经济性优选补能排水采气工艺即可，在此不再赘述。
本发明中给出的4种无补能排水采气工艺是在页岩气井中应用较多的无补能排水采气工艺，对于其他的无补能排水采气工艺，参照上面相同的方法进行优选即可。
图2是本发明实施例中的排水采气工艺适用界限确定及工艺优选示意图。图2中的横坐标为气相流量，纵坐标为压力。横坐标下方标示出不同排水采气工艺的适用界限。图2中各条曲线分别为：流入动态曲线1、目前管柱的积液界限曲线2(曲线2即柱塞气举的积液界限曲线，是由步骤七的c部分得到的。)、井口增压的工作曲线31、井口增压的积液界限曲线32、泡排的工作曲线41、、泡排的积液界限曲线42、小油管的工作曲线51、小油管的积液界限曲线52、柱塞气举的工作曲线6。
本发明还提供了一种排水采气工艺界限确定及工艺优选系统，所述系统包括：存储器、处理器、以及存储在所述存储器上的计算机程序，所述计算机程序被所述处理器运行时执行如下步骤：
步骤一：收集含水气井现场参数；
步骤二：判断井口油压是否大于等于井口外输压力，如果是，则转到步骤三；如果否，则转入步骤十；
步骤三：判断标准状况下的气相流量是否大于等于全井筒的最大临界携液流量，如果是，则气井可以正常生产，不需采用排水采气工艺；如果否，则根据适用性初选n种无补能排水采气工艺；
步骤四：计算气井流入动态曲线；
步骤五：计算初选的n种无补能排水采气工艺的工作曲线；
步骤六：确定初选的n种无补能排水采气工艺的压力适用界限；
步骤七：计算初选的n种无补能排水采气工艺的积液界限曲线；
步骤八：确定初选的n种无补能排水采气工艺的携液适用界限；
步骤九：定量优选排水采气工艺；
步骤十：选择补能排水采气工艺。
本发明方法的实施例如下：
本发明的排水采气工艺优选方法及系统的流程如图1所示，排水采气工艺适用界限确定及工艺优选示意图如图2，以下针对各步骤给出该方法的具体实现过程。
步骤一：收集含水气井现场参数，一口实施例水平气井存在井筒积液，目前处于间歇生产阶段，该井现场参数包括：流压测试数据(井底流压5.5MPa，日产气量16000m3/d；井底流压4.2MPa，日产气量32000m3/d)、测试地层静压6.4MPa、井口油压2.4MPa、井口套压4.8MPa、井口外输压力2MPa、井口温度301K、标准状况下的气相流量15000m3/d、液相流量2m3/d、气相相对密度0.57、液相密度1030kg/m3、表面张力70mN/m、生产管柱为2-7/8in油管(内径62mm)、油管下深2540m、造斜率根据井眼轨迹数据确定。
步骤二：实施例井的井口油压2.4MPa大于井口外输压力2MPa，无需补能排水采气工艺，则转到步骤三。
步骤三：利用(1)式和(2)式计算实施例井的不同井深处的临界携液流量，计算结果如图4所示。图4是临界携液流量计算结果实施例图。图4中的实线为利用(1)式和(2)式计算的实施例井不同井深处的临界携液流量，虚线为实施例井的标准状况下的气相流量。全井筒的最大临界携液流量Qcmax位于井底，为19150m3/d。
图4中的实线临界携液流量曲线所对应的数据表如表2所示，可知临界携液流量的最大值为19150m3/d，对应的井深为2540m，而油管下深2540m为井底位置，即最大临界携液流量Qcmax位于井底。
| 井深/m | 临界携液流量/(10<sup>4</sup>m<sup>3</sup>/d) |
| 0 | 1.4847 |
| 8 | 1.4486 |
| 100 | 1.3931 |
| 211 | 1.4481 |
| 405 | 1.4698 |
| 411 | 1.5246 |
| 415 | 1.5355 |
| 604 | 1.5336 |
| 615 | 1.5801 |
| 709 | 1.5245 |
| 815 | 1.5856 |
| 999 | 1.6468 |
| 1014 | 1.8816 |
