氣井生產(chǎn)系統(tǒng)分析

氣井生產(chǎn)系統(tǒng)分析主講人:李穎川西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院2007.1推薦參考書李仕倫主編《天然氣工程》石油工業(yè)出版社李穎川主編《采油工程》石油工業(yè)出版社M.Golan等編,陳鐘祥等譯《油氣井動(dòng)態(tài)分析》石油工業(yè)出版社廖銳全，張志全編著《采氣工程》石油工業(yè)出版社楊川東主編《采氣工程》石油工業(yè)出版社典型氣田生產(chǎn)系統(tǒng)氣田開發(fā)方案生產(chǎn)系統(tǒng)優(yōu)化地面管網(wǎng)分析地面管線及設(shè)備井筒生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析氣井流入動(dòng)態(tài)典型氣井生產(chǎn)系統(tǒng)氣體完井方式油嘴井下安全閥油管地面管線增壓機(jī)分離器產(chǎn)層液體井下油嘴氣井生產(chǎn)系統(tǒng)中壓力損失DP1=PR–PwfsDP2=Pwfs–PwfDP3=PUSV

–PDSVDP5=Pwf–PtfDP6=Ptf–PDSCDP7=PDSC–PRBDP9=Psep–PCDDP8=PRB–PsepDP4=PUWC–PDWC氣井生產(chǎn)系統(tǒng)中溫度變化DT3=TUSV–TDSVDT1=TR–TwfsDT2=Twfs–TwfDT6=Ttf–TDSCDT7=TDSC–TRBDT9=Tsep–TCDDT5=Twf–TtfDT8=TRB–TsepDT4=TUWC–TDWC氣井動(dòng)態(tài)OPR曲線根本流動(dòng)過程動(dòng)態(tài)氣藏滲流－IPR曲線IPR曲線是指在一定地層壓力下，油井產(chǎn)量與井底流壓的關(guān)系，即流入動(dòng)態(tài)曲線。油管動(dòng)態(tài)TPR曲線在給定氣液比、含水率、井深及井口壓力等條件下，改變產(chǎn)量按照舉升管中流動(dòng)規(guī)律計(jì)算得出的油管吸入口壓力與產(chǎn)量的關(guān)系曲線，稱為油管動(dòng)態(tài)曲線(簡(jiǎn)稱TPR)。OPR曲線稱為氣井流出曲線，它是基于IPR曲線上一系列點(diǎn)〔流壓和流量〕，即按給定的井底壓力油管排量順流體流動(dòng)方向利用管流公式計(jì)算出相應(yīng)的油壓－產(chǎn)量曲線。氣井流入動(dòng)態(tài)IPR

徑向達(dá)西流動(dòng)非達(dá)西流動(dòng)預(yù)測(cè)未來氣井流入動(dòng)態(tài)射孔完井段壓降一點(diǎn)法產(chǎn)能測(cè)試?yán)碚摲治銎矫鎻较蛄髂Ｐ?一水平、等厚且均質(zhì)的圓形氣層中心一口直井，氣體徑向流入井底。根據(jù)平面徑向流的達(dá)西公式：徑向達(dá)西流動(dòng)供給邊緣re至井筒半徑rw積分?jǐn)M壓力考慮表皮效應(yīng)的穩(wěn)定流動(dòng)達(dá)西產(chǎn)能公式達(dá)西產(chǎn)能公式對(duì)于擬穩(wěn)態(tài)擬穩(wěn)態(tài)達(dá)西產(chǎn)能公式擬壓力與壓力平方的比照

g=0.65T=356K擬壓力氣井流入動(dòng)態(tài)IPR徑向達(dá)西流動(dòng)

高速非達(dá)西流動(dòng)預(yù)測(cè)未來氣井流入動(dòng)態(tài)射孔完井段壓降一點(diǎn)法產(chǎn)能測(cè)試?yán)碚摲治?/p>

氣體在通過孔隙介質(zhì)中孔喉寬窄發(fā)生變化處，會(huì)因氣流的減速和加速產(chǎn)生周期性的慣性力。由于氣體的粘度低，實(shí)際氣流速度比較高，特別在壓力梯度到達(dá)最高的近井地帶，這種慣性力不可忽略，導(dǎo)致偏離線性的達(dá)西定律，這是氣流入井突出的滲流特征。Forcheimer基于實(shí)驗(yàn)研究，將達(dá)西定律擴(kuò)展了二次項(xiàng)，以考慮慣性力的影響。 高速非達(dá)西流動(dòng)達(dá)西項(xiàng)高速非達(dá)西項(xiàng)Tek等人基于巖心實(shí)驗(yàn)估計(jì)的經(jīng)驗(yàn)公式

物理意義紊流速度系數(shù)與滲透率K和孔隙度一樣也屬巖石的物性參數(shù)。它反映了巖石孔喉與孔隙體積大小的比照關(guān)系，表征孔隙介質(zhì)結(jié)構(gòu)對(duì)流體紊流的影響。由于巖石結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性，發(fā)表了很多用于估算的經(jīng)驗(yàn)公式，其均具有以下形式： 的單位為m-1，K單位為mD，為小數(shù)。上式說明，隨K和的減小而增大。推薦計(jì)算式：形式簡(jiǎn)單，僅是K的函數(shù)考慮非達(dá)西流動(dòng)效應(yīng)的氣井二項(xiàng)式產(chǎn)能方程:層流系數(shù)反映層流特征紊流系數(shù)反映紊流特征非達(dá)西流動(dòng)系數(shù)反映非達(dá)西影響程度擬穩(wěn)態(tài)二項(xiàng)式產(chǎn)能方程S反映近井地帶由于滲透率的改變所造成的附加粘滯阻力；Dqsc是與流量相關(guān)的速敏表皮系數(shù)，反映了近井地帶高速非達(dá)西流動(dòng)所產(chǎn)生的紊流慣性阻力。高產(chǎn)氣井的這一速敏表皮可能明顯大于非速敏表皮S。

