【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及油气田开发，具体涉及一种针对页岩气井后期的平台增压优化方法。
技术介绍
1、页岩气井具有投产初期产量及压力递减快、无稳产期的生产特征。随着气田开发年限的不断延长，部分气田已进入开发中后期，使得一些气井的内部压力大幅度衰减，甚至有些气井的内部压力已低于集输管网的压力，难以继续外输。为了进一步提高气井的采收率，需要对进行增压处理，提高气井采收率，延长气田的开发年限。
2、目前，气井增压以中心站一级增压、集气站二级增压方案为主，不论是一级增压还是二级增压，当井口压力过低时，均无法将页岩气正常输送至管网，有些气井增加方案会通过在平台分离器后、出站阀组前设立平台增压设备，利用平台增压设备对应数口井同时精准增压。但时，为了确保页岩气成功外输，平台增压设备一般都是在气井压力不足时设置压缩机，并未根据气井的实际积液情况，确定增压时机灵活制定增压计划，实现最佳的生产效益，同时，现有的平台增压设备所采用的增压方案也未针对不同气井生产情况，个性化定制增压方案，从而最大限度的提高气井产量。
3、因此，亟需提出一种针对页岩气井后期的平台增压优化方法，通过对井筒和气藏进行一体化综合分析和经济性评价优化平台增压设计方案，有效解决页岩气井后期因井内气压低难以正常生产的问题。
技术实现思路
1、本专利技术的目的是为克服上述现有技术的不足，提供一种针对页岩气井后期的平台增压优化方法。
2、为实现上述目的，本专利技术采用如下技术方案：
3、一种针对页岩气井后
4、步骤1，针对平台上待优化的目标井，对目标井进行井筒动态分析，确定各井段的积液情况，当积液情况发生时，进入步骤2；
5、步骤2，通过pipesim软件，通过获取增压设计方案实施后不同模拟井口压力对应的页岩气预测产能，以目标井井筒内不积液为基础，确定增压过程中压缩机吸入口压力范围；
6、在增压过程中压缩机吸入口压力范围内确定若干个压力值形成若干个相应的增压方案，将若干个压力值依次作为增压目标值，确定基于增压目标值的压缩机最大单机处理气量，根据压缩机最大单机处理气量确定压缩机的最大出口压力；
7、步骤3，求解目标井废弃时的地层压力以及依据增压目标值增压后的废弃地层压力；
8、步骤4，基于物质平衡法计算地层压力与累计产量的关系，根据目标井废弃时的地层压力求解增压前累计产量，根据目标井增压后的废弃地层压力求解增压后累计产量，求得目标井依据增压目标值的累计产量增量；
9、步骤5，进行经济性评价，确定最终的增压方案。
10、优选的，所述步骤1，包括以下子步骤：
11、步骤1.1，获取目标井的设计数据和生产数据，形成井筒动态分析数组；
12、所述目标井的设计数据包括井深、井斜角、倾斜角、井段长度、井段总数、套管内径、气管内径；
13、所述目标井的生产数据包括井段深度、井口压力、日产气量、日产液量、井口温度、气相的相对密度和粘度、液相的密度和粘度；
14、步骤1.2，确定各井段的气相表观流速和临界携液流速，当同一井段内气相表观流速小于临界携液流速时，表明发生积液情况，进入步骤2。
15、优选的，所述步骤1.2，确定各井段的气相表观流速和临界携液流速的方法如下，
16、计算压力梯度，其中：
17、 （1-1）
18、 （1-2）
19、式中，为井段编号，=1为从井口开始的第一个井段；为第个井段的液相密度；为第个井段的气相密度；为气液两相持液率；为第个井段的混合流体表观流速；为第个井段中气相的表观流速；为第个井段的压力；为第个井段井眼与水平方向的倾斜角，为第个井段的井斜角；为重力加速度，取值为9.8n/kg；为阻力系数；为第个井段的混合流体质量流量；为表观面积，；
20、其中：
21、 （1-3）
22、（1-4）
23、 （1-5）
24、 （1-6）
25、 （1-7）
26、 （1-8）
27、 （1-9）
28、 （1-10）
29、式中，为空气密度；为第个井段的压缩因子；为第个井段的温度；为第个井段顶界面深度；、分别为第个井段中液相的表观流速和就地流量；、分别为第个井段中气相的表观流速和就地流量；
30、压缩因子的计算公式为：
31、（1-11）
32、 （1-12）
33、 （1-13）
34、 （1-14）
35、式中，为第个井段的相对温度；为气相的临界温度，；为压缩因子的修正密度；为第个井段的相对压力；为气相的临界压力，；
36、计算各井段内的入口体积含液率、弗鲁德数、混合流体粘度和表面张力，根据各井段内的入口体积含液率和弗鲁德数，结合流型判定参数，确定各井段的流型和气液两相持液率；
37、第个井段的入口体积含液率为：
38、 （1-15）
39、第个井段的弗鲁德数为：
40、 （1-16）
41、第个井段的混合流体粘度为：
42、 （1-17）
43、第个井段的表面张力为：
44、（1-18）
45、式中，为自然对数的底；
46、根据各井段的流型计算得到气液两相持液率为：
47、 （1-19）
48、式中，为气液两相持液率；
49、为修正系数，当流型为分离流和间歇流时，，当流型为分散流时，；
50、为修正系数，，其中，为第个井段的液相速度准数，；
51、、、、、、、均为流型系数；
52、临界携液流速采用修正李闵模型，
53、 （1-20）
54、阻力系数的计算如下：
55、 （1-21）
56、 （1-22）
57、 （1-23）
58、 （1-24）
59、 （1-25）本文档来自技高网...
【技术保护点】
1.一种针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，包括以下步骤：
2.如权利要求1所述的针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，所述步骤1，包括以下子步骤：
3.如权利要求2所述的针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，所述步骤1.2，确定各井段的气相表观流速和临界携液流速的方法如下，
4.如权利要求3所述的针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，所述步骤1.2中，根据流型判定参数、、、和各井段的弗鲁德数，确定各井段的流型；若井段中且或者且，则确定流型为分离流，得到分离流的流型系数；若且或者且，则确定流型为间歇流，得到间歇流的流型系数；若且或者或者，则确定流型为分散流，得到分散流的流型系数；
5.如权利要求4所述的针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，所述步骤2包括以下子步骤：
6.如权利要求5所述的针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，所述步骤2.2包括以下子步骤，
7.如权利要求6所述的针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，所述步骤2.3包括以下
8.如权利要求7所述的针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，所述步骤3包括以下子步骤：
9.如权利要求8所述的针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，所述步骤4包括以下子步骤：
10.如权利要求9所述的针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，所述步骤5包括以下子步骤，
...【技术特征摘要】
1.一种针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，包括以下步骤：
2.如权利要求1所述的针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，所述步骤1，包括以下子步骤：
3.如权利要求2所述的针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，所述步骤1.2，确定各井段的气相表观流速和临界携液流速的方法如下，
4.如权利要求3所述的针对页岩气井后期的平台增压优化方法，其特征在于，所述步骤1.2中，根据流型判定参数、、、和各井段的弗鲁德数，确定各井段的流型；若井段中且或者且，则确定流型为分离流，得到分离流的流型系数；若且或者且，则确定流型为间歇流，得到间歇流的流型系数；若且或者或者，则确定流型为分散流，得到分散流的流型系数；
【专利技术属性】
技术研发人员：张黎明，梁晋源，王卫阳，周星宇，程丞，梁文豪，尹承哲，张凯，蒋佩吟，
申请(专利权)人：中国石油大学华东，
类型：发明
国别省市：
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