| 1214 | 1.9007 |
| 1319 | 1.8282 |
| 1411 | 1.5848 |
| 1517 | 1.7585 |
| 1603 | 1.8164 |
| 1624 | 1.9092 |
| 1929 | 1.7727 |
| 2110 | 1.7687 |
| 2233 | 1.7981 |
| 2540 | 1.9150 |
表2
标准状况下的气相流量Qg 15000m3/d小于全井筒的最大临界携液流量Qcmax19150m3/d，则选择依靠气井自身能量排液的无补能排水采气工艺，根据适用性初选2-3/8in小油管、泡排、柱塞气举和井口增压共4种无补能排水采气工艺。
利用(1)式计算不同井深处的临界携液流速vc：
利用(2)式计算不同井深处的临界携液流量Qc：
利用(3)式计算全井筒的最大临界携液流量Qcmax：
式中，vc为临界携液流速，m/s；σ为表面张力，N/m；Ql为液相流量，m3/s；ρl为液相密度，kg/m3；ρg为气相密度，kg/m3；D为生产管柱内径，m；R为造斜率，°/30m；Qc为临界携液流量(标况)，m3/d；P为压力，MPa；Z为气相偏差系数，无因次，可利用Hall-Yarbough方法确定；T为温度，K。
步骤四：根据流压测试数据、静压测试数据，拟合气井产能方程(4)式，实施例井中系数C＝1940，指数n＝0.89，计算气井流入动态曲线，如图3中的曲线1。
式中，PR为地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；C为系数，m3/d·MPa-2n；n为指数，无因次。
步骤五：分别计算实施例井中初选的4种无补能排水采气工艺中的工作曲线。
a、对于2-3/8in小油管，取井口油压等于井口外输压力2MPa，可以选用适用于水平气井的Mukherjee-Brill多相流模型计算井筒压降，计算2-3/8in小油管工作曲线，如图3中的曲线51。
b、对于泡排，取井口油压等于井口外输压力2MPa，利用(5)式计算井筒压降，计算泡排工作曲线，如图3中的曲线41。
式中，ΔP为井筒压降，MPa；ρm为混合流体密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；θd为井斜角，°；fm为摩阻系数，无因次；vm为混泡流体速度，m/s；dz为井筒分段长度，m。
c、对于柱塞气举，取井口油压等于井口外输压力2MPa，柱塞卡定器位置在油管鞋处，利用(6)式计算井筒压降，计算柱塞气举工作曲线，如图3中的曲线6。
h＝(Pts-Pcs)/ρlg-h2 (7)
式中，Gp为柱塞重量，N；h为从柱塞卡定器算起的积液段高度，m；H为柱塞卡定器距井口的高度，m；Ap为柱塞横截面积，m2；γg为气相相对密度，无因次；Pts为油管鞋深度Ht处的油管内压力，MPa，可以根据井口油压选用Mukherjee-Brill多相流模型计算；Pcs为油管鞋处的套管内压力，MPa，可以根据井口套压选用Cullender-Smith静气柱模型计算；h2为从油管鞋至柱塞卡定器的积液段高度，m。
d、对于井口增压，取井口油压等于原井口油压2.4MPa减去增压压力1MPa，可以选用Mukherjee-Brill多相流模型计算井筒压降，计算井口增压工作曲线，如图3中的曲线31。
步骤六：在直角坐标系中，取横坐标为气相流量，纵坐标为压力，如图3所示，绘制实施例井的气井流入动态曲线1，并分别绘制初选的4种无补能排水采气工艺的工作曲线，过第i(i＝1,…,4)种工艺的工作曲线与气井流入动态曲线的交点做垂直于横坐标的直线，该直线与横坐标的交点为第i(i＝1,…,4)种无补能排水采气工艺的压力适用界限Qgpi。图3中2-3/8in小油管的压力适用界限为交点53，泡排的压力适用界限为交点43，井口增压的压力适用界限为交点33。柱塞气举的工作曲线6与气井流入动态曲线1无交点，则柱塞气举工艺不适用。