表皮系數(shù)物理意義井眼附近表皮影響視表皮系數(shù)變產(chǎn)量試井可分解上述表皮系數(shù)S和D較小，說明氣層未受到明顯的傷害D過大，可考慮補(bǔ)孔減少紊流效應(yīng)S過大，考慮采取增產(chǎn)措施表皮系數(shù)物理意義較高產(chǎn)量的氣井，存在明顯的紊流效應(yīng)，其產(chǎn)能方程可表示為指數(shù)式：指數(shù)式產(chǎn)能方程表征流動(dòng)形態(tài)的經(jīng)驗(yàn)指數(shù)n通常在0.5~1.0之間n=1.0，說明氣流入井相當(dāng)于層流，井底附近沒有產(chǎn)生與流量相關(guān)的表皮效應(yīng)，符合達(dá)西滲流。n＝0.5，氣流入井完全符合非達(dá)西滲流規(guī)律。n由1.0向0.5減小，說明井底附近視表皮系數(shù)可能增大。?n>1.0氣井流入動(dòng)態(tài)IPR徑向達(dá)西流動(dòng)高速非達(dá)西流動(dòng)

預(yù)測(cè)未來氣井流入動(dòng)態(tài)射孔完井段壓降一點(diǎn)法產(chǎn)能測(cè)試?yán)碚摲治鲈谶M(jìn)行氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析時(shí)往往需要預(yù)測(cè)氣井未來的流入動(dòng)態(tài)，其作法是對(duì)目前地層壓力下的氣井產(chǎn)能二項(xiàng)式的系數(shù)a和b所含氣體物性進(jìn)行修正。指數(shù)產(chǎn)能方程系數(shù)p表示目前地層壓力條件；f表示未來某一地層壓力條件預(yù)測(cè)氣井未來的流入動(dòng)態(tài)氣井流入動(dòng)態(tài)IPR徑向達(dá)西流動(dòng)高速非達(dá)西流動(dòng)預(yù)測(cè)未來氣井流入動(dòng)態(tài)

射孔完井段壓降一點(diǎn)法產(chǎn)能測(cè)試?yán)碚摲治錾淇淄昃绞侥苡行У姆飧艉畩A層、易塌夾層和底水；能完全分隔和選擇性射開不同壓力、不同物性的油氣層，防止層間干擾；能具備實(shí)施分層開采和選擇性增產(chǎn)措施的條件。射孔完井段壓降rcrpLp套管水泥環(huán)井眼壓實(shí)帶pwfsKKpForcheimer滲流方程積分，得到射孔完井段的壓降二項(xiàng)式射孔段壓降

孔眼壓實(shí)帶滲透率Kp與射孔條件〔射孔工作液和壓力條件〕有關(guān)，可用Mcleod(1983)提供的數(shù)據(jù)估計(jì)。表中Kc/Kf是射孔壓實(shí)帶滲透率與巖心滲透率之比值。射孔工作液壓力條件Kc/Kf高固相含量鉆井液正壓差0.01~0.03低固相含量鉆井液正壓差0.02~0.04非過濾鹽水正壓差0.04~0.06過濾鹽水正壓差0.08~0.16過濾鹽水負(fù)壓差0.15~0.25純潔流體負(fù)壓差0.30~0.50壓實(shí)帶滲透率壓實(shí)帶滲透率比值射孔密度影響氣井流入動(dòng)態(tài)IPR徑向達(dá)西流動(dòng)高速非達(dá)西流動(dòng)預(yù)測(cè)未來氣井流入動(dòng)態(tài)射孔完井段壓降

一點(diǎn)法產(chǎn)能測(cè)試?yán)碚摲治鲆稽c(diǎn)法產(chǎn)能測(cè)試工藝較常規(guī)多點(diǎn)法簡(jiǎn)單、省時(shí)且經(jīng)濟(jì)。所以，研究和開展無因次IPR曲線的理論和方法具有重要的實(shí)際意義。繼Vogel(1968)提出了溶解氣驅(qū)油藏的油井無因次IPR典型曲線及其相關(guān)式之后，Mishra&Caudle〔1984SPE13231〕及Chase&Williams〔1985SPE14507〕分別提出了均質(zhì)和裂縫氣藏預(yù)測(cè)目前和未來氣井產(chǎn)能的無因次IPR相關(guān)式，其根本處理方法與Vogel方法相似，將無因次產(chǎn)量作為無因次壓力的函數(shù)，利用較寬范圍的計(jì)算數(shù)據(jù)回歸分析確定式中的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)。一點(diǎn)法產(chǎn)能測(cè)試?yán)碚?987年國內(nèi)著名油藏工程專家陳元千“確定氣井絕對(duì)無阻流量的簡(jiǎn)單方法〞《天然氣工業(yè)》導(dǎo)出了氣井壓力平方形式的無因次IPR方程。該方程較經(jīng)驗(yàn)相關(guān)式具有明確的理論根底，是以無因次壓力作為無因次產(chǎn)量的二次函數(shù)。式中的系數(shù)α綜合了原二項(xiàng)式產(chǎn)能方程的系數(shù)a和b。并指出α值的影響不十分顯著，當(dāng)pd>0.5時(shí)可以忽略。并根據(jù)我國16個(gè)油田的氣井多點(diǎn)穩(wěn)定試井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，推薦α的取值為0.25。一點(diǎn)法產(chǎn)能測(cè)試?yán)碚撈渲?/p>

