井下節(jié)流器氣嘴計算公式修正探討

封莉，劉建斌，白建收，劉超群，李東旺，馬遙，張秀峰

（中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710021）

井下節(jié)流器氣嘴計算公式修正探討

封莉，劉建斌，白建收，劉超群，李東旺，馬遙，張秀峰

（中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710021）

蘇里格氣田東區(qū)依靠井下節(jié)流實現(xiàn)了井筒節(jié)流降壓地溫加熱，有效地防止了天然氣水合物的形成，并簡化了地面工藝流程降低了投資。對于目前現(xiàn)行的節(jié)流器氣嘴計算公式來計算單井產(chǎn)量，由于地域的不同，公式所涉及的參數(shù)存在一定的差異，以實測的氣井井筒流壓梯度為基礎(chǔ)，同時結(jié)合實際測量化驗的相關(guān)數(shù)據(jù)，進行了井下節(jié)流計算的誤差進行了分析，另外對計算公式進行了修正，降低了在該區(qū)域節(jié)流器計算公式計算產(chǎn)量的誤差。

井下節(jié)流；計算產(chǎn)量；井底流壓

1　目前井下節(jié)流器氣嘴計算公式

節(jié)流產(chǎn)量計算的關(guān)鍵是節(jié)流壓差與產(chǎn)量的關(guān)系，若上游壓力p1保持不變，氣體流量（標準狀態(tài)下）將隨下游壓力p2的降低而增大，但當p2達到某值pc時，流量將達到最大值即臨界流量，若p2再進一步降低時，氣嘴流量也不再增加，出現(xiàn)下降趨勢。

圖1　井下節(jié)流示意圖

p2/p1達到臨界壓力比值：

k-氣體絕熱指數(shù)，取值1.3。

對于臨界流，氣嘴的最大產(chǎn)氣量為：

qmax-通過油嘴的體積最大臨界流量（標準狀態(tài)下），104m3/d；p-壓力，MPa；d-氣嘴直徑，mm；T-溫度，取值348.15 K；k-天然氣絕熱指數(shù)，取值1.30；Z-天然氣壓縮因子，取值0.833 23；天然氣相對密度，取值0.58；p2/p1-壓力比，（下標1為嘴前位置，下標2為嘴后位置）。

2　現(xiàn)行井下節(jié)流器氣嘴計算產(chǎn)量的誤差及原因分析

現(xiàn)行節(jié)流器氣嘴的計算都是按照此公式進行配產(chǎn)。實際下放節(jié)流器生產(chǎn)之后，實際日產(chǎn)氣量與氣嘴對應(yīng)配產(chǎn)存在一定誤差。

下面舉例單井計量結(jié)果及節(jié)流器計算公式計算產(chǎn)量比較，蘇東A1井單井計量結(jié)果（見表1）。

A1井節(jié)流器氣嘴直徑3.5 mm，下深1 852 m。節(jié)流前入口壓力為14.12 MPa，根據(jù)節(jié)流器氣嘴計算公式，計算所得體積流量2.558 0×104m3/d。

對比相同生產(chǎn)時間內(nèi)的單井計量記錄，日均單井流量相差0.675 9×104m3，相對誤差26.42%。

表1　蘇東A1井單井計量日產(chǎn)氣量

下面對其他30口節(jié)流器生產(chǎn)井計算產(chǎn)量與實際產(chǎn)量進行計算比較（見表2）。

從表2可以看出，實際日產(chǎn)氣量與公式計算氣量存在一定的相對誤差，且部分井誤差較大，下面對其影響因素進行分析。

誤差原因分析：氣液兩相混合流體經(jīng)過節(jié)流氣嘴時會產(chǎn)生較大壓降，當節(jié)流氣嘴出口壓力與節(jié)流氣嘴入口壓力之比低于臨界值（相對密度為0.6天然氣，臨界值為0.546）時，該流體處于臨界流動狀態(tài)，此時任何壓力波動不會通過節(jié)流氣嘴傳遞到節(jié)流嘴前，產(chǎn)量不會發(fā)生變化。

（1）k為天然氣絕熱系數(shù)，對于天然氣單相一維流動，k=1.3。由于實際天然氣生產(chǎn)過程中，不是單一相流動，同時氣體是以混合物狀態(tài)流動，導致混合氣體絕熱指數(shù)相對有所變化。

