井下节流气井递减规律及单井产能核定方法研究

段鹏国，刘 锋

（华北油气分公司采气二厂，陕西咸阳 712000）

井下节流气井递减规律及单井产能核定方法研究

段鹏国，刘 锋

（华北油气分公司采气二厂，陕西咸阳 712000）

东胜气田2015年开始采用井下节流中低压集输工艺进行开发，根据实际应用情况及前人理论研究，分析了井下节流气井产量与压力变化之间的联系，明确了其递减规律，并在此基础之上，结合TOPAZE软件，提出了井下节流气井的产能核定的新方法。

井下节流；递减规律；单井产能核定

东胜气田位于鄂尔多斯盆地北部，气藏属正常温度、低压、低孔渗无边底水定容弹性驱动岩性气藏。因受天然气组分、压力、外界气温等因素影响，生产过程中易形成水合物地面管线及井筒堵塞，为防止水合物生成，降低地面建设成本，东胜气田2015年规模开发以来，气田集输系统主要采用井下节流、井间串接、中低压集气工艺，生产过程中无稳产期，产气量随压力的下降而不断递减，产量的递减在一定程度上减缓了压力的下降，递减规律复杂，明显不同于高压集输模式下的定产降压生产规律，产能核定存在一定难度[1-4]。

1 井下节流气井递减规律理论研究

井下节流是压降、温降过程。天然气流通过节流装置时，由于过流截面突然收缩，其流速会迅速增大，造成局部阻力增大，使其压力显著下降。节流前后的压力与其流量的关系为[1]∶

式中：Qsc-标准状况下通过气嘴的天然气体积流量（气井产量），m3/d；d-气嘴直径，mm；p1、p2-节流器上、下流气流压力，MPa；γg-天然气相对密度，无因次；T1-节流器上流端面处温度，K；Z1-气嘴入口状态下的气体压缩系数，无因次；k-天然气绝热指数，一般取1.25～1.3。

节流器上游压力p1采用密度迭代法[2]计算，天然气压缩因子Z采用Dranchuk-Puruls-Robinson（DPR法）[3]方法计算，根据东胜气田实际生产情况，定节后压力5.5 MPa，将节流前后压力p1、p2、压缩因子Z、天然气相对密度及节流器嘴径等参数代入式（1）、式（2），计算不同嘴径下，不同压力p1下产气量，绘制理论图版（见图1），可以得出以下结论：（1）随着井底流压下降，产气量下降；（2）当井底流压下降到10 MPa后，即节流嘴前后压力比大于0.555（天然气绝热系数k取值1.25）时，气体流态由临界流向非临界流转换；（3）随着井底流压下降，嘴径越大时，气井产量下降越快，达到非临界状态时，产气量下降幅度增大。

2 生产过程中压力产量变化规律

2.1 实际生产与理论研究的对比

根据3口生产井J66、J66P2S、J66P8H实际生产数据套压、产气量、水气比及气体组分报告等数据，应用公式（1）与（2）计算实际生产情况下产量、压力变化规律，并与理论研究进行对比（见图2），表明实际生产过程中产气量随压力的下降而递减。

图1 井下节流气井产量压力变化规律理论图版

图2 临界流状态下生产井产量压力变化规律与理论对比图版

表1 3口水平井生产数据统计表

图3 水平井归一化生产曲线

2.2 递减规律研究

选取工区生产时间较长井下节流水平井生产数据统计（见表1），3口水平井因产能、配产等影响，产量压力递减差异较大。J66P2S井年量递减率约30%，日均压力降0.013 MPa，J66P20H井年量递减率约12.7%，日均套压降0.01 MPa，J66P8H井因配产较低，年产量递减率约5.4%，日均压力降0.009 MPa。

通过3口井生产数据归一化处理后进行分析（见图3）可以看出，（1）生产初期，压力、产量迅速递减，产量递减率约4.8%；（2）生产2.5月，产量、压力递减相对较迅速，日均压力降0.014 MPa，产量递减8%；（3）生产3个月后，压力、产量递减进入相对平缓阶段；日均套压降0.09 MPa，生产9个月，产量递减12%。

生产过程中产气量随压力的下降而不断递减，按照目前生产制度投产第一年产量递减率约30%，日均套压降0.011 3 MPa。

3 产能核定新方法研究

东胜气田目前生产井数少，实际生产过程中单井产量、压力变化规律差异性大，且投产后产气量随压力的下降而不断递减，压力产量变化规律预测较为困难，明显有别于高压集输工艺下气井投产后产量递减规律[4]（见图4）。

3.1 产能核定新方法的提出

图4 高压集输模式下产量随时间变化示意图

中低压集输模式下，产量递减的根本原因是压力的下降，因此气井产能的预测应该以压力变化为主导进行核定。具体核定方法：（1）根据前期生产数据，在TOPAZE软件中建立预测模型；（2）根据压力下降指标采用TOPAZE软件进行模拟计算求取年累计产气量；（3）根据年累计产气量求取算数平均值核定日产能（见图5）。

图5 井下节流气井产能核定示意图

表2 东胜气田2015年底产能核定与2016年实际生产情况对比表

图6 J66井TOPAZE软件模拟生产图

图7 J66井实际生产曲线图

3.2 产能核定实例

根据本文3.1核定方法，对2015年3口生产井产能进行核定，对比实际生产结果，整体偏差比例2.7%（见表2），达到预测指标。

J66井核定实例，在日均套压降0.01 MPa的压降速率下，根据TOPAZE软件拟合年累计产气657×104m3，计算平均日产能2.0×104m3（见图6），该井实际生产616×104m3（见图7），偏差比例6.2%。

4 结论

（1）井下节流气井生产过程中随着压力的下降，产气量发生递减。

（2）随着井底流压下降，嘴径越大时，气井产量下降越快，达到非临界状态时，产气量下降幅度增大，因此实际生产过程中需不断优化气井配产，保持气井产量递减率维持在合理水平。

（3）井下节流气井产能的核定应以压力变化为主导进行核定，根据设定压力指标核定产能。

（4）应用本文提出产能核定方法，核定结果与实际生产相比偏差较小，具有很好的适应性，可以推广使用。

［1］ 雷群.井下节流技术在长庆气田的应用［J］.天然气工业，2003，23（1）：81-83.

［2］ 张玄奇.利用密度迭代法计算气井的井底流压［J］.西安石油大学学报，2014，29（1）：56-65.

［3］ Dranchuk P M，Pu rvis R A，Robinson D B.Computer calculations of natural gas com pressibility factors using the standing and katz correlation［J］.Inst of Petroleum Technical Series，1974，36（4）：76-80.

［4］ 杨志浩，李治平，陈奎，等.产能递减分析新方法及应用：以大牛地致密气藏为例［J］.断块油气田，2015，22（4）：484-487.

Downhole throttle gas well diminishing and single well productivity verification method of study

DUAN Pengguo，LIU Feng
（Gas Production Plant 2 of Huabei Oil and Gas Field Branch，Xianyang Shanxi 712000，China）

Dongsheng gas fields began in 2015 with low pressure gathering in downhole throttling technology development,according to the practical application and theoretical research of predecessors,downhole throttling gas well production is analyzed and the connection between the pressure change,clear the law of diminishing.And on this basis,combining with TOPAZE software,puts forward the new methods of downhole throttling gas well production capacity for approval.

downhole throttling；diminishing；single well production capacity for approval

TE377

A

1673-5285（2017）07-0026-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.006

2017－05-19