延长气田气井提产携液预测与研究

曹强强，张国强

(1 西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065；2 陕西延长石油天然气有限责任公司，陕西 延安 716000)



延长气田气井提产携液预测与研究

曹强强1,2，张国强1

(1 西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065；2 陕西延长石油天然气有限责任公司，陕西 延安 716000)

通过对延气2-延128井区气井相关分析，以及对Turner模型、Coleman模型、李闽模型和王毅忠模型进行对比，综合以上分析结果，选择有积液现象的井筒进行携液流量模型分析，最终拟合出合适延气2-延128井区气井的模型并进行预测，拟合结果的准确率达到94%以上，同时找出温度和管径对携液量的影响关系，外界因素中主要以油管尺寸影响较大，携液量与管径成正比。

气田；提产携液；临界流量模型

随着气田的开发，积液一直是个十分严重的问题。我们需要在采气过程中将气体从井底携带至地面，这样不但能够大幅降低成本，而且对提高气田采收率的影响也很大。多年来，自Turner等[1]建立了液滴模型，并通过上调20%的结果来提高与实际的接近程度，该方法逐渐得到广泛地应用，为气井产气量的起着重要的作用[2-4]。

据延气2-延128井区气井资料分析发现，其21口测试井内有6口井存在井筒积液现象，通过研究对井筒积液问题进行深入分析评价，对该气田的更好开发提供参考依据。

1 携液模型计算及应用

1.1 常用携液临界流量模型

目前常用的携液临界流量模型有Turner模型、Coleman模型、李闽模型和王毅忠模型(见表1)。采用Turner模型、Coleman模型、李闽模型和王毅忠模型对延气2-延128井区气井井筒积液诊断结果进行了预测(表2)，得到Turner模型预测准确率为23.53%，Coleman模型准确率为26.47%，李闽模型准确率为58.82%，王毅忠模型准确率为67.65%，说明这些方法不适用于延气2-延128井区气井井筒积液的预测，应该采用新的计算模型来预测延气2-延128井区气井临界携液流量。

表1 常用携液模型临界流速表达式

表2 各种模型预测延气2-延128井区气井临界携液流量准确率

1.2 延气2-延128井区气井携液模型

根据Turner模型、Coleman模型、李闽模型和王毅忠模型的推导过程及推导结果可以发现：虽然不同方法的临界流速表达式不同，但它们也只是系数不同[5-7](表1)。根据延气2-延128井区气井积液诊断结果，去拟合延气2-延128井区气井临界流速表达式，拟合得到延气2-延128井区气井临界流速的系数为1.11，预测数据个数34个，预测正确个数32个，准确率为94.12%(表3)，从而得到延气2-延128井区携液临界流量模型。

延气2-延128井区临界流速表达式为：

(1)

延气2-延128井区气井携液临界流量为：

(2)

式中：ucr——卸载流速，m/sqcr——卸载流量，104m3/dA——油管截面积，m2P——油管流压(井底或任意点的压力)，MPaT——油管流温(井底或任意点的温度)，KZ——P，T条件下的气体偏差系数ρ——液体P，T条件下(油或水)密度，kg/m3ρg——气体P，T条件下密度，kg/m3σ——气液界面张力，mN/m

如果σ有实验测定值，直接采用实验值，如果没有实测值，采用相关式进行计算。

表3 延气2-延128井区模型的部分预测结果

1.3 气井排液极限产量

1.3.1 不同油压和井口温度

取油管内径为62 mm，设立温度分别为0 ℃、5 ℃、10 ℃、20 ℃、30 ℃、40 ℃，采用延气2-延128井区气井携液临界流量预测模型，对延气2-延128井区不同油压、不同井口温度下保证气井正常生产的产量(携水临界流量)进行了预测，以供生产过程中考虑携水问题时作为产量调整的依据，见图1。

图1 不同油压和不同井口温度下的携水临界产量

从图1可以看出：携水临界产量随着油压的增加而增加，但增加幅度减小，当油压低于10 MPa时，携水临界产量增加较快，当油压高于10 MPa时，携水临界产量增加较慢；携水临界产量随着井口温度的增加而减少，但影响较小。

1.3.2 不同油管尺寸

井口温度对携水临界产量影响较小，取井口温度为20 ℃，采用延气2-延128井区气井临界携液流量预测模型，对延气2-延128井区不同油管尺寸、不同油压下保证气井正常生产的产量(携水临界产量)进行了预测，以供生产过程中考虑携水问题时作为产量调整的依据，见图2。

图2 延气2-延128井区不同油压和不同油管尺寸下的携水临界产量

从图2可以看出：携水临界产量随油管内径的减小而大幅减小，即携液量与管径成正比，当管径小于1.5英寸时变换幅度降低。

2 结 论

(1)通过延气2-延128井区气井积液诊断结果，得到了适合延气2-延128井区气井临界携液流量预测模型。

(2)利用修正后的模型预测后的正确率可达到94%以上，远高于常规的预测模型。

(3)外界因素中主要以油管尺寸影响较大，携液量与管径成正比，以1.5英寸为明显的分界线，而与井口温度成反比，但影响较小。

[1] Turner R G, Hubbard M G, Dukler A E. Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for the Continuous Removal of Liquid from Gas Wells[J]. Journal of Petroleum Technology, 1969, 21(11):1475-1482.

[2] 杨继盛.采气工艺基础[M].北京:石油工业出版社,1995:23-78 [3] 金忠臣.采气工程[M].北京:石油工业出版社,2004:44-56.

[4] 郭平, 徐荣, 李洪建,等. 一种适用于高温高矿化度井化排采气的起泡剂[J]. 钻采工艺, 1999, 22(5):72-74.

[5] 付锁堂, 田景春, 陈洪德,等. 鄂尔多斯盆地晚古生代三角洲沉积体系平面展布特征[J]. 成都理工大学学报:自然科学版, 2003, 30(3):236-241.

[6] 桂峰, 黄智辉, 马正. 利用相控模型进行井间参数预测[J]. 地球科学-中国地质大学学报, 2001, 26(1):49-53.

[7] 何琰, 余红. 微构造对剩余油分布的影响[J]. 西南石油大学学报:自然科学版, 2000, 22(1):24-26.

Prediction and Research on Carrying Fluid of Extension of Gas Well in the Gas Field

CAOQiang-qiang1,2,ZHANGGuo-qiang1

(1 School of Petroleum Engineering, Xi’an Shiyou University, Shaanxi Xi’an 710065;2 Shaanxi Petroleum and Natural Gas Co., Ltd., Shaanxi Yan’an 716000, China)

Through the correlation analysis of Yan qi 2-Yan 128 wells and the comparison of turner model, Coleman model, Li Min model and Wang Yizhong model, combining the above analysis results, the wellbore with liquid effusion was chose to carry on liquid flux model analysis, and finally the model of Yan qi 2-Yan 128 well was predicted and the accuracy of the fitting was over 94%. At the same time, the influence of temperature and pipe diameter on the liquid carrying capacity was found out, in the external factors, tubing size had greater impact, carrying liquid volume was proportional to the diameter.

gas field; liquid carrying; critical flow model

曹强强(1986-)，男，助理工程师，主要从事天然气化工与技术开发。

TE373

A

1001-9677(2016)021-0152-03