一种井下节流气井流压的确定方法技术

本发明专利技术公开了一种井下节流气井流压的确定方法，包括以下步骤：步骤1)获取实测井口套压等参数；步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降得到计算井口油压；步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数重新计算直至误差值小于等于设定误差值；步骤4)通过的多次循环计算得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值。

A method to determine the flow pressure of downhole choke gas well

【技术实现步骤摘要】
一种井下节流气井流压的确定方法
本专利技术属于气藏工程
，具体涉及一种井下节流气井流压的确定方法。
技术介绍
井下节流技术普遍应用于致密气藏开发，它可以简化地面工艺流程，节省工艺设备及装置能耗，是气田经济、规模开发的一项重要技术。例如，我国最大的致密砂岩气藏——苏里格气田，有95％以上的气井都采用了井下节流技术。然而，井下节流改变了气井井筒的压力系统平衡关系，在油管内，节流器上方、节流器内部和节流器下方是三个不同的压力系统，因此，用油压计算井底流压的传统方法不再适用于井下节流气井。生产中为了便于分析，直接采用套压折算井底流压，这种方法虽然避开了节流对压力折算的影响，但是无法考虑气井流量变化对油套环空压降的影响，计算结果和井底流压相差较大。学者王宇、李颖川等人在2006年第2期天然气工业期刊上提出了一种井下节流动态预测方法，分析了节流前后的压降变化；刘顺等人在2012年第6期西安石油大学学报(自然科学版)期刊上提出了一种简单的确定节流器压力分布的公式；安永生等人在2016年第4期天然气工业期刊上从气藏渗流的角度推导了新的数值模拟源汇项方程，实现了气藏渗流和井下节流动态的互相耦合。综上所述，目前常用的流压计算方法都试图建立一种完全准确的流动模型来刻画井筒压力分布及其变化情况，但是井筒环空压降、节流前后压降和节流压降及相关参数的耦合是非常困难的，实际计算中几乎不可能得到和实际流动完全相符的数学模型；而且这种模型本身的多解性以及参数之间的敏感性会严重影响计算结果；此外模型不具有自我约束功能，模型的建立过程不能通过实测数据进行校验，计算结果只接受输入值的控制，而无法对其末端值进行校正，由此计算的井底流压数据明显精度不足，不能满足气井生产分析需求，同时由于使用过程中，井筒油污、节流器结垢都会造成模型中参数的变化，造成计算流压和实际流压的误差随时间而逐渐增大，无法达到需要的精度。
技术实现思路
本专利技术的目的在于克服上述现有技术的不足，提供一种井下节流气井流压的确定方法，克服了现有技术中1：现有的流压计算方法都试图建立一种完全准确的流动模型来刻画井筒压力分布及其变化情况，但是井筒环空压降、节流前后压降和节流压降及相关参数的耦合是非常困难的，实际计算中几乎不可能得到和实际流动完全相符的数学模型；2、现有的方法不具有自我约束功能，模型的建立过程不能通过实测数据进行校验，计算结果只接受输入值的控制，而无法对其末端值进行校正，由此计算的井底流压数据明显精度不足，不能满足气井生产分析需求；3、由于使用过程中，井筒油污、节流器结垢都会造成模型中参数的变化，造成计算流压和实际流压的误差随时间而逐渐增大，无法达到需要的精度等问题。为了解决技术问题，本专利技术的技术方案是：一种井下节流气井流压的确定方法，包括以下步骤：步骤1)获取气藏中深、气井产量、实测井口油压、实测井口套压、井口温度、节流器下深、节流嘴内径、油管内径、套管内径、天然气相对密度及流体参数；步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，接着利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降，最后得到计算井口油压；步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数后回归到步骤2)重新计算直至误差值小于等于设定误差值；步骤4)通过步骤2)和步骤3)的多次循环计算，通过“压力折算模型”得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值，得到满足误差要求的气井流压数据，为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据。优选的，所述步骤1)中气藏中深由试气地质总结中获取，气井产量和天然气相对密度由生产监测资料中获取，实测井口油压、实测井口套压、井口温度由井口远传设备中获取，节流器下深、节流嘴内径由节流器台账中获取。优选的，所述步骤2)中利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降的过程为：在油管内利用井底流压初始值通过“压力折算模型”折算节流前压力，利用节流前压力通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力，接着利用节流后压力通过“压力折算模型”折算得到计算井口油压。优选的，所述步骤2)中“压力折算模型”为：其中通过实测井口套压折算井底流压初始值时：pm—初始井底流压，单位：MPa；pn—实测井口套压，单位：MPa；D—环空等效内径，单位：m；H—气藏中深，单位：m；通过井底流压初始值折算节流前压力时：pm—初始井底流压，单位：MPa；pn—节流前压力，单位：MPa；D—油管内径，单位：m；H—节流器到气藏中深的距离，单位：m；通过节流后压力折算井口油压时：pm—节流后压力，单位：MPa；pn—计算井口油压，单位：MPa；D—油管内径，单位：m；H—节流器到气藏中深的距离，单位：m；另外：f—为摩阻系数，无量纲；γg—为天然气相对密度，无量纲；qsc—为标准状况下气井产量，单位：m3/d；—为井筒或井段平均温度，单位：K；—为井筒或井段天然气平均偏差系数，无量纲；e—为自然对数的底，为常数。优选的，所述步骤2)中利用节流前压力和节流嘴内径，通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力P2，其中“天然气节流动态公式”为：其中：qsc—为标准状况下气井产量，单位：m3/d；P1—为节流前压力，单位：MPa；P2—为节流后压力，单位：MPa；d—为节流嘴内径，单位：mm；T1—为节流前温度，单位：K；Z1—为节流前天然气偏差系数，无量纲；K—为气体绝热指数，无量纲；γg—为天然气相对密度，无量纲；在临界流状态时：其中：qmax为临界流量，单位m3/d。优选的，所述步骤3)中对比分析计算井口油压和实测井口油压的误差值，当计算井口油压和实测井口油压的误差值小于等于0.1MPa时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值的为最优值；当计算井口油压和实测井口油压的误差大于0.1MPa时，则需要对步骤2)所述“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整计算的参数，提高各参数和气井实际的符合程度，然后回归到步骤1)重新计算，直至计算井口油压和实测井口油压误差值小于等于0.1MP。优选的，所述计算参数为天然气相对密度和流体参数，将天然气相对密度和流体参数调整至更符合气井实际情况，然后回归到步骤1)重新计算，直至计算井口油压和实测井口油压误差值小于等于0.1MP。相对于现有技术，本专利技术的优点在于：(1)本专利技术从试气地质总结中获取气藏中深，从生产监测资料中获取产量及流体参数，从井口远本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种井下节流气井流压的确定方法，其特征在于，包括以下步骤：/n步骤1)获取气藏中深、气井产量、实测井口油压、实测井口套压、井口温度、节流器下深、节流嘴内径、油管内径、套管内径、天然气相对密度及流体参数；/n步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，接着利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降，最后得到计算井口油压；/n步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数后回归到步骤2)重新计算直至误差值小于等于设定误差值；/n步骤4)通过步骤2)和步骤3)的多次循环计算，通过“压力折算模型”得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值，得到满足误差要求的气井流压数据，为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据。/n

