井下节流器气嘴计算公式修正探讨

封莉，刘建斌，白建收，刘超群，李东旺，马遥，张秀峰

（中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安710021）

井下节流器气嘴计算公式修正探讨

封莉，刘建斌，白建收，刘超群，李东旺，马遥，张秀峰

（中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安710021）

苏里格气田东区依靠井下节流实现了井筒节流降压地温加热，有效地防止了天然气水合物的形成，并简化了地面工艺流程降低了投资。对于目前现行的节流器气嘴计算公式来计算单井产量，由于地域的不同，公式所涉及的参数存在一定的差异，以实测的气井井筒流压梯度为基础，同时结合实际测量化验的相关数据，进行了井下节流计算的误差进行了分析，另外对计算公式进行了修正，降低了在该区域节流器计算公式计算产量的误差。

井下节流；计算产量；井底流压

1　目前井下节流器气嘴计算公式

节流产量计算的关键是节流压差与产量的关系，若上游压力p1保持不变，气体流量（标准状态下）将随下游压力p2的降低而增大，但当p2达到某值pc时，流量将达到最大值即临界流量，若p2再进一步降低时，气嘴流量也不再增加，出现下降趋势。

图1　井下节流示意图

p2/p1达到临界压力比值：

k-气体绝热指数，取值1.3。

对于临界流，气嘴的最大产气量为：

qmax-通过油嘴的体积最大临界流量（标准状态下），104m3/d；p-压力，MPa；d-气嘴直径，mm；T-温度，取值348.15 K；k-天然气绝热指数，取值1.30；Z-天然气压缩因子，取值0.833 23；天然气相对密度，取值0.58；p2/p1-压力比，（下标1为嘴前位置，下标2为嘴后位置）。

2　现行井下节流器气嘴计算产量的误差及原因分析

现行节流器气嘴的计算都是按照此公式进行配产。实际下放节流器生产之后，实际日产气量与气嘴对应配产存在一定误差。

下面举例单井计量结果及节流器计算公式计算产量比较，苏东A1井单井计量结果（见表1）。

A1井节流器气嘴直径3.5 mm，下深1 852 m。节流前入口压力为14.12 MPa，根据节流器气嘴计算公式，计算所得体积流量2.558 0×104m3/d。

对比相同生产时间内的单井计量记录，日均单井流量相差0.675 9×104m3，相对误差26.42%。

表1　苏东A1井单井计量日产气量

下面对其他30口节流器生产井计算产量与实际产量进行计算比较（见表2）。

从表2可以看出，实际日产气量与公式计算气量存在一定的相对误差，且部分井误差较大，下面对其影响因素进行分析。

误差原因分析：气液两相混合流体经过节流气嘴时会产生较大压降，当节流气嘴出口压力与节流气嘴入口压力之比低于临界值（相对密度为0.6天然气，临界值为0.546）时，该流体处于临界流动状态，此时任何压力波动不会通过节流气嘴传递到节流嘴前，产量不会发生变化。

（1）k为天然气绝热系数，对于天然气单相一维流动，k=1.3。由于实际天然气生产过程中，不是单一相流动，同时气体是以混合物状态流动，导致混合气体绝热指数相对有所变化。

（2）通过计算，节流气井正常生产过程中，节流气嘴入口处压力根据井底流压计算，节流气嘴出口处压力根据井口外输压力计算。

对于节流器上下基本无积液，连续生产的气井计算结果（见表3）。

将k=1.3带入临界压力计算公式，既得0.545 7，根据表格显示，节流器出入口压力比值均＜0.545 7，故经过井下节流后气嘴流状态都处于临界流。

此外，由于部分井出现节流器以上积液，由表4计算所得，可以看出，由于节流器以上积液，气嘴流状态都处于非临界流。

即可得出结论，对于液气比较大，节流器以上存在积液的生产气井，不宜用目前节流器产量计算公式进行产量计算，误差较大。

（3）Z天然气压缩因子。压缩因子不是固定值，井筒的压力及温度都对其有一定的影响。在低压段，压缩因子随着对比压力的增大先降低后升高，在中高压段，压缩因子则是根据对比压力的增加而升高。

当天然气的压力固定不变时，天然气的压缩因子是随温度的逐渐增加而增大。

相反，当温度固定不变时，天然气的压缩因子随压力的增加而有减小的趋势。

表2　苏东区块30口节流器生产井计算产量与实际产量进行计算比较

表3　苏东区块4口连续生产井井下节流临界压力比值计算结果

表4　苏东区块4口产水积液井井下节流临界压力比值计算结果

由于井口到井底，连续生产井的压力梯度平稳，产液井的压力梯度有所变化，另外，温度也随着深度增加而升高。导致压缩因子的波动变化，引起计算误差。

（4）天然气的相对密度。目前相对密度取值为0.58。天然气的密度与温度、压力及天然气的组成有关，通常情况下，其相对密度变化范围在0.55~0.95。由于实际生产的天然气含有凝析液等，导致其相对密度处于不定的值。