步骤七：分别计算初选的4种无补能排水采气工艺中的第i(i＝1,…,4)种工艺的积液界限曲线。
a、对于2-3/8in小油管，利用(2)式计算不同压力下的2-3/8in小油管临界携液流量，计算2-3/8in小油管积液界限曲线，如图3中的曲线52。
b、对于泡排，利用(8)式计算不同压力下的临界携泡流量，计算泡排积液界限曲线，如图3中的曲线42。
式中，Qcb为临界携泡流量(标况)，m3/d。
c、对于柱塞气举，利用(2)式计算不同压力下的目前2-7/8in油管临界携液流量，计算柱塞气举积液界限曲线，如图3中的曲线22。
d、对于井口增压，利用(2)式计算不同压力减去增压压力1MPa后的目前2-7/8in油管临界携液流量，计算井口增压积液界限曲线，如图3中的曲线32。
步骤八：在直角坐标系中，取横坐标为气相流量，纵坐标为压力，分别绘制初选的4种无补能排水采气工艺中的第i(i＝1,…,4)种工艺的积液界限曲线，过第i(i＝1,…,4)种工艺的积液界限曲线与气井流入动态曲线的交点做垂直于横坐标的直线，该直线与横坐标的交点为第i(i＝1,…,4)种无补能排水采气工艺的携液适用界限Qgci。图3中2-3/8in小油管的携液适用界限为交点54，泡排的携液适用界限为交点44，井口增压的携液适用界限为交点34，柱塞气举的携液适用界限为交点24。
步骤九：如果标准状况下的气相流量Qg介于初选的4种无补能排水采气工艺中的第i(i＝1,…,4)种工艺的压力适用界限Qgpi和携液适用界限Qgci之间，则第i(i＝1,…,4)种无补能排水采气工艺适用，根据适用界限和经济性优选无补能排水采气工艺。
a、对于小油管优选管柱、泡排和井口增压，当Qgc＜Qg＜Qgp时，小油管、泡排和井口增压工艺适用。如图3所示，本实施例井中Qg为15000m3/d，只有泡排满足Qgc＜Qg＜Qgp，而2-3/8in小油管和井口增压不满足Qgc＜Qg＜Qgp，因此泡排工艺适用，2-3/8in小油管和井口增压不适用。
b、对于柱塞气举，当Qgp＜Qg＜Qgc时，柱塞气举工艺适用。如图3所示，本实施例井中Qg为15000m3/d，柱塞气举不满足Qgp＜Qg＜Qgc，因此柱塞气举工艺不适用。
如果标准状况下的气相流量Qg小于初选的4种无补能排水采气工艺的压力适用界限Qgpi和携液适用界限Qgci的最小值，即Qg＜min(Qgci,Qgpi)(i＝1,…,4)时，则无补能排水采气工艺不适用，需选择补能排水采气工艺，根据适用性和经济性优选补能排水采气工艺。
目前实施例井是采用2-7/8in油管。图3是排水采气工艺界限确定及工艺优选实施实施例图。图3中各条曲线和交点分别为：流入动态曲线1、2-7/8in油管的工作曲线21、2-7/8in油管的积液界限曲线22(即目前的柱塞气举的工作曲线、积液界限曲线、2-7/8in油管的压力适用界限23、2-7/8in油管和柱塞气举的携液适用界限24、井口增压的工作曲线31、井口增压的积液界限曲线32、井口增压的压力适用界限33、井口增压的携液适用界限34、泡排的工作曲线41、泡排的积液界限曲线42、泡排的压力适用界限43、泡排的携液适用界限44、、2-3/8in小油管的工作曲线51、2-3/8in小油管的积液界限曲线52、2-3/8in小油管的压力适用界限53、2-3/8in小油管的携液适用界限54、柱塞气举的工作曲线6。
根据本发明的排水采气工艺优选方法及系统，最终优选出的本实施例井排水采气工艺为泡排，本实施例井泡排应用效果如表3所示。
表3
从表3可以看出，本实施例井应用泡排后，从间歇生产转变为连续生产，日产气量从15000m3/d增加至18000m3/d，同时日产水量增加，油压减小，油套压差减小，可知本实施例井应用泡排工艺后取得了较好的排液效果，可以有效排除井筒积液，恢复正常生产。
