一种井下节流气井井筒积液高度计算方法与流程

1.本发明涉及一种井下节流气井井筒积液高度计算方法，属于采气工程技术领域。


背景技术：

2.含水气藏配套排水采气工艺的一个重要指标就是井筒积液程度，根据井筒积液程度，能够优选出经济有效的排水采气工艺。因此，准确的计算出井筒积液高度，对于含水气藏的高效稳定开发具有重要的意义。
3.含水天然气藏开发方式主要有高压集气与低压集气。对于高压集气气井，目前有多种方法可判断井筒内的积液高度，例如，利用井口高压气产生的次声波来探测环空积液面；或者是利用回声仪来监测环空液面高度；又或者是利用油套压差法来计算井筒内积液高度。例如，申请号为201810836603.3、名称为一种高压气井井筒积液面自动监测装置及方法的中国发明专利申请，公开了利用井口高压气产生的次声波来探测环空积液面的内容；申请号为201511016002.0、名称为一种实时测试气井井筒积液量的方法的中国发明专利申请中，公开了利用回声仪来监测环空液面高度的方法。
4.但对于低压集输气井，由于井下节流器的存在，采用上述的几种积液高度计算方法计算得到的井筒积液高度并不准确。


技术实现要素：

5.本发明的目的是提供一种井下节流气井井筒积液高度计算方法，用以解决现有低压集输气井的井筒内积液高度计算方式准确度低、不可靠的问题。
6.本发明提供了一种井下节流气井井筒积液高度计算方法，包括如下步骤：
7.采集井下节流器入口压力值和节流器位置环空压力值；
8.将节流器入口压力值和节流器位置环空压力值代入井筒积液高度计算模型进行计算，所述井筒积液高度计算模型根据以下关系建立：
9.基于油管压降公式计算得到的井底流压与基于油套环空压降公式计算得到的井底流压是相等的；
10.油管内的液柱高度与油套环空内的液柱高度成设定比例。
11.进一步的，所述井筒积液高度计算模型为：
12.p1+p
f1
+ρgh1＝p2+p
f2
+ρgh213.h2＝kh114.ρg(1-k)h1＝(p
2-p1)+(p
f2-p
f1
)
15.式中：h1为油管内的液柱高度，m；p1为节流器入口压力，mpa；p
f1
为油管内液面深度到节流器深度的流动气水混合物压损，mpa；h2为油套环空内的液柱高度，m；p2为节流器位置环空压力值，mpa；p
f2
为环空内液面深度到节流器深度的静止气水混合物压损，mpa；ρ为液体密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2，k为环空液柱高度与油管液柱高度的比值。
16.进一步的，所述计算方法为迭代计算：
17.1)设定(p
f2-p
f1
)的差值为0；
18.2)根据相关计算方法，计算节流器入口压力值(p1)、节流器位置环空压力值(p2)、环空液柱高度与油管液柱高度的比值(k)；
19.3)代入井筒积液高度计算模型计算油管积液高度，记为h
1-1
；
20.4)反算(p
f2
_p
f1
)的值，记为(p
f2-p
f1
)-1
；
21.5)将p1、p2、k、(p
f2-p
f1
)-1
再次代入计算模型计算油管积液高度，记为h
1-2
；
22.6)若h
1-2
与h
1-1
的差值大于设定精度阈值，则(p
f2
_p
f1
)初值设为(p
f2
_p
f1
)-1
，再次重复1)-6)的步骤，直到h
1-2
与h
1-1
的差值小于设定精度阈值。
23.进一步的，节流器入口压力值的采用以下方法获取：
24.1)构建油管内液柱高度为0m的井筒压力剖面曲线；
25.2)选取井底流压值，根据管流模型、气液两相嘴流模型，计算得到节流器嘴径；
26.3)计算所述节流器嘴径与实际节流器嘴径的偏差，若偏差大于设定精度阈值，调整所述井底流压值，返回步骤2)；若偏差小于设定精度阈值，根据此时对应的井底流压和管流模型计算得到对应的节流器入口压力。
27.进一步的，节流器位置环空压力值采用以下静气柱方程计算得到：