氣井無因次IPR曲線氣井?dāng)M壓力二項(xiàng)式產(chǎn)能方程取井底流壓降為0，那么絕對(duì)無阻流量滿足如下表達(dá)式：對(duì)氣井?dāng)M壓力二項(xiàng)式產(chǎn)能方程進(jìn)行歸一化，并定義：擬壓力形式的無因次IPR方程為(2)氣井無因次IPR曲線a實(shí)質(zhì)上是二項(xiàng)式產(chǎn)能方程中達(dá)西項(xiàng)層流系數(shù)A的無因次形式，故稱為無因次層流系數(shù)。物理意義：表示在所有非理想流動(dòng)條件下的最大無阻〔敞噴條件下〕總表皮系數(shù)中與產(chǎn)量無關(guān)的表皮系數(shù)所占的份額。相應(yīng)1-α為無因次湍流系數(shù)，表示與產(chǎn)量相關(guān)的表皮系數(shù)占最大總表皮系數(shù)的份額。a滿足在0~1之間α=1表示氣井流入動(dòng)態(tài)完全遵循達(dá)西規(guī)律，能量完全消耗于克服徑向?qū)恿骱蚐造成的粘滯阻力，無因次IPR曲線為直線。α=0表示氣井流入動(dòng)態(tài)完全遵循非達(dá)西流動(dòng)規(guī)律，能量完全消耗于克服湍流慣性阻力，無因次IPR曲線為二次曲線且曲率到達(dá)最大?！矁H超完善井的極端情況〕α物理意義α反映了氣體滲流規(guī)律的綜合特征，是控制無因次IPR曲線形狀的特征參數(shù)。因此，這里首次稱α為IPR特征參數(shù)。無因次IPR曲線族α物理意義絕對(duì)無阻流量將上式代入整理可導(dǎo)出α函數(shù)無因次自變量

α物理意義將A,B,D代入上式，θ可表示為IPR特征參數(shù)α的自變量θ包含了影響氣層產(chǎn)能的所有物理量，即pr、S、K、rg、T、hp、h、rw、re。對(duì)于完全翻開的氣層hp=h，θ與氣層厚度無關(guān)。因?yàn)棣仁菬o因次量，故它與標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)psc、Tsc和單位無關(guān)。θ是描述氣井流入動(dòng)態(tài)〔平面徑向流〕所有影響因素的無因次量，它是一個(gè)全新的概念，故可稱θ為IPR特征因子。壓力平方形式的無因次IPR方程為

忽略氣體粘度和偏差系數(shù)隨壓力的變化，取和z的平均值。二項(xiàng)式產(chǎn)能方程可簡(jiǎn)化為壓力平方形式壓力平方二項(xiàng)式產(chǎn)能方程類似可得壓力平方形式IPR曲線的特征參數(shù)及特征因子α對(duì)θ的導(dǎo)數(shù)為無因次IPR曲線a(θ)曲線α(θ)和dα/dθ關(guān)系αθdα/dθ0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0∞90.00020.0007.7783.7502.0001.1110.6120.3120.1230.0000.000-0.0005-0.0044-0.0159-0.0400-0.0833-0.1543-0.2638-0.4267-0.6627-1.0000隨IPR特征因子θ的增大，特征參數(shù)α減小，且湍流程度增大。導(dǎo)數(shù)曲線前一段很陡，快速從-1趨于0。在θ<10即α>0.27時(shí)，α的導(dǎo)數(shù)曲線很陡，α隨θ的減小而明顯增大，說明線性滲流規(guī)律明顯增強(qiáng)，而湍流程度明顯減弱，在θ>100即α<0.1時(shí)，α的導(dǎo)數(shù)曲線趨于平緩，α隨θ的增大緩慢減小，趨于完全湍流。巖石慣性阻力系數(shù)常用相關(guān)式估計(jì)。K的單位為10-3μm2，β為m-1。由特征因子公式可知，θ與K0.8成正比。就一般條件而言，氣藏的滲透率變化可能達(dá)幾個(gè)數(shù)量級(jí)。所以Pr，S、和K是θ的主要影響。實(shí)例分析陜61井氣層厚度5.4m；溫度104oC；測(cè)試原始地層壓力pi為31.143MPa；井眼半徑0.0762m；由不穩(wěn)定試井解釋非達(dá)西系數(shù)為0.12(104m3/d)-1；氣層有效滲透率為4.7×10-3μm2；表皮系數(shù)為2。延時(shí)測(cè)試穩(wěn)定流壓29.457MPa；氣產(chǎn)量3.0111×104m3/d。天然氣相對(duì)密度0.5752，天然氣偏差系數(shù)和粘度的平均值、分別為0.943、〔按pi/2計(jì)算〕。壓力平方形式的IPR特征因子壓力平方形式的無因次IPR方程由定義反求二項(xiàng)式產(chǎn)能方程的系數(shù)α值＝0.8說明陜61井氣層滲流主要遵循層流〔線性〕規(guī)律。按上述壓力平方無因次IPR方程計(jì)算絕對(duì)無阻流量為23.5697╳104m3/d,此值與修正等時(shí)試井分析結(jié)果非常吻合，其誤差僅為1.8%。然而，按常規(guī)方法推薦α為0.25〔僅為實(shí)際值的三分之一〕，在相同測(cè)試條件下所計(jì)算的絕對(duì)無阻流量為12.3659╳104m3/d，其誤差高達(dá)－46.6%。四川新場(chǎng)氣田x20、x23、x28、x33、x38、x41、x54、x60、x69、802十口井。氣層厚度5－20m；原始地層壓力pi為9.4~