（5）天然气井在正常生产时的流型为环雾状流，液体以液滴的形式由气体携带到地面，气体呈连续相而液体呈非连续相。当气相流速太低，不能提供足够的能量使井筒中的液体连续流出井口时，液体将与气流呈反方向流动并积存于井底，井筒下部压力梯度相对增大，导致井下节流计算的结果偏低。

3　公式计算修正及应用

对于产水积液井的产能核实，本文进行的节流器气嘴计算公式的修正。

（1）苏里格东区存在积液井比例相对较大，对于气水同产井，并非单一相流体，其主要以混合物状态流动，导致混合气体绝热指数相对降低，但是目前由于无法确定影响程度，所以暂时取定1.3。

（2）节流气嘴入口压力应根据井底流压计算。目前只是认为生产套压为节流器入口压力，其实不然。应该采取井底流动压力来进行计算。井底流压一般实测数据较少，所以就要根据井筒存在的相体压力分析来共同计算，流压等于井口套压与气柱压合液体造成的压力之和。

其中：Δp气=rgh；Δp液=0.009 81 rw（H-h）

所以Pwf=Pc+rgh+0.009 81 rw（H-h）

式中：Pwf-井底流压；Pc-井口套压；rg-井筒内气体相对密度；h-气柱高度，m；H-井深，m。

（3）对于天然气压缩因子的确定，目前的取定值为0.833 42。由于井筒在正常生产过程中，温度及压力都是随着深度的变化而变化，由于节流器的下放深度不同，在不同深度对应的压力及温度不同，导致该位置的天然气压缩因子取值不同。

根据近期天然气组分化验数据及Stangding-Katz图版可以求得节流器在1 800 m及2 500 m对应压力及温度下的偏差系数。

统计45口井筒压力及温度实测数据，得出节流器处在1 800 m处平均压力为12.78 MPa，平均温度为333.15 K；在2 500 m处平均压力为15.14 MPa，平均温度为348.15 K。计算两处的天然气偏差系数分别为0.874及0.905。

（4）天然气的相对密度取值，建议计算时采用生产单井所属集气站天然气组分化验中相对密度数据。在计算时取近期的化验结果，减少误差。

（5）器口压力，应根据实际下放深度进行计算。本文统计30口井的实测井筒压力梯度，总结归纳得平均下放深度在1 800 m时，节流器的入口温度取值为65℃，下放深度为2 500 m时取值75℃。

根据以上取值的修订，下面对于20口井的产量进行重新计算（见表5）。由表5所计算误差可知，相对误差较之前有所降低。

4　结论与建议

（1）油套压计算井底流压，同时计算节流前后压力比，进而进行产量计算的方法可行。

（2）水同产井，尽可能的先对其油管进行压力及温度梯度测试，从而可以更为准确的确定节流前后的压力及温度变化。

（3）天然气相对密度在不同生产井是不同的，多以根据具体的化验结果进行计算。

（4）气液比较低的井，由于两相管流与嘴流计算的误差较大，使用前，需开展模型与实测数据的拟合，再现场应用，有待进一步开展现场试验。

（5）计算的精确度要求越高，必须满足以下生产特

表5苏东区块20口井井下节流公式修正后计算结果统计

序号井号气嘴/mm油压/MPa井底流压/MPa实际日产气量/（104m3）计算日产气量/（104m3）相对误差/% 1苏东B2井4.50.8612.773.0733.104 01.00 2苏东B3井2.61.137.850.331 80.41119.29 3苏东B4井417.580.8280.97213.81 4苏东B5井2.10.8210.280.432 50.61029.14 5苏东B6井1.60.7914.610.6230.51820.33 6苏东B7井2.20.8611.480.222 80.27318.61 7苏东B8井2.30.978.010.536 10.5144.39 8苏东B9井5.63.3516.036.677.0245.03 9苏东B10井1.52.9414.940.4150.47011.64 10苏东B13井2110.090.439 70.4726.90 11苏东B15井1.80.6616.490.8920.74619.52 12苏东B16井2.80.686.260.455 50.4374.32 13苏东B17井1.50.559.790.1780.23122.78 14苏东B19井1.60.768.630.3640.29722.45 15苏东B20井2.52.7711.241.388 30.94646.81 16苏东B22井4.42.199.073.1242.56421.82 17苏东B23井2.71.3414.910.304 60.51040.24 18苏东B24井3.31.2514.901.601 32.06622.51 19苏东B25井2.20.9514.831.290 91.16610.72 20苏东B30井2.80.7811.731.028 71.1339.21

征：节流器生产气井尽量是连续带液的连续生产井；节流器入口压力并非套压，需要根据井筒参数进行井筒流压计算；根据油压、井口温度，计算节后的压力；根据实际下放到的节流器深度预测节流前温度。

［1］牟春国，胡子见，王慧，等.井下节流技术在苏里格气田的应用［J］.天然气勘探与开发，2010，33（4）：61-66.

［2］叶长青，李大鹏，贺茂国，等.井下节流井产量计算方法研究与应用［J］.天然气勘探与开发，2013，36（3）：57-59.

［3］肖述琴，吴革生，于志刚，等.苏里格气田井下节流计量技术［J］.油气田地面工程，2009，28（10）：25-27.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.009

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A

1673-5285（2015）05-0040-05

2015－03-19