井下節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）

蘇里格氣田東區依靠井下節流實現了井筒節流降壓地溫加熱，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。對于目前現行的節流器氣嘴計算公式來計算單井產量，由于地域的不同，公式所涉及的參數存在一定的差異，以實測的氣井井筒流壓梯度為基礎，同時結合實際測量化驗的相關數據，進行了井下節流計算的誤差進行了分析，另外對計算公式進行了修正，降低了在該區域節流器計算公式計算產量的誤差。

井下節流；計算產量；井底流壓

1　目前井下節流器氣嘴計算公式

節流產量計算的關鍵是節流壓差與產量的關系，若上游壓力p1保持不變，氣體流量（標準狀態下）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，出現下降趨勢。

圖1　井下節流示意圖

p2/p1達到臨界壓力比值：

k-氣體絕熱指數，取值1.3。

對于臨界流，氣嘴的最大產氣量為：

qmax-通過油嘴的體積最大臨界流量（標準狀態下），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，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　現行井下節流器氣嘴計算產量的誤差及原因分析

現行節流器氣嘴的計算都是按照此公式進行配產。實際下放節流器生產之后，實際日產氣量與氣嘴對應配產存在一定誤差。

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

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

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

表1　蘇東A1井單井計量日產氣量

下面對其他30口節流器生產井計算產量與實際產量進行計算比較（見表2）。

從表2可以看出，實際日產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過節流氣嘴時會產生較大壓降，當節流氣嘴出口壓力與節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，此時任何壓力波動不會通過節流氣嘴傳遞到節流嘴前，產量不會發生變化。

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

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

對于節流器上下基本無積液，連續生產的氣井計算結果（見表3）。

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

此外，由于部分井出現節流器以上積液，由表4計算所得，可以看出，由于節流器以上積液，氣嘴流狀態都處于非臨界流。

即可得出結論，對于液氣比較大，節流器以上存在積液的生產氣井，不宜用目前節流器產量計算公式進行產量計算，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　蘇東區塊30口節流器生產井計算產量與實際產量進行計算比較

表3　蘇東區塊4口連續生產井井下節流臨界壓力比值計算結果

表4　蘇東區塊4口產水積液井井下節流臨界壓力比值計算結果

由于井口到井底，連續生產井的壓力梯度平穩，產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，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時的流型為環霧狀流，液體以液滴的形式由氣體攜帶到地面，氣體呈連續相而液體呈非連續相。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，導致井下節流計算的結果偏低。

3　公式計算修正及應用

對于產水積液井的產能核實，本文進行的節流器氣嘴計算公式的修正。

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

（2）節流氣嘴入口壓力應根據井底流壓計算。目前只是認為生產套壓為節流器入口壓力，其實不然。應該采取井底流動壓力來進行計算。井底流壓一般實測數據較少，所以就要根據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過程中，溫度及壓力都是隨著深度的變化而變化，由于節流器的下放深度不同，在不同深度對應的壓力及溫度不同，導致該位置的天然氣壓縮因子取值不同。

根據近期天然氣組分化驗數據及Stangding-Katz圖版可以求得節流器在1 800 m及2 500 m對應壓力及溫度下的偏差系數。

統計45口井筒壓力及溫度實測數據，得出節流器處在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單井所屬集氣站天然氣組分化驗中相對密度數據。在計算時取近期的化驗結果，減少誤差。

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

根據以上取值的修訂，下面對于20口井的產量進行重新計算（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　結論與建議

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

（2）水同產井，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流前后的壓力及溫度變化。

（3）天然氣相對密度在不同生產井是不同的，多以根據具體的化驗結果進行計算。

（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據的擬合，再現場應用，有待進一步開展現場試驗。

（5）計算的精確度要求越高，必須滿足以下生產特

表5蘇東區塊20口井井下節流公式修正后計算結果統計

序號井號氣嘴/mm油壓/MPa井底流壓/MPa實際日產氣量/（104m3）計算日產氣量/（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：節流器生產氣井盡量是連續帶液的連續生產井；節流器入口壓力并非套壓，需要根據井筒參數進行井筒流壓計算；根據油壓、井口溫度，計算節后的壓力；根據實際下放到的節流器深度預測節流前溫度。

［1］牟春國，胡子見，王慧，等.井下節流技術在蘇里格氣田的應用［J］.天然氣勘探與開發，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