[0028][0029]
式中：p2为节流器位置环空压力值，mpa；p
ts
为井口套压，mpa；γg为天然气相对密度；h3为井口到节流器位置的垂直深度，m；为井筒静气柱平均压缩因子；为井筒静气柱平均温度，k。
[0030]
进一步的，环空液柱高度与油管液柱高度的比值k的计算公式为：
[0031][0032]
式中：p
ts
为井口套压，mpa；wgr为液气比，m3/104m3；erf为高斯误差函数。
[0033]
进一步的，当已知油管积液面深度、节流器位置深度，则油管内液面深度到节流器深度的流动气水混合物压损(p
f1
)由管流模型计算得到。
[0034]
进一步的，当已知油套环空积液面深度、节流器位置深度，则环空内液面深度到节流器深度的静止气水混合物压损(p
f2
)由静气柱方程计算得到。
[0035]
进一步的，还包括判断计算得到井筒积液高度是否有效的步骤：将计算得到的井筒积液高度与节流器位置的高度进行比较，如果井筒积液高度低于节流器位置的高度，则计算结果有效。
[0036]
本发明充分结合井下节流气井的生产特点，计算方法简单、可靠地定量确定了井筒的积液程度，有利于优选排水采气工艺，细化工艺制度参数。
附图说明
[0037]
图1是本发明井筒积液高度计算方法实施例1中的计算流程图；
[0038]
图2是本发明应用示例计算结果柱状图。
具体实施方式
[0039]
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明，即所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
[0040]
以下结合实施例对本发明的特征和性能作进一步的详细描述。
[0041]
井筒积液高度计算方法实施例1：
[0042]
本实施例中提供了一种井下节流气井井筒积液高度计算方法，根据井下节流气井的生产特点，从理论研究入手，建立了井筒积液高度的计算模型，用来指导井下节流气井的排水采气工作，保障气井的稳定生产。
[0043]
为了满足计算需要，本实施例中结合井下节流气井的生产特点，建立了一种具体的井筒积液高度的计算模型。
[0044]
以井下节流器为起点进行节点分析，根据油管特性和油套环空特性，可将井底流压的环空表达式与井底流压的油管表达式联立，得到节流器入口压力、压损与液柱高度等的关系表达式。
[0045]
流压的油管表达式：p
wf
＝p1+p
f1
+ρgh1[0046]
流压的环空表达式：p
wf
＝p2+p
f2
+ρgh2[0047]
联立表达式：p1+p
f1
+ρgh1＝p2+p
f2
+ρgh2[0048]
式中：p
wf
为井底流压，单位mpa；h1为油管内的液柱高度，单位m；p1为节流器入口压力，单位mpa；p
f1
为油管内液面深度到节流器深度的流动气水混合物压损，单位mpa；h2为油套环空内的液柱高度，单位m；p2为节流器位置环空压力值，单位mpa；p
f2
为环空内液面深度到节流器深度的静止气水混合物压损，单位mpa；ρ为液体密度，单位kg/m3；g为重力加速度，单位m/s2。
[0049]
本实施例中，该环空与油管的液柱高度成设定比例，即
[0050]
h2＝kh1[0051]
通过将该等比关系与上述油管与环空中压力的相关关系式联立，组成了本实施例中井筒积液高度的计算模型：
[0052]
ρg(1-k)h1＝(p
2-p1)+(p
f2-p
f1
)
[0053]
h2＝kh1[0054]
其中，k为环空液柱高度与油管液柱高度的比值，无量纲。
[0055]
基于上述井筒积液高度的计算公式，如图1所示，本实施例中的井下节流气井井筒积液高度计算方法主要包括以下步骤：
[0056]
1)设定油管动气柱压损与环空静气柱的压损差值为0；
[0057]
1)采集井下节流器入口压力值和节流器位置环空压力值；
[0058]
