抽油机井合理生产压差的计算
第12卷第2期
小型油气藏
S mall Hydr ocarbon Reservoirs
2007年6月
抽油机井合理生产压差的计算
段志刚
(江苏油田分公司石油工程技术研究院, 江苏扬州225009)
摘要:运用多相管流的原理计算出已投产井的井底流压, 拟合出采液指数, 结合区块的油藏资料, 预测区块IPR 曲线, 并根据油藏配产, 确定该区块的合理生产压差, 从而解决了新区产能建设中因缺乏井底流压等试井资料而无法计算合理生产压差的问题。关键词:抽油机井井底流压生产压差
3
引言
在油井生产、, , 使使得气体进入泵筒, 减小泵效, 并影响原油的采收率; 生产压差过小, 使得产量降低, 影响油井的采油效率。
确定合理生产压差的方法通常有三种:①已
[1]
知采油指数, 根据公式△P =Q /J求取; ②有井底流压等试井资料, 根据△P =P r -P wf 求取; ③已知环空动液面高度, 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, 计算液柱的重力压差作为井底流压。
由于新区投产的油井少且投产时间很短, 往往没有采油指数或井底流压等试井资料, 因此, 无法通过方法1和方法2得到生产压差。对于方法3, 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。
针对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, 确定合理的生产压差。
。但是抽, 主要表现—气界面, 而是存在一个泡沫状的过渡段, 称为泡沫[2]
段, 如图1所示。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。这里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, 如图2所示。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。
图1 环空气体分布示意图
1 多相管流计算井底流压的原理
抽油机井的井底压力受井口套压和井筒中流
体的影响。当井口套压一定时, 井筒中流体的物
3修改日期:2007-01-11
作者简介:段志刚(1978—) , 助理工程师, 2001年毕业于西南石油学院石油工程专业, 现主要从事采油工程方案研究编制工作。电话:0514-7762741, 电子信箱:duanzg @j oeco . com. cn 。
・68・
小型油气藏 2007年
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
。
图2 抽油机井井筒流体分布图
P wf c P o 1
g △P o P 1
(1)
3 抽油机井井筒密度分布曲线
1. 2 油柱压差的计算
式中 P wf ——, Pa;
P c ———井口套压, Pa;
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内, 其密度可视为常数。
△P o =
n
△P g ———气柱压差, Pa; △P o ———油柱压差, Pa; △P 1———液柱压差, Pa;
P g ———动液面(气柱与油柱界面) 处的压
ρg dh =ρ△ρ
∫
H f
H 1
n
og
i =1
oi
ρ=g ρ△ogi △h i
i =1
(3)
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。1. 1 动液面处的压力
其中 △P o ———油柱压差, M Pa;
3
ρ——某一深度处的油柱密度, kg /m; og —
H i ———油管进油口处的深度, m; H f ———动液面深度, m;
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, 如图3所示。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:
P g =P c e
0. 0342H f γg /(zT )
△h i ———第i 小段油柱的高度, m; ρ△——第i 小段油柱的平均密度, kg /ogi —
m ;
3
ρ△——第i 小段油柱的压差, Pa 。oi —
1. 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。根据B eggs -B rill 对四种流态分别有不同的持液率的计算方法, 可知基本方程:
[3]
(4) △P l =(△P l ) fr +(△P l ) h +(△P l ) a
式中 △P l ———油层中部与油管进油口之间的
总压差; (△P l ) fr ———油层中部至油管进油口之间
的摩阻压差;
(2)
式中 P g ———动液面(气柱与油柱界面) 处的压
力, Pa;
P c ———井口套压, Pa; H f ———动液面深度, m;
γ——天然气相对密度, 无因次; g —
第12卷第2期 段志刚. 抽油机井合理生产压差的计算
・69・
(△P l ) h ———油层中部与油管进油口之间H m ———油层中部深度, m;
的重位压差;
(△P l ) fr ———油层中部与油管进油口之间的加速压差。
对大多数油井来讲, 因其套管直径比油管直径大, 在油管进油口以下, 混合物的流速较低, 其摩阻压差与加速压差均远小于重位压差, 可以忽略不计。
于是, 油层中部至油管进油口处的总压差便可以按照重位压差进行计算, 即
△P l =
ρ——某一深度h 处的混合物密度, m —kg/m;
3
△h i ———第i 小段液柱的高度, m ρ——第i 小段混合物的平均密度, m i —kg/m。
3
2 计算实例
以T 83断块阜宁组(E 1f ) 油藏为例。T 83井是T 83断块的一口探井, 2005年5月中旬E 1f 3
3
34
∫
H i
H m
n
ρρm gdh =g ∑m i △h i
i =1
(5)
式中 △P l ———油层中部与油管进油口之间的
总压差, Pa ;
H i ———油管进油口处的深度, m;
. c m 3:0.