最后应说明的是，上述技术方案只是本发明的一种实施方式，对于本领域内的技术人员而言，在本发明公开了应用方法和原理的基础上，很容易做出各种类型的改进或变形，而不仅限于本发明上述具体实施方式所描述的方法，因此前面描述的方式只是优选的，而并不具有限制性的意义。
Claims (12)
1.一种排水采气工艺优选方法，其特征在于：所述方法根据井口压力和外输压力，以及全井筒临界携液进行判断，确定是否选用无补能排水采气工艺；如果选用无补能排水采气工艺，则根据适用性初选无补能排水采气工艺，并根据气井流入动态曲线和每种无补能排水采气工艺的工作曲线确定每种无补能排水采气工艺的压力适用界限和携液适用界限，最终根据每种无补能排水采气工艺的压力适用界限和携液适用界限获得优选的无补能排水采气工艺。
2.根据权利要求1所述的排水采气工艺优选方法，其特征在于：所述方法包括：
步骤一：收集含水气井现场参数；
步骤二：判断井口油压是否大于等于井口外输压力，如果是，则转到步骤三；如果否，则转入步骤十；
步骤三：判断标准状况下的气相流量是否大于等于全井筒的最大临界携液流量，如果是，则气井可以正常生产，不需采用排水采气工艺；如果否，则根据适用性初选n种无补能排水采气工艺；
步骤四：计算气井流入动态曲线；
步骤五：计算初选的n种无补能排水采气工艺的工作曲线；
步骤六：确定初选的n种无补能排水采气工艺的压力适用界限；
步骤七：计算初选的n种无补能排水采气工艺的积液界限曲线；
步骤八：确定初选的n种无补能排水采气工艺的携液适用界限；
步骤九：定量优选排水采气工艺；
步骤十：选择补能排水采气工艺。
3.根据权利要求2所述的排水采气工艺优选方法，其特征在于：所述含水气井现场参数包括：流压测试数据、静压测试数据、井口油压Pt、井口套压Pc、井口外输压力Ptr、井口温度Tt、标准状况下的气相流量Qg、液相流量Ql、气相相对密度γg、液相密度ρl、表面张力σ、生产管柱内径D、生产管柱下深Ht、井眼轨迹数据。
4.根据权利要求3所述的排水采气工艺优选方法，其特征在于：所述步骤三中的最大临界携液流量是这样获得的：
利用(1)式计算不同井深处的临界携液流速vc：
利用(2)式计算不同井深处的临界携液流量Qc：
利用(3)式计算全井筒的最大临界携液流量Qcmax：
式中，vc为临界携液流速；σ为表面张力；Ql为液相流量；ρl为液相密度；ρg为气相密度；D为生产管柱内径；R为造斜率；Qc为标况下的临界携液流量；P为压力；Z为气相偏差系数；T为温度。
5.根据权利要求4所述的排水采气工艺优选方法，其特征在于：所述无补能排水采气工艺包括：小油管优选管柱、泡排、柱塞气举和井口增压。
6.根据权利要求5所述的排水采气工艺优选方法，其特征在于：所述步骤四的操作包括：
利用式(4)计算气井流入动态曲线：
其中，PR为地层压力；Pwf为井底流压；C为系数；n为指数。
7.根据权利要求6所述的排水采气工艺优选方法，其特征在于：所述步骤五的操作包括：
对于小油管优选管柱，取井口油压等于井口外输压力，选用适用于产水气井的多相流模型计算井筒压降，获得小油管工作曲线；
对于泡排，取井口油压等于井口外输压力，利用(5)式计算井筒压降，获得泡排工作曲线；
其中，ΔP为井筒压降；ρm为混合流体密度；g为重力加速度；θd为井斜角；fm为摩阻系数；vm为混泡流体速度；dz为井筒分段长度；
对于柱塞气举，取井口油压等于井口外输压力，利用(6)式计算井筒压降，获得柱塞气举工作曲线；
h＝(Pts-Pcs)/ρlg-h2 (7)
式中，Gp为柱塞重量；h为从柱塞卡定器算起的积液段高度；H为柱塞卡定器距井口的高度；Ap为柱塞横截面积；γg为气相相对密度；Pts为油管鞋深度Ht处的油管内压力；Pcs为油管鞋处的套管内压力；h2为从油管鞋至柱塞卡定器的积液段高度；
对于井口增压，取井口油压等于原井口油压减去增压压力，选用适用于产水气井的多相流模型计算井筒压降，获得井口增压工作曲线。