2)将节流器入口压力值和节流器位置环空压力值代入上述井筒积液高度计算模型，计算油管内的液柱高度和/或油套环空内的液柱高度；
[0059]
3)根据油管内的液柱高度、油套环空内的液柱高度，计算油管动气柱压损、环空静气柱的压损；
[0060]
4)将节流器入口压力值、节流器位置环空压力值、油管动气柱压损、环空静气柱的
压损值代入上述井筒积液高度计算模型，再次计算油管内的液柱高度和/或油套环空内的液柱高度；
[0061]
5)对比前后两次油管高度值是否满足设定精度阈值，若不满足重复上述计算步骤。
[0062]
井筒积液高度计算方法实施例2：
[0063]
本实施例，与上述井筒积液高度计算方法实施例1的区别在于，本实施例中，为了提升计算精度，还根据历史测量数据，总结出了环空液柱高度与油管液柱高度比值的理论计算公式。
[0064]
根据实测的井筒环空液柱高度、油管液柱高度、井口套压、液气比等数据，建立了计算环空液柱高度与油管液柱高度比值的计算公式：
[0065][0066]
式中：p
ts
为井口套压，mpa；wgr为液气比，单位m3/104m3；erf为高斯误差函数。
[0067]
井筒积液高度计算方法实施例3：
[0068]
上述实施例中，通常直接采集井下节流器入口压力值，本实施例中，还提出了可以根据气液两相管流模型、气液两相嘴流模型，进行节流器入口压力值的拟合，主要包括以下步骤：
[0069]
(1)构建一条油管内液柱高度为0m的井筒压力剖面，该剖面具有如下特征，即：
①
产气量、产液量、井筒结构、管流模型、嘴流模型等参数与原井筒完全一致；
②
因为条件一致，在油管积液面上部井筒，构建的井筒压力剖面曲线与原井筒压力剖面曲线呈平行管线，二者之间的距离与井底流压有关；
③
特别的，存在一个井底流压值，使得在油管积液面上部井筒，构建的井筒压力剖面与原井筒压力剖面曲线完全重合，二者具有相同的节流器入口压力；
[0070]
(2)选取一个井底流压值，由管流模型计算出节流器入口压力，并根据井口实际油压，由管流模型计算出节流器出口压力；
[0071]
(3)根据气液两相嘴流模型，带入构建的油管内液柱高度为0m的井筒压力剖面的节流器入口压力、节流器出口压力，计算出节流器嘴径，并与实际的节流器嘴径对比，计算二者的误差；
[0072]
(4)以误差精度1％为控制标准，不断调整井底流压计算节流器嘴径，当满足误差控制标准时，判断构建的井筒压力剖面与原井筒压力剖面曲线完全重合，此时得到的节流器入口压力即是真实井筒压力剖面的节流器入口压力。
[0073]
井筒积液高度计算方法实施例4：
[0074]
上述实施例中，主要是通过直接采集节流器位置环空压力值的方式获取对应的输入参数，例如通过设置压力传感器/压力计直接采集。
[0075]
本实施例中，还给出了通过井口套压等参数，直接通过理论公式计算得到节流器位置环空压力值，具体采用以下公式进行计算：
[0076][0077]
式中：p2为节流器位置环空压力值，单位mpa；p
ts
为井口套压，单位mpa；γg为天然气相对密度，无量纲；h3为井口到节流器位置的垂直深度，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。由于压缩因子中隐含有所求井底流压，故无法用显示表示，需要采用迭代法求解。
[0078]
井筒积液高度计算方法实施例5：
[0079]
本实施例与上述实施例的区别在于，本实施例中，还包括判断计算得到井筒积液高度是否有效的步骤：将计算得到的井筒积液高度与节流器位置的高度进行比较，如果井筒积液高度低于节流器位置的高度，则计算结果有效，可用来指导井下节流气井的排水采气工作，保障气井的稳定生产。
[0080]
基于上述井筒积液高度计算方法实施例中的计算方法，提供了一种具体应用示例，如图2：
[0081]
具体的，以东胜气田a井为例，通过本实施例中的井筒积液高度计算方法，分析对应井的井筒积液程度：
