延長(zhǎng)氣田氣井提產(chǎn)攜液預(yù)測(cè)與研究

曹強(qiáng)強(qiáng)，張國(guó)強(qiáng)

(1 西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065；2 陜西延長(zhǎng)石油天然氣有限責(zé)任公司，陜西 延安 716000)

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延長(zhǎng)氣田氣井提產(chǎn)攜液預(yù)測(cè)與研究

曹強(qiáng)強(qiáng)1,2，張國(guó)強(qiáng)1

(1 西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065；2 陜西延長(zhǎng)石油天然氣有限責(zé)任公司，陜西 延安 716000)

通過(guò)對(duì)延氣2-延128井區(qū)氣井相關(guān)分析，以及對(duì)Turner模型、Coleman模型、李閩模型和王毅忠模型進(jìn)行對(duì)比，綜合以上分析結(jié)果，選擇有積液現(xiàn)象的井筒進(jìn)行攜液流量模型分析，最終擬合出合適延氣2-延128井區(qū)氣井的模型并進(jìn)行預(yù)測(cè)，擬合結(jié)果的準(zhǔn)確率達(dá)到94%以上，同時(shí)找出溫度和管徑對(duì)攜液量的影響關(guān)系，外界因素中主要以油管尺寸影響較大，攜液量與管徑成正比。

氣田；提產(chǎn)攜液；臨界流量模型

隨著氣田的開(kāi)發(fā)，積液一直是個(gè)十分嚴(yán)重的問(wèn)題。我們需要在采氣過(guò)程中將氣體從井底攜帶至地面，這樣不但能夠大幅降低成本，而且對(duì)提高氣田采收率的影響也很大。多年來(lái)，自Turner等[1]建立了液滴模型，并通過(guò)上調(diào)20%的結(jié)果來(lái)提高與實(shí)際的接近程度，該方法逐漸得到廣泛地應(yīng)用，為氣井產(chǎn)氣量的起著重要的作用[2-4]。

據(jù)延氣2-延128井區(qū)氣井資料分析發(fā)現(xiàn)，其21口測(cè)試井內(nèi)有6口井存在井筒積液現(xiàn)象，通過(guò)研究對(duì)井筒積液?jiǎn)栴}進(jìn)行深入分析評(píng)價(jià)，對(duì)該氣田的更好開(kāi)發(fā)提供參考依據(jù)。

1 攜液模型計(jì)算及應(yīng)用

1.1 常用攜液臨界流量模型

目前常用的攜液臨界流量模型有Turner模型、Coleman模型、李閩模型和王毅忠模型(見(jiàn)表1)。采用Turner模型、Coleman模型、李閩模型和王毅忠模型對(duì)延氣2-延128井區(qū)氣井井筒積液診斷結(jié)果進(jìn)行了預(yù)測(cè)(表2)，得到Turner模型預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率為23.53%，Coleman模型準(zhǔn)確率為26.47%，李閩模型準(zhǔn)確率為58.82%，王毅忠模型準(zhǔn)確率為67.65%，說(shuō)明這些方法不適用于延氣2-延128井區(qū)氣井井筒積液的預(yù)測(cè)，應(yīng)該采用新的計(jì)算模型來(lái)預(yù)測(cè)延氣2-延128井區(qū)氣井臨界攜液流量。

表1 常用攜液模型臨界流速表達(dá)式

表2 各種模型預(yù)測(cè)延氣2-延128井區(qū)氣井臨界攜液流量準(zhǔn)確率

1.2 延氣2-延128井區(qū)氣井?dāng)y液模型

根據(jù)Turner模型、Coleman模型、李閩模型和王毅忠模型的推導(dǎo)過(guò)程及推導(dǎo)結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)：雖然不同方法的臨界流速表達(dá)式不同，但它們也只是系數(shù)不同[5-7](表1)。根據(jù)延氣2-延128井區(qū)氣井積液診斷結(jié)果，去擬合延氣2-延128井區(qū)氣井臨界流速表達(dá)式，擬合得到延氣2-延128井區(qū)氣井臨界流速的系數(shù)為1.11，預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)個(gè)數(shù)34個(gè)，預(yù)測(cè)正確個(gè)數(shù)32個(gè)，準(zhǔn)確率為94.12%(表3)，從而得到延氣2-延128井區(qū)攜液臨界流量模型。

