18==[135-139][江苏-段志刚]抽油机井合理生产压差的探索研究

135抽油机井合理生产压差的探索研究段志刚姚峰（江苏油田分公司工程院）摘要：在近几年的采油方案编制中，生产压差确定的模块往往是根据井底流压不能低于饱和压力的原则制定最大生产压差，这样不利于把合理生产压差确定在一个范围。应用PEffice软件，采用多相管流原理计算出井底流压，拟合出采液指数，绘出IPR曲线，再结合油藏配产，可以确定出合理的生产压差。关键词：抽油机井井底流压生产压差1前言在油井生产、方案设计和油藏管理中，生产压差都是一个非常重要的参数。生产压差过大，使得井底流压偏小，可能会导致原油中的溶解气地层中就开始逸出，影响原油的采收率；生产压差过小，使得产量降低，影响油井的采油效率。如何确定一个合理的生产压差？通常有三种方法。法一：已知采油指数，根据公式P＝Q/J求取；法二：有井底流压等试井资料，根据wfrP求取；法三：已知环空动液面，把环空动液面到油层中部深度的一段液柱看成密度均一液体，如图1所示。忽略天然气柱产生的压差，lwfPPcP，hffPwowwl)]1([，wfrP，cP－井口套压，Pa；lP－液柱压差，Pa；w－水相密度，kg/m3；o－油相密度，kg/m3；wf－地面原油含水率，小数；r－地层压力；h－动液面到油层中部深度的高度。由于油层中部到动液面之间不是纯粹的两相流，液体密度也不是均一的，因此，这种方法计算出的井底流压只是一种比较粗略的估算。在优化采油方案设计时，此方法不可取。本文针对产能新区缺乏采油指数及井底流压等试井资料这一现状，根据抽油机井的日常生产数据，运用多相管流原理，采用三段法计算出井底流压，然后拟合出采液指数，绘出IPR曲线，再结合油藏配产，确定出合理的生产压差。2多相管流计算井底流压的原理抽油机井的井底压力是井口套压与井筒中的流体联合作用的结果。当井口套压一定时，井筒中流体的物性及分布状况，对井底压力有着重要的影响。但是抽油机井井筒物性分布有时是很复杂的，主要表现在井筒中气柱与油柱之间常常没有明显的油－气界面，而是存在一个泡沫状的过渡段，称为泡沫段。在井筒密度的分布曲线上，表现为气柱密度与油柱密度之间并非突变，而是逐渐变化的。如图2所示。这里我们采用三段法进行计算，认为油套环空中流体可分为天然气柱、油柱和三相流。天然气柱和油柱间存在一个拟液面，通过物质平衡法进行环空测试，求得其拟液面深度，而后近似地按照三段分布处理。136图1抽油机井井筒流体分布图图2环空气体分布示意图三段法计算井底流压loglgwfPPPPPPPcP0（1-1）其中wfP－井底流压，Pa；cP－井口套压，Pa；gP－气柱压差，Pa；oP－油柱压差，Pa；lP－液柱压差，Pa；gP－动液面（气柱与油柱界面）处的压力，Pa。下面分别求取动液面处的压力、油柱压差和液柱压差，从而得到井底流压。图3抽油机井井筒密度分布曲线2.1动液面处的压力环空内气柱压力对井底流压的影响取决于天然气的固有特性，而且与地下流体的特性、环空气液的分布和套压值等因素有关。由于环空中气柱密度受温度、压力等因素的影响，分布是非均质的，考虑到环空中泡沫段的影响，故可在环空中取一微小气柱段进行研究，通过建立热力学方程、状态方程以及环空中拟液面的运动微分方程联立求解得：137)/(0342.0TzHcggfePP（1-2）其中gP－动液面（气柱与油柱界面）处的压力，Pa；cP－井口套压，Pa；fH－动液面深度，m；g－天然气相对密度，无因次；T—气柱段平均温度，K；Z—气柱段平均温度、平均压力下的压缩因子。在式（1-2）中，由于压缩因子Z为温度、压力的函数，且温度又随深度而变化，所以需要用迭代法求解，具体步骤如下：（1）估计气柱（井筒）的温度梯度，求其平均温度；（2）假设一个动液面处的压力值Pgi，求出气柱平均压力Pav=(Pgi+Pc)/2；（3）按平均温度、平均压力求出气柱的平均压缩因子；（4）由式（1-2）计算动液面处的压力Pgc，如果pgigc（p为所要求的精度），则取Pg＝Pgc；否则，取Pgi＝Pgc，从步骤（2）起重新计算，直至满足精度要求为止。