14.5MPa；氣層有效滲透率為0.1~1×10-3μm2；表皮系數(shù)為－2.45~

10；氣產(chǎn)量0.07~

6.4×104m3/d。壓力恢復(fù)試井+“一點(diǎn)法〞aq==02512.

特征函數(shù)〔〕X28井產(chǎn)能及流入動(dòng)態(tài)Qmax=4.37Qmax=3.59a＝0.25氣井產(chǎn)能及流入動(dòng)態(tài)1．含特征參數(shù)α的二次無因次IPR方程較其它相關(guān)式具有明確的理論根底。2．氣井lPR曲線的特征參數(shù)α表示在所有非理想流動(dòng)條件的最大總表皮系數(shù)中，與產(chǎn)量無關(guān)的表皮系數(shù)所占份額。3．正確地估計(jì)實(shí)際氣井的特征參數(shù)α有利于在較低的測(cè)試壓差下獲得可靠的一點(diǎn)法產(chǎn)能測(cè)試結(jié)果。4．新提出的lPR曲線特征函數(shù)α(θ)是由氣層根本物理量組成的無因次量θ的函數(shù)，其主要敏感因素是S、Pr和K。氣井節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析節(jié)點(diǎn)的概念及作用節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法節(jié)點(diǎn)的選擇氣體管流壓降計(jì)算及嘴流油管動(dòng)態(tài)曲線TPR氣井流出曲線OPR節(jié)點(diǎn)分析應(yīng)用節(jié)點(diǎn)：Solutionnode位置概念普通節(jié)點(diǎn)：兩個(gè)流動(dòng)過程的銜接點(diǎn)，如地層供給邊緣、別離器、井口、井底。此類節(jié)點(diǎn)本身不產(chǎn)生與流量有關(guān)的壓降。函數(shù)節(jié)點(diǎn)：產(chǎn)生與流量有關(guān)壓降的阻件，如井下和地面油嘴、井下平安閥、完井段等。具有限流作用的局部裝置。節(jié)點(diǎn)作用：在某部位設(shè)置節(jié)點(diǎn)將一復(fù)雜系統(tǒng)隔離為兩個(gè)相對(duì)獨(dú)立的子系統(tǒng)，以簡(jiǎn)化問題的復(fù)雜性。系統(tǒng)起點(diǎn)節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)終點(diǎn)節(jié)點(diǎn)流入節(jié)點(diǎn)流出節(jié)點(diǎn)的概念及作用氣井節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析節(jié)點(diǎn)的概念及作用節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法節(jié)點(diǎn)的選擇氣體管流壓降計(jì)算及嘴流油管動(dòng)態(tài)曲線TPR氣井流出曲線OPR節(jié)點(diǎn)分析應(yīng)用節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法是在研究氣藏流入動(dòng)態(tài)關(guān)系、生產(chǎn)管串以及氣嘴等多相流動(dòng)特征的根底上開展起來的。這一技術(shù)是把氣井從氣藏至別離器、集輸站的各個(gè)生產(chǎn)環(huán)節(jié)作為一個(gè)完整的壓力系統(tǒng)來考慮，在給定生產(chǎn)條件下，包括別離器、地面氣嘴、井口、井下平安閥、井下氣嘴、井底、完井段、氣藏等，計(jì)算系統(tǒng)的協(xié)調(diào)產(chǎn)量及壓力溫度〔通常只做壓力產(chǎn)量分析〕剖面，定量分析系統(tǒng)生產(chǎn)能力和壓力溫度損耗情況。從而預(yù)測(cè)改變有關(guān)局部的主要參數(shù)以及工作制度后氣井產(chǎn)量的變化，優(yōu)化生產(chǎn)系統(tǒng)中各個(gè)環(huán)節(jié)，力求充分發(fā)揮氣藏的生產(chǎn)潛力，制定合理的工作制度，提高油氣藏開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益。節(jié)點(diǎn)分析方法產(chǎn)層TPRPnodeIPRQqPwf系統(tǒng)分析曲線(井底節(jié)點(diǎn))節(jié)點(diǎn)PwfPtf節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法油氣井穩(wěn)定生產(chǎn)的條件是地層與井筒相協(xié)調(diào),即地層供給能力等于油管排出能力。節(jié)點(diǎn)流入/出兩曲線的交點(diǎn)為氣井協(xié)調(diào)點(diǎn)，即在所給氣井和地層條件下獲得的產(chǎn)量Q和相應(yīng)的Pwf。常規(guī)方法有：圖解法(節(jié)點(diǎn)流入/出曲線)協(xié)調(diào)原理(節(jié)點(diǎn)處質(zhì)量能量守恒)節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法1.確定生產(chǎn)系統(tǒng)的起點(diǎn),終點(diǎn)和各流動(dòng)過程(包括人工舉升系統(tǒng))并建立(選擇)各流動(dòng)過程的模型。2.選定節(jié)點(diǎn)位置的選取具有靈活性，原那么上盡可能靠近分析的對(duì)象。3.計(jì)算繪制節(jié)點(diǎn)流入和流出曲線并求解。Pnode=Psep＋