7:14. 1m
:6投入生产, 平均日产液10. 3m 10. 1m , 综合含水1. 6%左右, , 平均套压0. Pa, , 2096m 。1表1T 83地层温度:86℃油藏中深:2367. 5m 套管外径:139. 7mm 油管外径:73mm
泡点温度:86℃套管内径:124. 3mm
油管内径:62mm
(1) 以井口套压P c 和井口温度T c 为计算起点, 把T 83井的流体物性、油藏参数和生产数据等相关资料代入公式(1) ～(2) 中, 用迭代法计算出动液面处的压力P g 和动液面处的温度T g ;
(2) 再以动液面处的压力P g 和温度T g 为计
算起点, 通过公式(1) ～(3) , 采用迭代法累算出油柱压差和油柱底部的压力P o 和温度T o ;
(3) 以油柱底部的压力P o 和温度T o 为计算
起点, 给定一个压差和初设步长, 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混和物的密度, 通过公式(5) , 采用迭代法计算出液柱压差△P l ;
(4) 根据公式(1) 求出井底流压P wf 。用相
图4 T 83井井底流压与产液量的流入动态拟合曲线
同的方法计算出不同产量下对应的井底流压;
(5) 根据V ogel 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(见图4)
(本文通过PEO ffice 软件计算) , 并根据IPR 曲线
求出采油指数J =0. 7138;
(6) 将此采油指数作为该断块E 1f 3层位的平
均采油指数, 结合该层位的油藏参数, 计算并绘出不同含水率下的IPR 曲线(见图5) 可通过PEO f 2
fice 等专业软件计算) ;
图5 T 83井井底流压与产油量的流入动态拟合曲线
・70・
小型油气藏 2007年
(7) 通过IPR 曲线, 确定该区块合理的生产压差。由于T 83断块E 1f 3层位日配产7m /d, 初
期不含水, 从图5中不含水的IPR 曲线上可以看出井底流压P wf =13. 6M Pa 。由油藏资料可知油层中部压力P r =23M Pa, 根据△P =P r -P wf 可得E 1f 3层位的平均生产压差为9. 4M Pa 。若是把环空动液面中的液柱看成密度均一的液体, 采用传统的方法计算, 则得出E 1f 3层位的平均生产压差为7. 75M Pa, 与三段式计算法相比, 误差为17. 5%。
3
4 结论
运用多相管流的原理计算出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, 确定该区块合理生产压差, 指导现场生产, 从而解决了因缺乏井底流压等试井资料而无法计算合理生产压差的问题。该方法在溶解气驱油藏中应用较好, 且在生产实际中简便易行, 具有很强的操作性和实用性。参考文献:
1 李颖川. 采油工程. 北京:, 2002
2 . . 北京:石油工业出版社,
) . 北京:石油工业出版社, 1987
3 现场应用效果
T 83-1井是T 83断块的一口开发井, 用该方
法进行优化后, 生产压差调整为9. 5M Pa, 泵效比
3
原来提高了17%, 产油量也由原来的4. 5m /3
升到8. 8m /d 。
(编辑 谢葵)
CO 2提高采收率技术新进展
减少温室气体排放已成为世界各国共同关注的热点之一。国内外大量研究和应用成果表明, CO 2
提高采收率技术不仅可以通过向油层中注入CO 2提高油气采收率, 而且可以同时实现CO 2的长期埋存, 因此有可能成为在经济开发与环境保护上实现双赢的有效方法。
研究发现, 传统的CO 2提高采收率技术有一定的局限性, 主要表现在CO 2的注入量不够、流速不好控制、波及效率低等, 因此只能采出原始地质储量的10%。针对以上问题, 美国能源部资助研发了新一代CO 2提高采收率技术, 提出了5种解决方案:①增加CO 2的注入量至1. 5HCPV (烃类孔隙体积) ; ②改进驱替方式和布井方案; ③增加注入水的粘度; ④对CO 2混相不充分的油藏添加混相剂; ⑤综合利用以上技术。
数值模拟结果证明, 新一代CO 2提高采收率技术的综合应用确实能够大幅度提高原油采收率, 能够开采出三分之二甚至更多的原始地质储量。尽管在投资上, CO 2的成本以及作业维护费用上都比传统工艺高出了2～4倍, 但采收率也提高了3～4倍, 开采年限平均提高了近10a, 投资回报率也有明显的增加。
此外, 美国能源部还资助了一项通过调整CO 2粘度提高油藏驱油效率的研究项目。采用水气交替注入(WAG ) 方法可以避免过低的波及效率, 但因为水阻止了气与油的接触, 使得驱油效率明显下降。为此, 美国能源部资助了许多提高CO 2驱替效率方面的研究, 例如利用泡沫、化学凝胶和稠化剂等。
KinderM organ 能源公司在德克萨斯州Scurry 县的Sacroc 油田, 将智能完井技术应用于CO 2提高采收率, 在2005年上半年实施了五口井的先导试验(3口生产井, 2口注入井) 。
CO 2提高采收率技术面临的最重要的挑战是剖面调整问题。通过智能完井用井底流量控制阀控制生产井见水区CO 2产量和注入井中CO 2注入量, 减少CO 2在注入井和生产井间不必要的循环, 可以提高波及效率, 增加原油产量, 并提高最终采收率。
时移地震监测CO 2的注入技术还处在发展阶段。通过地震监测可以了解油藏岩石和流体的性质, 跟踪CO 2饱和度和压力的变化。
(小友)