【技术特征摘要】
1.一种井下节流气井流压的确定方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1)获取气藏中深、气井产量、实测井口油压、实测井口套压、井口温度、节流器下深、节流嘴内径、油管内径、套管内径、天然气相对密度及流体参数；
步骤2)利用步骤1)的相关参数，在油套环空内利用实测井口套压通过“压力折算模型”折算得到井底流压初始值，接着利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降，最后得到计算井口油压；
步骤3)对比计算井口油压和实测井口油压的误差值，当误差值小于等于设定误差值时，则步骤2)中“压力折算模型”计算的井底流压初始值为最优值，当误差值大于设定误差值时，需要对步骤2)中“压力折算模型”的计算参数做敏感性分析，调整参数后回归到步骤2)重新计算直至误差值小于等于设定误差值；
步骤4)通过步骤2)和步骤3)的多次循环计算，通过“压力折算模型”得到的气井流压逐步逼近真实的气井流压值，得到满足误差要求的气井流压数据，为井下节流气井产能评价、稳产能力分析及生产动态评价提供可靠依据。


2.根据权利要求1所述的一种井下节流气井流压的确定方法，其特征在于，所述步骤1)中气藏中深由试气地质总结中获取，气井产量和天然气相对密度由生产监测资料中获取，实测井口油压、实测井口套压、井口温度由井口远传设备中获取，节流器下深、节流嘴内径由节流器台账中获取。


3.根据权利要求1所述的一种井下节流气井流压的确定方法，其特征在于，所述步骤2)中利用井底流压初始值从井底到井口反方向折算井筒各段压降的过程为：在油管内利用井底流压初始值通过“压力折算模型”折算节流前压力，利用节流前压力通过“天然气节流动态公式”计算得到节流后压力，接着利用节流后压力通过“压力折算模型”折算得到计算井口油压。


4.根据权利要求3所述的一种井下节流气井流压的确定方法，其特征在于，所述步骤2)中“压力折算模型”为：



其中
通过实测井口套压折算井底流压初始值时：
pm—初始井底流压，单位：MPa；
pn—实测井口套压，单位：MPa；
D—环空等效内径，单位：m；
H—气藏中深，单位：m；
通过井底流压初始值折算节流前压力时：
pm—初始井底流压，单位：MPa；
pn—节流前压力，单位：...

【专利技术属性】
技术研发人员：罗建宁，余浩杰，于占海，肖峰，罗勤利，尹涛，刘鹏程，孙岩岩，张波，李鹏，岳君，郑腊年，霍明会，王文胜，马志欣，赵忠军，段志强，李义军，李浮萍，朱亚军，冯敏，张伟，许珍萍，张海波，田敏，王树慧，白玉奇，张晨，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：北京;11