節(jié)點(diǎn)流入節(jié)點(diǎn)流出Pnode=－（節(jié)點(diǎn)上游）(節(jié)點(diǎn)下游)節(jié)點(diǎn)分析一般步驟流出Pnode流入QqP系統(tǒng)分析曲線(井底節(jié)點(diǎn))動(dòng)態(tài)擬合將計(jì)算結(jié)果與實(shí)際試采數(shù)據(jù)比照較合，調(diào)整數(shù)學(xué)模型或參數(shù)使之符合生產(chǎn)井的實(shí)際情況。實(shí)際應(yīng)用對(duì)別離器、地面氣嘴、井口、井下平安閥、井下氣嘴、井底、完井段、氣藏等參數(shù)進(jìn)行敏感性分析，計(jì)算系統(tǒng)的協(xié)調(diào)產(chǎn)量及壓力剖面，優(yōu)化生產(chǎn)操作參數(shù)等，使整個(gè)生產(chǎn)系統(tǒng)到達(dá)最優(yōu)化狀態(tài)。節(jié)點(diǎn)分析一般步驟兩曲線不相交不能自噴，獲得產(chǎn)量q需要補(bǔ)充人工能量相交自噴產(chǎn)量過高，可用油嘴調(diào)節(jié)控制產(chǎn)量相交自噴產(chǎn)量過低，需補(bǔ)充能量?jī)蓚€(gè)交點(diǎn)〔多相流高氣液比〕左交點(diǎn)不穩(wěn)定；右交點(diǎn)穩(wěn)定，協(xié)調(diào)點(diǎn)流入與流出曲線的分析QPwfPwfPwfPwfqIPRTPR協(xié)調(diào)點(diǎn)油嘴、井下平安閥、完井段等作為函數(shù)節(jié)點(diǎn)的部件在局部會(huì)產(chǎn)生與流量相關(guān)的壓降ΔP(Q)，這類函數(shù)節(jié)點(diǎn)的系統(tǒng)分析曲線為ΔP~Q。以油井射孔完井段為例分析射孔密度對(duì)系統(tǒng)產(chǎn)能的影響。射孔完井段消耗從地層到井底的大局部壓降，主要是由流體流過孔眼致密壓實(shí)帶的紊流造成的。函數(shù)節(jié)點(diǎn)分析射孔完井流動(dòng)狀態(tài)函數(shù)節(jié)點(diǎn)P節(jié)點(diǎn)流入〔順流向計(jì)算的上游壓力〕pspP節(jié)點(diǎn)流出〔逆流向計(jì)算的下游壓力〕作節(jié)點(diǎn)流入曲線(即完井段上游地層無污染(S=0)理想情況的IPR曲線pwfs，rw=rd)作節(jié)點(diǎn)流出曲線(完井段下游，從psep

ptf

pwf)

pwf=psep+Δp管線+Δp油管PIPRTPRPwfPwfsq協(xié)調(diào)點(diǎn)Q函數(shù)節(jié)點(diǎn)分析步驟作系統(tǒng)需要的壓差曲線，即節(jié)點(diǎn)流入與流出的壓差

ΔP系統(tǒng)需要=Pwfs-PwfΔP需要壓差—產(chǎn)量QΔP系統(tǒng)ΔP=06Δp1015q6q10q15Δp完井段作函數(shù)節(jié)點(diǎn)ΔPnode曲線(給定射孔條件的完井段ΔP曲線)，如N=6、10、15孔/m。氣井節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析節(jié)點(diǎn)的概念及作用節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法節(jié)點(diǎn)的選擇氣體管流壓降計(jì)算及嘴流油管動(dòng)態(tài)曲線TPR氣井流出曲線OPR節(jié)點(diǎn)分析應(yīng)用節(jié)點(diǎn)選擇井底〔產(chǎn)層中部〕－突出氣井流入動(dòng)態(tài)，便于分析井的產(chǎn)能及研究井的改造措施；井口－突出油管和地面管線壓力損失，便于研究井下管串及地面管線設(shè)備動(dòng)態(tài)；完井段－評(píng)價(jià)射孔參數(shù)對(duì)生產(chǎn)的影響；別離器—分析氣井和多口井別離器壓力的影響；其它－油嘴、平安閥、多級(jí)管柱連接點(diǎn)等。系統(tǒng)的解與節(jié)點(diǎn)位置無關(guān)PPq0qPspPspq0q以井系統(tǒng)下游端點(diǎn)Psp