延氣2-延128井區(qū)臨界流速表達(dá)式為：

(1)

延氣2-延128井區(qū)氣井?dāng)y液臨界流量為：

(2)

式中：ucr——卸載流速，m/sqcr——卸載流量，104m3/dA——油管截面積，m2P——油管流壓(井底或任意點(diǎn)的壓力)，MPaT——油管流溫(井底或任意點(diǎn)的溫度)，KZ——P，T條件下的氣體偏差系數(shù)ρ——液體P，T條件下(油或水)密度，kg/m3ρg——?dú)怏wP，T條件下密度，kg/m3σ——?dú)庖航缑鎻埩?，mN/m

如果σ有實(shí)驗(yàn)測(cè)定值，直接采用實(shí)驗(yàn)值，如果沒(méi)有實(shí)測(cè)值，采用相關(guān)式進(jìn)行計(jì)算。

表3 延氣2-延128井區(qū)模型的部分預(yù)測(cè)結(jié)果

1.3 氣井排液極限產(chǎn)量

1.3.1 不同油壓和井口溫度

取油管內(nèi)徑為62 mm，設(shè)立溫度分別為0 ℃、5 ℃、10 ℃、20 ℃、30 ℃、40 ℃，采用延氣2-延128井區(qū)氣井?dāng)y液臨界流量預(yù)測(cè)模型，對(duì)延氣2-延128井區(qū)不同油壓、不同井口溫度下保證氣井正常生產(chǎn)的產(chǎn)量(攜水臨界流量)進(jìn)行了預(yù)測(cè)，以供生產(chǎn)過(guò)程中考慮攜水問(wèn)題時(shí)作為產(chǎn)量調(diào)整的依據(jù)，見(jiàn)圖1。

圖1 不同油壓和不同井口溫度下的攜水臨界產(chǎn)量

從圖1可以看出：攜水臨界產(chǎn)量隨著油壓的增加而增加，但增加幅度減小，當(dāng)油壓低于10 MPa時(shí)，攜水臨界產(chǎn)量增加較快，當(dāng)油壓高于10 MPa時(shí)，攜水臨界產(chǎn)量增加較慢；攜水臨界產(chǎn)量隨著井口溫度的增加而減少，但影響較小。

1.3.2 不同油管尺寸

井口溫度對(duì)攜水臨界產(chǎn)量影響較小，取井口溫度為20 ℃，采用延氣2-延128井區(qū)氣井臨界攜液流量預(yù)測(cè)模型，對(duì)延氣2-延128井區(qū)不同油管尺寸、不同油壓下保證氣井正常生產(chǎn)的產(chǎn)量(攜水臨界產(chǎn)量)進(jìn)行了預(yù)測(cè)，以供生產(chǎn)過(guò)程中考慮攜水問(wèn)題時(shí)作為產(chǎn)量調(diào)整的依據(jù)，見(jiàn)圖2。

圖2 延氣2-延128井區(qū)不同油壓和不同油管尺寸下的攜水臨界產(chǎn)量

從圖2可以看出：攜水臨界產(chǎn)量隨油管內(nèi)徑的減小而大幅減小，即攜液量與管徑成正比，當(dāng)管徑小于1.5英寸時(shí)變換幅度降低。

2 結(jié) 論

(1)通過(guò)延氣2-延128井區(qū)氣井積液診斷結(jié)果，得到了適合延氣2-延128井區(qū)氣井臨界攜液流量預(yù)測(cè)模型。

(2)利用修正后的模型預(yù)測(cè)后的正確率可達(dá)到94%以上，遠(yuǎn)高于常規(guī)的預(yù)測(cè)模型。

(3)外界因素中主要以油管尺寸影響較大，攜液量與管徑成正比，以1.5英寸為明顯的分界線(xiàn)，而與井口溫度成反比，但影響較小。

[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.

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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

曹強(qiáng)強(qiáng)(1986-)，男，助理工程師，主要從事天然氣化工與技術(shù)開(kāi)發(fā)。

TE373

A

1001-9677(2016)021-0152-03