氣井積液情況分析

摘 要：氣藏在開采過程中，隨著采出程度的增加和地層壓力的下降，生產(chǎn)中往往伴隨著邊底水、凝析油的侵入，這對天然氣的開采危害很大，輕則使產(chǎn)氣量降低，重則導致井筒積液、水淹停噴。該文通過對X-16井的實際帶液能力及儲量的分析計算，知道怎樣判別氣井積液，在氣井初期積液可依靠自身能量能夠滿足正常帶液生產(chǎn)，但隨著氣藏能量的下降，帶液效果不佳，需要外在措施來滿足排液采氣需要，通過計算該井剩余儲量來評估采取措施的必要性。

關(guān)鍵詞：積液 帶液 排液采氣 儲量

中圖分類號：TE375 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2015）04（b）-0234-01

1 氣井生產(chǎn)情況

X-16井為定產(chǎn)量生產(chǎn)氣井，該井月平均工作套壓3.77 MPa，油壓3.02 MPa，油套壓差0.75 MPa，日產(chǎn)氣0.6×104 m3/d，日產(chǎn)凝析油0.1 t，日產(chǎn)水0.01 m3/d。該井正常生產(chǎn)過程中，無法將所產(chǎn)液體完全帶出，致使該井的油壓呈逐漸下降趨勢。為保證該井的正常生產(chǎn)，該井采取的定期降壓提產(chǎn)帶液的措施。每隔1 d放噴帶液已經(jīng)不能完全帶出井底積液，所以采取每天帶液的臨時措施，采取該措施后生產(chǎn)比較穩(wěn)定。下一步就是要對該井的實際帶液能力、儲量進行計算，看是否有采取排液采氣工藝的必要性。

2 氣井帶液能力分析

2.1 氣井壓力梯度

許多氣井常規(guī)試井測試表明，油管鞋附近常常表現(xiàn)出壓力梯度異?，F(xiàn)象，即其梯度超過純氣柱的梯度。純氣柱壓力梯度一般不超過0.2 MPa/100 m，超過就可初步判定井筒為氣液柱或井底有積液現(xiàn)象，梯度越大說明積液越嚴重。X-16測試流壓真重，氣層中部絕對壓力為5.8270 MPa，梯度為0.2630 MPa/100 m，井底是有積液的。

2.2 氣井臨界攜液流量

為保證氣井不積液，氣井產(chǎn)量必須大于臨界攜液流量[1]。1969年，Turner等人[2]建立了液滴模型，國內(nèi)外許多研究者在Turner液滴模型的基礎(chǔ)上，提出了多種新的計算模型。推導出的臨界流速公式只不過是系數(shù)不一樣，是對Turner液滴模型進行的修正或改進 [3]。

首先，要計算該井的雷諾數(shù)。氣體的雷諾數(shù)是判斷管道內(nèi)流動的流體是層流流動還是湍流流動的依據(jù)，一般，如果管道雷諾數(shù)ReD<2300，則為層流狀態(tài)；ReD= 2000～4000為過渡狀態(tài)；ReD>4000則為湍流狀態(tài)[3]。通過計算，該井雷諾數(shù)為8291，為湍流狀態(tài)。

其次，是計算拽力系數(shù)CD值。邵明望[4]根據(jù)實驗數(shù)據(jù)利用非線性擬合方法得到一種擬合程度較高的關(guān)系式：

CD=24/Re+3.409Re- 0.3083+3.68×

10-5Re/（1+4.5105Re1.054）

根據(jù)氣井的實際參數(shù)先計算出流體的雷諾數(shù)，再依據(jù)域擬合關(guān)聯(lián)式計算拽力系數(shù)CD值，再根據(jù)臨界攜液流量模型，計算氣井的臨界流量，來判斷氣井是否積液[3]。計算出來該井的拽力系數(shù)CD值為0.2141，最后就可以算出系數(shù)a為2.8，在帶入公式：

流速公式：

V=1.694×10-2a·（ZT/Pγg）0.5·（σ（ρl

-3484.4·γgP/ZT））0.25

流量公式：

qc=3.326×102ad2c·（P/γgZT）0.5·（σ

（ρl-3 484.4·γgP/ZT））0.25

計算得V=1.66 m/s；

qc=1.28×104 m3/d。

X-16井現(xiàn)在每天的產(chǎn)氣量是0.6萬方，低于計算得臨界流量數(shù)據(jù)1.27萬方，雖然低于臨界流量，但通過隔天帶液增強了該井的攜液能力。

2.3 氣井產(chǎn)能研究

結(jié)合X-16該井的井底流壓及測壓時的產(chǎn)氣量來計算該井的無阻流量。陳元千單點法算出qAOF=6qg/（（1+48×（PR2-PWF2）/ PR2）^0.5）-1）=0.8277×104 m3/d，反映了該井是一口低產(chǎn)氣井，產(chǎn)能低。

3 氣井儲量

氣藏單井控制儲量的確定在氣藏的開發(fā)過程中占有重要地位。該文采取產(chǎn)量累積法來計算單井控制儲量。

擬合后知線性相關(guān)性很好，產(chǎn)量累積法[5]的回歸方程為：

Y=13196.4X-3.9624E+007，相關(guān)性為0.999。斜率就為該井的控制儲量，控制儲量為G=1.32×108 m3。

壓降法擬合后各點線性關(guān)系很好，基本上是一條直線，壓降法[5]的回歸方程為：Y =-0.00197047X+27.337；經(jīng)過計算可得控制儲量為G=1.39×108 m3。

而一個氣藏不可能無限期開采下去，當產(chǎn)出低于投入時，氣藏停止開采。所以要除去廢棄產(chǎn)量算出可采儲量，產(chǎn)量累積法、壓降法算出的可采儲量分別為1.14×108 m3、1.18×108 m3。

該井累計至現(xiàn)在已開采了9035×104 m3，根據(jù)產(chǎn)量累積法計算該井控制儲量為1.14×104 m3，按照這個基數(shù)采出程度達78.9%，按照目前配產(chǎn)0.6×104 m3/d，還可開采10年。所以這口井還有剩余開采價值。

4 結(jié)論

（1）積液的判別是油套壓差大、壓力梯度大于純氣柱梯度、氣井的日產(chǎn)氣量小與該井的臨界攜液流量幾個方面來判斷。

（2）對由于氣井產(chǎn)能不足而引起積液的定產(chǎn)量氣井而言，初期可采取定期提產(chǎn)帶液的措施來排除積液。由于氣井產(chǎn)能下降X-16井目前帶液頻繁，故針對下步生產(chǎn)措施，可以考慮有氣舉、泡排、增壓開采等措施。

參考文獻

[1]宋昭明，周德志，李唯.高壓天然氣井開采的新方案設(shè)想[J].天然氣與石油，2004，22（1）：57-59.

[2]Turner R G.Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for the Continuous Removal of Liquids from Gas well[J].J.Pet.tech，1969（11）：1475-1482.

[3]熊健，李凌峰，張濤.氣井臨界攜液流量的計算方法[J].天然氣與石油，2011，29（4）：54-56.

[4]邵明望.球形顆粒沉降阻力系數(shù)擬合關(guān)聯(lián)式[J].化工設(shè)計，1994，4（1）：16-18.

[5]李騫，郭平，黃全華.氣井動態(tài)儲量方法研究[J].重慶科技學院學報，2008，10（6）：34-36.