2.2油柱压差的计算虽然油柱密度在各个深度上因压力的不同而不同，但在某一较小的深度范围ih内，其密度可视为常数。niioginioiHHogohgPdhgPif11（1-3）其中oP－油柱压差，MPa；og－某一深度h处的油柱密度，kg/m3；iH－油管进油口处的深度，m；fH－动液面深度，m；ih－第i小段油柱的高度，m；ogi－第i小段油柱的平均密度，kg/m3；oiP－第i小段油柱的压差，Pa；138这样，通过迭代法求出每一小段油柱的压差，最后便可求出整个油柱的压差。迭代具体过程（略）。2.3液柱压差当油管未下至油层中部时，在油管进油口至油层中部之间，将依据其液柱内的压力是否高于泡点压力，呈现油水或油气水混合物的流动。Beggs-Brill方法，确立了四种主要水平流线谱式，即流态。它们分别是：（1）分异型；（2）过渡型；（3）间隔型；（4）分散型。对应四种流态分别有不同的持液率计算式和倾斜角修正系数计算式。由此构成该计算方法的基础和特点。基本方程：压力梯度形式：dPdhggfGVgdVVgPcmmmmcmmsgcsin21（1-4）深度步长形式：hPVVgPggfGVgdmmsgccmmmmc12sin（1-5）采用迭代法进行计算。迭代具体过程（略）符号说明：dPdh—压力梯度，psi/ft;h—深度步长，ft;P—压力增量，psi;m—油气水混和物的密度，lb/ft3;Vsg、Vsl、Vm—气、液和气液混和物的表观流速，ft/s;g—重力加速度，32.2ft/s2d—管道内径，ft;—管道与水平方向的夹角，度；Gg、Gl、Gm—气、液和气液混和物的质量流通量，lb/s.ft2；f—摩擦系数；3计算实例AHT83井是江苏油田某新发现区块的一口探井，2005年5月中旬投入生产，平均日产液10.3m3、日产油10.1m3、综合含水1.6%左右。其油藏参数见下表。表1AHT83井基础数据表地面原油密度：0.887g/cm3泡点压力：6MPa地层温度86地层水相对密度：1泡点温度：86油藏中深：2367.5m天然气相对密度：0.7套管内径：124.3mm套管外径：139.7mm套管下深：2370m油管内径：62mm油管外径：73mm139第一步：以井口套压Pc和井口温度Tc为计算起点，把天83井的流体物性、油藏参数和生产数据等相关资料代入式1-2中，用迭代法计算出动液面处的压力Pg和动液面处的温度Tg。第二步：再以动液面处的压力Pg和温度Tg为计算起点，通过式1-3，采用迭代法累算出油柱压差oP和油柱底部的压力Po和温度To。第三步：以油柱底部的压力Po和温度To为计算起点，给定一个压差P和初设步长h，首先计算出平均压力和温度，然后计算出该平均压力下油、气、水的物理性质和气、液的表观速度和气液混和物的流速，再根据四种流态分别计算出持液率和倾斜角修正系数等相关参数，最后通过迭代法计算出液柱压差lP。第四步：根据式（1-1）求出井底流压Pwf。用相同的手法计算出不同产量下对应的井底流压。第五步：根据Vogel方程，分别以产量和流压为横、纵坐标，拟合出流入动态IPR曲线，并根据IPR曲线求出采油指数J=0.7138。第六步：将此采油指数作为该断块E1f3层位的平均采油指数，结合该层位的油藏参数，通过在PEOffice软件绘出不同含水率下的IPR曲线。图4IPR拟合曲线图5不同含水率下的IPR曲线第七步：通过IPR曲线，确定该区块合理的生产压差。由于该油藏日配产7m3/d，初期不含水，从上图中不含水的IPR曲线上可以看出井底流压Pwf=13.6MPa。由油藏资料可知油层中部压力Pr＝23MPa，根据△P＝Pr－Pwf可得生产压差为：9.4MPa。所以，天83断块E1f3层位的合理生产压差为9.4MPa左右。4结论通过PEOffice软件运用多相管流的原理计算已投产井的井底流压，拟合出已投产井的采液指数，结合区块的油藏资料，预测区块IPR曲线，最终根据油藏配产，确定出新发现油藏的合理生产压差，指导现场生产，解决了因缺乏井底流压等试井资料而无法确定合理生产压差的问题。该方法在生产实际中简便易行，具有很强的操作性和实用性。