為節(jié)點(diǎn)以井系統(tǒng)上游端點(diǎn)為節(jié)點(diǎn)逆流向計(jì)算沿流向計(jì)算氣井節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析節(jié)點(diǎn)的概念及作用節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法節(jié)點(diǎn)的選擇氣體管流壓降計(jì)算及嘴流油管動(dòng)態(tài)曲線TPR氣井流出曲線OPR節(jié)點(diǎn)分析應(yīng)用根據(jù)井口參數(shù)計(jì)算井底靜壓或流壓；輸氣管線兩端壓力計(jì)算其輸氣能力；一般的問題是根據(jù)管子兩端壓力或流量中的兩個(gè)參數(shù)計(jì)算另一個(gè)參數(shù)；由于氣相管流壓力梯度方程目前還不能直接用解析顯式表示壓力，所以開展了多種不同程度簡(jiǎn)化和近似的方法。氣體管流壓降計(jì)算及嘴流根據(jù)井口參數(shù)計(jì)算井底壓力，取坐標(biāo)z沿井軸向下為正，井口z=0。垂直井：測(cè)深L等于垂深H，θ＝90°，sinθ=1；斜直井：sinθ=H/L關(guān)井靜氣柱：摩阻項(xiàng)和動(dòng)能項(xiàng)壓力梯度均為零。垂直井靜氣柱總壓降梯度即為重位壓降梯度。別離變量積分靜氣柱壓力計(jì)算由于T，p，Z是沿井深變化的，為了便于直接積分，采用井筒平均溫度和平均壓力計(jì)算平均Z值，積分得

仍以井口為計(jì)算起點(diǎn)，沿井深向下為z的正向，與氣體流動(dòng)方向相反。忽略動(dòng)能壓降梯度，垂直氣井的壓力梯度方程為：任意流動(dòng)狀態(tài)〔p,T〕下的氣體流速可表示為：氣井井底流壓計(jì)算將v代入并化簡(jiǎn)：別離變量積分？環(huán)空流動(dòng)D如何計(jì)算某垂直氣井井深3000m，井口關(guān)井壓力為2MPa，井筒平均溫度為50℃，ppc=4.6MPa，Tpc=205k，

g

=0.65。計(jì)算井底靜壓；氣井開井生產(chǎn)，油管內(nèi)徑62mm，產(chǎn)氣量范圍為10~50×104m3/d，計(jì)算井底流壓的變化。算例分析井筒壓分布曲線設(shè)水平輸氣管線其流動(dòng)方向與水平方向一致，無高程變化故不存在重位壓降。忽略動(dòng)能壓降,故總壓降梯度為摩擦壓降梯度別離變量積分水平輸氣管線壓降假設(shè)產(chǎn)氣量變化范圍為10~100×104m3/d，計(jì)算比照50.3、62、73、106mm管徑，1000m管線的壓降。井口起點(diǎn)壓力為15MPa，平均溫度為20℃，其它數(shù)據(jù)同上例。算例分析1000m水平管線摩阻壓降對(duì)于含有重?zé)N的凝析氣井，在油管的舉升過程中會(huì)局部冷凝成液相，形成氣液兩相流動(dòng)。由于這類氣井的氣液比很高且紊流程度嚴(yán)重，氣液兩相混合較為均勻，可視為均勻的單相流〔稱為擬單相流〕。凝析氣井的產(chǎn)出物包括三局部：即經(jīng)地面別離器別離出的干氣、凝析油罐逸出的凝析氣和凝析油。當(dāng)井底流壓接近凝析氣的上露點(diǎn)壓力，油管內(nèi)可能存在液烴。假設(shè)氣液比大于1780m3〔標(biāo)〕/m3，可近似考慮為單相氣體流動(dòng)。計(jì)算井底流動(dòng)壓力須對(duì)氣體流量和相對(duì)密度作相應(yīng)的修正。凝析氣的修正凝析氣總氣量的修正復(fù)合氣相對(duì)密度考慮凝析油物性和含量的綜合影響，修正公式為許多自噴井在井口都要安裝節(jié)流裝置——油嘴，用于控制氣井的產(chǎn)量。有多種情況要求限制氣井的產(chǎn)量，包括防止底水錐進(jìn)和地層出砂，通過調(diào)節(jié)油嘴的大小控制井口壓力以滿足地面設(shè)備的耐壓要求或防止生成水化物。節(jié)流部件種類很多，包括井口油嘴或針形閥，安裝在油管鞋附近的井下油嘴，油管上部的井下平安閥(SSSV)，氣舉閥的氣孔等。當(dāng)氣流通過這些流通截面突縮部件時(shí)，其流動(dòng)規(guī)律根本一致，可概括為嘴流。氣體嘴流動(dòng)態(tài)以下圖示意圓形孔眼的油嘴，假設(shè)上游壓力p1保持不變，氣體流量〔標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下〕將隨下游壓力p2的降低而增大。但當(dāng)p2到達(dá)某值pc時(shí)，流量將到達(dá)最大值即臨界流量。假設(shè)p2再進(jìn)一步降低時(shí)，流量也不再增加。p2p1dqpc/p1p2/p1qsc嘴流示意圖嘴流動(dòng)態(tài)關(guān)系“臨界流〞是流體在油嘴吼道里被加速到聲速時(shí)的流動(dòng)狀態(tài)。在臨界流狀態(tài)下，油嘴下游壓力變化對(duì)氣井產(chǎn)量沒有影響，因?yàn)閴毫Ω蓴_向上游的傳播不會(huì)快于聲速。因此，為了預(yù)測(cè)嘴流動(dòng)態(tài)即產(chǎn)量與節(jié)流壓降的關(guān)系，必須確定是否為臨界流狀態(tài)。根據(jù)熱力學(xué)原理，臨界壓力比為:為臨界流；否那么為亞臨界流。k為氣體絕熱指數(shù)由氣體嘴流等熵原理，流量與壓力比的關(guān)系為下式，對(duì)于亞臨界流狀態(tài)：將代入上式便可得臨界流嘴流最大產(chǎn)氣量。