（2）通過計算，節(jié)流氣井正常生產(chǎn)過程中，節(jié)流氣嘴入口處壓力根據(jù)井底流壓計算，節(jié)流氣嘴出口處壓力根據(jù)井口外輸壓力計算。

對于節(jié)流器上下基本無積液，連續(xù)生產(chǎn)的氣井計算結(jié)果（見表3）。

將k=1.3帶入臨界壓力計算公式，既得0.545 7，根據(jù)表格顯示，節(jié)流器出入口壓力比值均＜0.545 7，故經(jīng)過井下節(jié)流后氣嘴流狀態(tài)都處于臨界流。

此外，由于部分井出現(xiàn)節(jié)流器以上積液，由表4計算所得，可以看出，由于節(jié)流器以上積液，氣嘴流狀態(tài)都處于非臨界流。

即可得出結(jié)論，對于液氣比較大，節(jié)流器以上存在積液的生產(chǎn)氣井，不宜用目前節(jié)流器產(chǎn)量計算公式進行產(chǎn)量計算，誤差較大。

（3）Z天然氣壓縮因子。壓縮因子不是固定值，井筒的壓力及溫度都對其有一定的影響。在低壓段，壓縮因子隨著對比壓力的增大先降低后升高，在中高壓段，壓縮因子則是根據(jù)對比壓力的增加而升高。

當天然氣的壓力固定不變時，天然氣的壓縮因子是隨溫度的逐漸增加而增大。

相反，當溫度固定不變時，天然氣的壓縮因子隨壓力的增加而有減小的趨勢。

表2　蘇東區(qū)塊30口節(jié)流器生產(chǎn)井計算產(chǎn)量與實際產(chǎn)量進行計算比較

表3　蘇東區(qū)塊4口連續(xù)生產(chǎn)井井下節(jié)流臨界壓力比值計算結(jié)果

表4　蘇東區(qū)塊4口產(chǎn)水積液井井下節(jié)流臨界壓力比值計算結(jié)果

由于井口到井底，連續(xù)生產(chǎn)井的壓力梯度平穩(wěn)，產(chǎn)液井的壓力梯度有所變化，另外，溫度也隨著深度增加而升高。導致壓縮因子的波動變化，引起計算誤差。

（4）天然氣的相對密度。目前相對密度取值為0.58。天然氣的密度與溫度、壓力及天然氣的組成有關(guān)，通常情況下，其相對密度變化范圍在0.55~0.95。由于實際生產(chǎn)的天然氣含有凝析液等，導致其相對密度處于不定的值。

（5）天然氣井在正常生產(chǎn)時的流型為環(huán)霧狀流，液體以液滴的形式由氣體攜帶到地面，氣體呈連續(xù)相而液體呈非連續(xù)相。當氣相流速太低，不能提供足夠的能量使井筒中的液體連續(xù)流出井口時，液體將與氣流呈反方向流動并積存于井底，井筒下部壓力梯度相對增大，導致井下節(jié)流計算的結(jié)果偏低。

3　公式計算修正及應(yīng)用

對于產(chǎn)水積液井的產(chǎn)能核實，本文進行的節(jié)流器氣嘴計算公式的修正。

（1）蘇里格東區(qū)存在積液井比例相對較大，對于氣水同產(chǎn)井，并非單一相流體，其主要以混合物狀態(tài)流動，導致混合氣體絕熱指數(shù)相對降低，但是目前由于無法確定影響程度，所以暫時取定1.3。

（2）節(jié)流氣嘴入口壓力應(yīng)根據(jù)井底流壓計算。目前只是認為生產(chǎn)套壓為節(jié)流器入口壓力，其實不然。應(yīng)該采取井底流動壓力來進行計算。井底流壓一般實測數(shù)據(jù)較少，所以就要根據(jù)井筒存在的相體壓力分析來共同計算，流壓等于井口套壓與氣柱壓合液體造成的壓力之和。

其中：Δp氣=rgh；Δp液=0.009 81 rw（H-h）

所以Pwf=Pc+rgh+0.009 81 rw（H-h）

式中：Pwf-井底流壓；Pc-井口套壓；rg-井筒內(nèi)氣體相對密度；h-氣柱高度，m；H-井深，m。

（3）對于天然氣壓縮因子的確定，目前的取定值為0.833 42。由于井筒在正常生產(chǎn)過程中，溫度及壓力都是隨著深度的變化而變化，由于節(jié)流器的下放深度不同，在不同深度對應(yīng)的壓力及溫度不同，導致該位置的天然氣壓縮因子取值不同。