8.根据权利要求7所述的排水采气工艺优选方法，其特征在于：所述步骤六的操作包括：
在直角坐标系中，取横坐标为气相流量，纵坐标为压力，根据公式(4)绘制气井流入动态曲线，并分别绘制初选的n种无补能排水采气工艺中的第i种工艺的工作曲线，i＝1,…,n；
过第i种工艺的工作曲线与气井流入动态曲线的交点做垂直于横坐标的直线，该直线与横坐标的交点为第i种无补能排水采气工艺的压力适用界限Qgpi；
如果第i种无补能排水采气工艺的工作曲线与气井流入动态曲线无交点，则第i种无补能排水采气工艺不适用。
9.根据权利要求8所述的排水采气工艺优选方法，其特征在于：所述步骤七的操作包括：
分别计算初选的n种无补能排水采气工艺中的第i种工艺的积液界限曲线，i＝1,…,n；
对于小油管优选管柱，利用(2)式计算不同压力下的小油管临界携液流量，获得小油管积液界限曲线；
对于泡排，利用(8)式计算不同压力下的临界携泡流量，获得泡排积液界限曲线；
其中，Qcb为临界携泡流量(标况)，m3/d。
对于柱塞气举，利用(2)式计算不同压力下的目前管柱临界携液流量，获得柱塞气举积液界限曲线；
对于井口增压，利用(2)式计算不同压力减去增压压力后的临界携液流量，获得井口增压积液界限曲线。
10.根据权利要求9所述的排水采气工艺优选方法，其特征在于：所述步骤八的操作包括：
在直角坐标系中，取横坐标为气相流量，纵坐标为压力，分别根据步骤七的计算结果绘制初选的n种无补能排水采气工艺中的第i种工艺的积液界限曲线；
过第i种工艺的积液界限曲线与气井流入动态曲线的交点做垂直于横坐标的直线，该直线与横坐标的交点为第i种无补能排水采气工艺的携液适用界限
11.根据权利要求10所述的排水采气工艺优选方法，其特征在于：所述步骤九的操作包括：
如果标准状况下的气相流量Qg介于初选的n种无补能排水采气工艺中的第i种工艺的压力适用界限
和携液适用界限
之间，则第i种无补能排水采气工艺适用，具体如下：
对于小油管优选管柱、泡排和井口增压这三种工艺，分别判断Qgc＜Qg＜Qgp是否成立，如果成立，则满足Qgc＜Qg＜Qgp的工艺是适用的；
对于柱塞气举，判断Qgp＜Qg＜Qgc是否成立，如果成立，则柱塞气举工艺适用；
如果标准状况下的气相流量Qg小于初选的n种无补能排水采气工艺的压力适用界限
和携液适用界限
的最小值，即Qg＜min(Qgci,Qgpi)时，则无补能排水采气工艺不适用，转入步骤十。
12.一种排水采气工艺界限确定及工艺优选系统，其特征在于：所述系统包括：存储器、处理器、以及存储在所述存储器上的计算机程序，所述计算机程序被所述处理器运行时执行如下步骤：
步骤一：收集含水气井现场参数；
步骤二：判断井口油压是否大于等于井口外输压力，如果是，则转到步骤三；如果否，则转入步骤十；
步骤三：判断标准状况下的气相流量是否大于等于全井筒的最大临界携液流量，如果是，则气井可以正常生产，不需采用排水采气工艺；如果否，则根据适用性初选n种无补能排水采气工艺；
步骤四：计算气井流入动态曲线；
步骤五：计算初选的n种无补能排水采气工艺的工作曲线；
步骤六：确定初选的n种无补能排水采气工艺的压力适用界限；
步骤七：计算初选的n种无补能排水采气工艺的积液界限曲线；
步骤八：确定初选的n种无补能排水采气工艺的携液适用界限；
步骤九：定量优选排水采气工艺；
步骤十：选择补能排水采气工艺。
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| CN115879644A (zh) * | 2023-01-18 | 2023-03-31 | 西南石油大学 | 一种基于优选管柱的页岩气井生产方式优化方法 |
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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