[0082]
步骤1：根据上述建立的计算环空液柱高度与油管液柱高度比值的经验公式，代入气井的套压数据、液气比数据，计算得到环空液柱高度与油管液柱高度比值。
[0083]
具体的，选取该井2018年6月13日至2019年12月6日之间11个时间节点的气井套压数据、液气比数据，带入经验公式，得到11个时间节点的环空液柱高度与油管液柱高度比值(见表1)，从计算结果来看，a井的环空液柱高度与油管液柱高度比值在0.58-0.65之间波动，平均0.62。
[0084]
步骤2：根据上述节流器入口压力值的拟合过程，获取气井油管管径参数、实际节流器嘴径及深度参数、井口油压参数、日产气量参数、日产液量参数、天然气组分参数，并不断调整井底流压，通过拟合曲线的过程获取节流器入口压力。
[0085]
具体的，根据拟合步骤，计算了2018年6月13日至2019年12月6日之间11个时间节点的节流器入口压力(见表1)。从计算结果看，该井的节流器入口压力由11.46mpa降至了2.6mpa。
[0086]
步骤3：根据建立的计算节流器位置环空压力值的计算公式，输入气井节流器深度参数、井口套压参数、天然气组分参数，计算节流器位置环空压力值。
[0087]
具体的，计算了2018年6月13日至2019年12月6日之间11个时间节点的节流器位置环空压力值(见表1)。从计算结果看，a井节流器位置环空压力由11.55mpa降至3.81mpa。
[0088]
步骤4：根据建立的井下节流气井井筒积液高度计算公式，按照计算步骤，输入计算得到环空液柱高度与油管液柱高度比值、节流器入口压力值、节流器位置环空压力值，计算出油管积液高度、环空积液高度。
[0089]
具体的，计算了2018年6月13日至2019年12月6日之间11个时间节点的井筒积液高度，见表1。
[0090]
步骤5：反算油管动气柱压损、环空静气柱的压损，进而再次计算油管积液高度、环空积液高度，并根据计算精度值，确定计算轮次。
[0091]
具体的，计算了2018年6月13日至2019年12月6日之间11个时间节点油管动气柱压损与环空静气柱的压损，并再次计算了油管积液高度、套管积液高度。从计算结果看，有7个时间节点第一轮与第二轮计算的井筒积液高度误差值小于5％，满足计算精度要求；有4个节点经过3-5轮的计算，井筒积液高度的误差值满足了计算精度。
[0092]
步骤6：判断油管内积液面是否在节流器下方，以确定计算结果是否有效。
[0093]
具体的，a井的地层中部垂深为3170m，节流器垂深为1849m，计算的油管液面深度均大于2320m，液面位于节流器下放，计算结果有效。
[0094]
以上所述，仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，本发明的专利保护范围以权利要求书为准，凡是运用本发明的说明书及附图内容所作的等同结构变化，同理均应包含在本发明的保护范围内。
[0095]
表1：
[0096][0097]

技术特征：
1.一种井下节流气井井筒积液高度计算方法，其特征在于，包括如下步骤：采集井下节流器入口压力值和节流器位置环空压力值；将节流器入口压力值和节流器位置环空压力值代入井筒积液高度计算模型进行计算，所述井筒积液高度计算模型根据以下关系建立：基于油管压降公式计算得到的井底流压与基于油套环空压降公式计算得到的井底流压是相等的；油管内的液柱高度与油套环空内的液柱高度成设定比例。2.根据权利要求1所述的井下节流气井井筒积液高度计算方法，其特征在于，所述井筒积液高度计算模型为：p1+p
f1
+ρgh1＝p2+p
f2
+ρgh2h2＝kh1ρg(1-k)h1＝(p
2-p1)+(p
f2-p
f1
)式中：h1为油管内的液柱高度，m；p1为节流器入口压力，mpa；p
f1
为油管内液面深度到节流器深度的流动气水混合物压损，mpa；h2为油套环空内的液柱高度，m；p2为节流器位置环空压力值，mpa；p