油嘴直徑分別用4、5、6、7、8mm。氣體相對(duì)密度為0.7，k為1.25，氣體偏差因子為0.93，井口溫度和壓力分別為38

C和4MPa。繪制不同嘴徑的氣產(chǎn)量與壓力比的特性曲線。天然氣的臨界壓力比為0.555。不同油嘴尺寸的臨界流量算例分析d,mmqmax,104m3/d40.8551.3361.9272.6183.41不同油嘴尺寸的嘴流動(dòng)態(tài)設(shè)置氣嘴為節(jié)點(diǎn)繪生產(chǎn)系統(tǒng)特性曲線pwh~Q〔流入〕曲線，Pb~Q〔流出〕曲線，pwh－pb曲線；繪制嘴流曲線〔Δp~Q〕，油嘴的壓差－流量公式或相關(guān)式求出其特性曲線；交點(diǎn)為不同規(guī)格油嘴對(duì)應(yīng)的產(chǎn)量。節(jié)點(diǎn)流入：油藏油嘴上游pwh~Q節(jié)點(diǎn)流出：油嘴下游分離器pb~Q實(shí)例分析N2 1.18CO2 0.22C192.74C2 2.91C30.51IC40.07NC40.11IC5 0.03NC50.03C6 0.03C7+0.08H2O2mol氣井流入動(dòng)態(tài)井身結(jié)構(gòu)地面管線設(shè)置氣嘴為節(jié)點(diǎn)〔干氣〕pwh~Qpb~QQ~Δpdch~Q設(shè)置氣嘴為節(jié)點(diǎn)〔液體影響〕pwh~Qpb~QQ~Δpdch~Q氣井節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析節(jié)點(diǎn)的概念及作用節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法節(jié)點(diǎn)的選擇氣體管流壓降計(jì)算及嘴流油管動(dòng)態(tài)曲線TPR氣井流出曲線OPR節(jié)點(diǎn)分析應(yīng)用油管動(dòng)態(tài)曲線TPR

某純氣井井深H＝3000m，氣層平均溫度T=50℃，氣體相對(duì)密度rg=0.65，管壁粗糙度e=0.016mm，繪制井口油壓為2MPa管徑分別為d＝50.7，62.0，73.0，101.6mm的油管動(dòng)態(tài)曲線。取產(chǎn)氣量分別為Qsc＝1，10，20，40，60，80×104m3/d，逐個(gè)管徑按流壓公式計(jì)算相應(yīng)井底壓力。油管流出動(dòng)態(tài)曲線TPR某產(chǎn)水氣井井深H＝3000m，管井d＝62mm，氣體相對(duì)密度rg=0.65，地層水相對(duì)密度rw=1.05，地層水粘度μw=0.8mPa.s，井口壓力Pwh＝2MPa，產(chǎn)氣量范圍Qsc＝0～100×104m3/d，計(jì)算繪制產(chǎn)水量分別為1，10，20，50，100m3/d情況下的油管動(dòng)態(tài)曲線。油管動(dòng)態(tài)曲線TPR產(chǎn)水氣井油管流出動(dòng)態(tài)曲線逐個(gè)輸入產(chǎn)水量Qw，以產(chǎn)氣量為10×104m3/d遞增。用Hagedorn－Brown兩相流計(jì)算方法計(jì)算井底流壓。油管尺寸敏感性分析及優(yōu)選最正確油管尺寸通常是指：1〕給定地面條件下〔如別離器壓力、井口壓力或地面出油管線尺寸〕，能獲得最大產(chǎn)量的油管尺寸為最正確尺寸；2〕在某個(gè)規(guī)定的產(chǎn)量下，使生產(chǎn)氣油比為最小、氣體膨脹能利用效率為最大、能保持自噴生產(chǎn)時(shí)間為最長(zhǎng)的油管尺寸為最正確尺寸。上述兩種情況實(shí)際是優(yōu)選油管尺寸的兩種方法或兩種不同的目標(biāo)函數(shù)。根據(jù)油田的具體情況，可以選擇其中一種方法優(yōu)選油管尺寸，或者分別用這兩種方法來確定最正確油管尺寸，最后再綜合進(jìn)行選擇。最大產(chǎn)量為目標(biāo)的油管尺寸優(yōu)選

