低压边远零散井伴生气产量预测计算研究

李 琳

(重庆市能源利用监测中心(重庆市节能技术服务中心)，重庆 400000)

目前国内诸多油田的零散井多为扩边井，主要分布在各级油区的边缘，由于远离用户和集输管网，主要采用单拉外运模式，产出的伴生气多用来进行原油加热、充气补压，而剩余伴生气则就地放空或直接燃烧[1]。随着近年来国家对能源综合开发和环境保护的要求不断深化，许多油田已逐步开展了边远零散井的伴生气回收利用[2]。但这类零散井通常具有单井产量低、稳产时间短、生产不稳定的特点，因此如何充分利用地层能量，科学预测伴生气产量，有效实现节能增效是为油田增加经济和社会效益的有效途径[3]。本文通过对某油田典型边远零散井构建配产模型，开展单井生产动态和产量预测的计算分析，为油田判断低压零散井的生产变化和稳定回收伴生气提供理论参考。

1 单井配产基础模型

1.1 选择解节点

在日常的单井生产中，当物流自矿藏采出直到井口分离器，沿途经完井段、油管、地面管线等，如图1所示。在物流的举升流动过程中，各环节都会有一定的能量消耗，它们之间的关系为各部分在对应于某一产率下能量消耗与增加的总和[4-5]。

图1 生产系统节点位置示意图

为了解每口井的生产动态，选择图1中“×”点处作为解节点。由此，可将单井的生产系统被划分为流入部分(pr—pwf)和流出部分(pwf—psep)。

1.2 基础模型及求解

建立单井产能计算的二项式方程[4]：

(1)

式中:pr——地层压力，MPa

pwf——井底压力，MPa

qsc——产气量，m3/d

假设单井测试的稳定产气量分别为qsc1，qsc2，qsc3，其对应的稳定井底流压分别为pwf1，pwf2，pwf3[5-7]，稳定地层压力分别为pr1，pr2，pr3，求得：

(2)

由于测试过程中要求连续性，因此地层压力变化不会很大，故可采用平均地层压力代替pr1，pr2，pr3。由此，可列出方程组：

(3)

对方程组采用消元法解析为：

(4)

分别用(qsc2-qsc1)，(qsc3-qsc1)，(qsc3-qsc2)除以上式的左右两边，可导出求解方程：

(5)

令：

xij=qsci+qscj

(6)

(7)

从而建立形式为yij=a+bxij的直线方程，用以实现对单井生产动态和产量分析。

2 产气量预测模型

2.1 动态曲线模型

由于边远零散井的气液比较小，井筒中的流动属于气液两相流，流态属于多相流中的雾状流。因此，简化视这类多相流的井为假想的单相流，则建立修正产气量动态曲线模型为：

(8)

式中:T——天然气的井底温度

Z——偏差系数

2.2 定井口(井底)压力的产气量变化模型

由于边远零散井压力较低，当井口压力降低到接近输送压力时，单井生产应转入井口压力制度生产。定井口压力制度是定井底压力制度的变形。由此简化近似按照定井底压力预测产量变化，建立相应模型[4-8]：

(9)

式中：qgp——气藏产气量，103m3/d

qupr——单位压降采气量，103m3/MPa

3 实例应用分析

对某油田选择不同条件的8口典型边远零散井进行生产动态分析，各井基本参数条件如表1所示。

表1 零散生产井基本参数条件

根据式(8)，对井底流压仍取1 MPa为步长，将计算所得数据作在同一坐标图上，得到反映各井产能的流入流出动态曲线，如图2所示。

图2 产能动态曲线图

图中流入流出动态曲线的交点就是该井的协调工作点[9]。通过作图分析可知8口油井的产气量基本处于协调工作点附近，表明当前生产状态正常。

结合应用式(9)计算得出8口井往后5年的产能关系和产量预测，分别见表2所示。

表2 各井产量随时间变化规律表

4 结 论

(1)通过确定生产井解节点，将生产系统被划分为流入和流出部分，由此建立单井产能计算二项式方程并解析求解，构建出配产过程的线性关系，为实现对边远零散生产动态和产量分析奠定基础。

(2)考虑边远零散井的气液比较小，以简化多相流井为假想的单相流井，修正建立产气量动态曲线模型。根据对某油田8口典型井的基本生产条件，通过模型计算和绘制了反映各井产能的流入流出动态曲线，由各井的协调工作点表明了当前生产状态正常。

(3)针对边远零散井压力较低的特点，修正建立近似定井底压力预测产气量变化模型，结合8口典型井的生产动态关系，计算得出往后5年的产能关系和产气量预测，为油田判断单井生产变化和稳定回收伴生气提供了参考。