f2
为环空内液面深度到节流器深度的静止气水混合物压损，mpa；ρ为液体密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2，k为环空液柱高度与油管液柱高度的比值。3.根据权利要求2所述的井下节流气井井筒积液高度计算方法，其特征在于，所述井筒积液高度计算模型的计算方法为迭代计算：1)设定(p
f2-p
f1
)的差值为0；2)根据相关计算方法，计算节流器入口压力值(p1)、节流器位置环空压力值(p2)、环空液柱高度与油管液柱高度的比值(k)；3)代入井筒积液高度计算模型计算油管积液高度，记为h
1-1
；4)反算(p
f2-p
f1
)的值，记为(p
f2-p
f1
)-1
；5)将p1、p2、k、(p
f2-p
f1
)-1
再次代入计算模型计算油管积液高度，记为h
1-2
；6)若h
1-2
与h
1-1
的差值大于设定精度阈值，则(p
f2-p
f1
)初值设为(p
f2-p
f1
)-1
，再次重复1)-6)的步骤，直到h
1-2
与h
1-1
的差值小于设定精度阈值。4.根据权利要求1所述的井下节流气井井筒积液高度计算方法，其特征在于，节流器入口压力值的采用以下方法获取：1)构建油管内液柱高度为0m的井筒压力剖面曲线；2)选取井底流压值，根据管流模型、气液两相嘴流模型，计算得到节流器嘴径；3)计算所述节流器嘴径与实际节流器嘴径的偏差，若偏差大于设定精度阈值，调整所述井底流压值，返回步骤2)；若偏差小于设定精度阈值，根据此时对应的井底流压和管流模型计算得到对应的节流器入口压力。5.根据权利要求1所述的井下节流气井井筒积液高度计算方法，其特征在于，节流器位置环空压力值采用以下静气柱方程计算得到：式中：p2为节流器位置环空压力值，mpa；p
ts
为井口套压，mpa；γ
g
为天然气相对密度；h3为井口到节流器位置的垂直深度，m；为井筒静气柱平均压缩因子；为井筒静气柱平均
温度，k。6.根据权利要求2所述的井下节流气井井筒积液高度计算方法，其特征在于，环空液柱高度与油管液柱高度的比值k的计算公式为：式中：p
ts
为井口套压，mpa；wgr为液气比，m3/104m3；erf为高斯误差函数。7.根据权利要求2所述的井下节流气井井筒积液高度计算方法，其特征在于，当已知油管积液面深度、节流器位置深度，则油管内液面深度到节流器深度的流动气水混合物压损(p
f1
)由管流模型计算得到。8.根据权利要求2所述的井下节流气井井筒积液高度计算方法，其特征在于，当已知油套环空积液面深度、节流器位置深度，则环空内液面深度到节流器深度的静止气水混合物压损(p
f2
)由静气柱方程计算得到。9.根据权利要求2所述的井下节流气井井筒积液高度计算方法，其特征在于，还包括判断计算得到井筒积液高度是否有效的步骤：将计算得到的井筒积液高度与节流器位置的高度进行比较，如果井筒积液高度低于节流器位置的高度，则计算结果有效。

技术总结
本发明涉及一种井下节流气井井筒积液高度计算方法，属于采气工程技术领域，根据油管压降公式及油套环空压降公式计算的井底流压的相等关系，以及油管内的液柱高度与油套环空内的液柱高度具有等比关系，建立了井筒积液高度的计算模型，然后通过采集井下节流器入口压力值和节流器位置环空压力值；将节流器入口压力值和节流器位置环空压力值代入井筒积液高度计算模型，计算油管内的液柱高度和油套环空内的液柱高度，解决现有低压集输气井的井筒内积液高度计算方式准确度低、不可靠的问题。不可靠的问题。不可靠的问题。


技术研发人员：赵润冬 张立强 陈旭 周舰 杨易骏 林新宇 唐万举 罗懿 杨俊科 刘鹏
受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司华北油气分公司
技术研发日：2020.11.05
技术公布日：2022/5/25