某氣井的流入動(dòng)態(tài)為Qg＝0.3246〔13.4952－pwf2〕0.8294〔Qg為104m3/d，p為MPa〕。氣體相對(duì)密度Gg＝0.6，產(chǎn)層中深2100m，地層溫度為80℃，井口溫度Twh＝25℃，給定井口壓力pwh為6MPa。分析23/8in〔60.3mm，內(nèi)徑50.7mm〕、31/2in〔88.9mm，內(nèi)徑75.9mm〕兩種直徑油管對(duì)系統(tǒng)產(chǎn)能的影響。氣井不同直徑油管對(duì)產(chǎn)量的影響由IPR和兩條TPR曲線的交點(diǎn)得到以下結(jié)果：dtl＝50.7mm時(shí)，產(chǎn)量Qgl＝15.1×104m3/d〔pwf＝8.97MPa〕；dt2=75.9mm時(shí)，產(chǎn)量Qg2＝18.27×104m3/d〔pwf＝7.37MPa〕。油管直徑從23/8in增大到31/2in，系統(tǒng)產(chǎn)量可以提高21.0％?？死?氣井二項(xiàng)式產(chǎn)能方程氣井沖蝕流量式中q為氣體流量，104m3/d；pwf為井底流壓，MPa。氣體相對(duì)密度Gg＝0.578，凝析油相對(duì)密度Go＝0.843；地層水相對(duì)密度為1.01，含水率為80％，氣液比為14.5×104m3/m3；產(chǎn)層中深3670m，地層溫度為103.5℃，井口溫度為76.2℃，油壓為55MPa，選擇合理油管尺寸。氣井沖蝕流量高速氣體在管內(nèi)流動(dòng)時(shí)會(huì)對(duì)管柱產(chǎn)生沖蝕，當(dāng)超過某一流速〔沖蝕流速〕后，其沖蝕現(xiàn)象十清楚顯，因此氣井油管的通過能力要受沖蝕流速的約束，根據(jù)沖蝕流速確定的油管日通過能力為油管尺寸對(duì)產(chǎn)量的影響當(dāng)油管尺寸較小時(shí)將發(fā)生沖蝕，因此為防止沖蝕并盡可能的降低本錢，選擇168.2mm〔65/8in〕油管較為合理。自噴期最長(zhǎng)的油管尺寸優(yōu)選自噴采油是最經(jīng)濟(jì)的一種開采方法，應(yīng)盡量延長(zhǎng)油氣井的自噴期，其關(guān)鍵在于經(jīng)濟(jì)合理地利用地層流體的能量。前蘇聯(lián)的A.П.克雷洛夫曾認(rèn)為選擇的油管尺寸在自噴末期仍要能保證在最大舉升效率下生產(chǎn)。換句話說，就是應(yīng)當(dāng)根據(jù)自噴末期的情況〔產(chǎn)量、井底壓力、氣液比〕來選定油管?？死茁宸蚪o出了入下的油管直徑選擇公式氣井節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析節(jié)點(diǎn)的概念及作用節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法節(jié)點(diǎn)的選擇氣體管流壓降計(jì)算及嘴流油管動(dòng)態(tài)曲線TPR氣井流出曲線OPR節(jié)點(diǎn)分析應(yīng)用氣井流出曲線OPR壓力a,b,c,d代表不同油管直徑a>b>c>dIPRABabcdOPR產(chǎn)量油管尺寸對(duì)氣井自噴能力的影響A和B兩條直線是兩個(gè)尺寸油嘴的節(jié)流動(dòng)態(tài)CPR，根據(jù)穩(wěn)定性分析，每條流出曲線OPR必須在其峰值的右邊生產(chǎn)，否那么可能導(dǎo)致生產(chǎn)壓力波動(dòng)使氣井停產(chǎn)。峰值實(shí)例分析N2 1.18CO2 0.22C192.74C2 2.91C30.51IC40.07NC40.11IC5 0.03NC50.03C6 0.03C7+0.08H2O2mol氣井流入動(dòng)態(tài)井身結(jié)構(gòu)地面管線氣井流出曲線OPR氣流量/104m3/d壓力/MPa氣井節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析節(jié)點(diǎn)的概念及作用節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法節(jié)點(diǎn)的選擇氣體管流壓降計(jì)算及嘴流油管動(dòng)態(tài)曲線TPR氣井流出曲線OPR節(jié)點(diǎn)分析應(yīng)用氣井積液液滴模型開展Turner、coleman液滴模型李閩橢球體模型Turner，1969

假設(shè)條件：圓球形液滴

臨界氣體流速數(shù)學(xué)模型開展優(yōu)缺點(diǎn)：適用于氣液比1370～178571sm3/m3臨界產(chǎn)量

1991年,Coleman發(fā)現(xiàn)Turner無調(diào)整系數(shù)的液滴模型與他所收集來的多組原始資料的現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)吻合的較好。它能夠較好地預(yù)測(cè)氣井積液。臨界氣體流速M(fèi)ing.Li,于2002提出新的橢球體液滴模型調(diào)整了韋伯?dāng)?shù)、阻力系數(shù)、曳力系數(shù)得到了新的積液預(yù)測(cè)公式。臨界氣體流速：臨界產(chǎn)量：井號(hào)產(chǎn)量m3/dTurner模型計(jì)算結(jié)果m3/d實(shí)際產(chǎn)量同Turner臨界產(chǎn)量比值氣井狀態(tài)130409244051.24正常生產(chǎn)247051283001.66正常生產(chǎn)356192376031.49正常生產(chǎn)462179387831.60正常生產(chǎn)586150356082.41正常生產(chǎn)673677471021.56正常生產(chǎn)793472494061.89正常生產(chǎn)841400396261.04接近積液923976230731.03接近積液10180641781070.101接近積液1110