根據(jù)近期天然氣組分化驗數(shù)據(jù)及Stangding-Katz圖版可以求得節(jié)流器在1 800 m及2 500 m對應(yīng)壓力及溫度下的偏差系數(shù)。

統(tǒng)計45口井筒壓力及溫度實測數(shù)據(jù)，得出節(jié)流器處在1 800 m處平均壓力為12.78 MPa，平均溫度為333.15 K；在2 500 m處平均壓力為15.14 MPa，平均溫度為348.15 K。計算兩處的天然氣偏差系數(shù)分別為0.874及0.905。

（4）天然氣的相對密度取值，建議計算時采用生產(chǎn)單井所屬集氣站天然氣組分化驗中相對密度數(shù)據(jù)。在計算時取近期的化驗結(jié)果，減少誤差。

（5）器口壓力，應(yīng)根據(jù)實際下放深度進行計算。本文統(tǒng)計30口井的實測井筒壓力梯度，總結(jié)歸納得平均下放深度在1 800 m時，節(jié)流器的入口溫度取值為65℃，下放深度為2 500 m時取值75℃。

根據(jù)以上取值的修訂，下面對于20口井的產(chǎn)量進行重新計算（見表5）。由表5所計算誤差可知，相對誤差較之前有所降低。

4　結(jié)論與建議

（1）油套壓計算井底流壓，同時計算節(jié)流前后壓力比，進而進行產(chǎn)量計算的方法可行。

（2）水同產(chǎn)井，盡可能的先對其油管進行壓力及溫度梯度測試，從而可以更為準確的確定節(jié)流前后的壓力及溫度變化。

（3）天然氣相對密度在不同生產(chǎn)井是不同的，多以根據(jù)具體的化驗結(jié)果進行計算。

（4）氣液比較低的井，由于兩相管流與嘴流計算的誤差較大，使用前，需開展模型與實測數(shù)據(jù)的擬合，再現(xiàn)場應(yīng)用，有待進一步開展現(xiàn)場試驗。

（5）計算的精確度要求越高，必須滿足以下生產(chǎn)特

表5蘇東區(qū)塊20口井井下節(jié)流公式修正后計算結(jié)果統(tǒng)計

序號井號氣嘴/mm油壓/MPa井底流壓/MPa實際日產(chǎn)氣量/（104m3）計算日產(chǎn)氣量/（104m3）相對誤差/% 1蘇東B2井4.50.8612.773.0733.104 01.00 2蘇東B3井2.61.137.850.331 80.41119.29 3蘇東B4井417.580.8280.97213.81 4蘇東B5井2.10.8210.280.432 50.61029.14 5蘇東B6井1.60.7914.610.6230.51820.33 6蘇東B7井2.20.8611.480.222 80.27318.61 7蘇東B8井2.30.978.010.536 10.5144.39 8蘇東B9井5.63.3516.036.677.0245.03 9蘇東B10井1.52.9414.940.4150.47011.64 10蘇東B13井2110.090.439 70.4726.90 11蘇東B15井1.80.6616.490.8920.74619.52 12蘇東B16井2.80.686.260.455 50.4374.32 13蘇東B17井1.50.559.790.1780.23122.78 14蘇東B19井1.60.768.630.3640.29722.45 15蘇東B20井2.52.7711.241.388 30.94646.81 16蘇東B22井4.42.199.073.1242.56421.82 17蘇東B23井2.71.3414.910.304 60.51040.24 18蘇東B24井3.31.2514.901.601 32.06622.51 19蘇東B25井2.20.9514.831.290 91.16610.72 20蘇東B30井2.80.7811.731.028 71.1339.21

征：節(jié)流器生產(chǎn)氣井盡量是連續(xù)帶液的連續(xù)生產(chǎn)井；節(jié)流器入口壓力并非套壓，需要根據(jù)井筒參數(shù)進行井筒流壓計算；根據(jù)油壓、井口溫度，計算節(jié)后的壓力；根據(jù)實際下放到的節(jié)流器深度預(yù)測節(jié)流前溫度。

［1］牟春國，胡子見，王慧，等.井下節(jié)流技術(shù)在蘇里格氣田的應(yīng)用［J］.天然氣勘探與開發(fā)，2010，33（4）：61-66.

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.009

TE931.2

A

1673-5285（2015）05-0040-05

2015－03-19