气井积液情况分析

气井积液情况分析

作者：文菁菁唐瑜罗兰婷罗西

来源：《科技创新导报》2015年第11期

摘要：气藏在开采过程中，随着采出程度的增加和地层压力的下降，生产中往往伴随着边底水、凝析油的侵入，这对天然气的开采危害很大，轻则使产气量降低，重则导致井筒积液、水淹停喷。该文通过对X-16井的实际带液能力及储量的分析计算，知道怎样判别气井积液，在气井初期积液可依靠自身能量能够满足正常带液生产，但随着气藏能量的下降，带液效果不佳，需要外在措施来满足排液采气需要，通过计算该井剩余储量来评估采取措施的必要性。

关键词：积液带液排液采气储量

中图分类号：TE375 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）04（b）-0234-01

1 气井生产情况

X-16井为定产量生产气井，该井月平均工作套压3.77 MPa，油压3.02 MPa，油套压差0.75 MPa，日产气0.6×104 m3/d，日产凝析油0.1 t，日产水0.01 m3/d。该井正常生产过程中，无法将所产液体完全带出，致使该井的油压呈逐渐下降趋势。为保证该井的正常生产，该井采取的定期降压提产带液的措施。每隔1 d放喷带液已经不能完全带出井底积液，所以采取每天带液的临时措施，采取该措施后生产比较稳定。下一步就是要对该井的实际带液能力、储量进行计算，看是否有采取排液采气工艺的必要性。

2 气井带液能力分析

2.1 气井压力梯度

许多气井常规试井测试表明，油管鞋附近常常表现出压力梯度异常现象，即其梯度超过纯气柱的梯度。纯气柱压力梯度一般不超过0.2 MPa/100 m，超过就可初步判定井筒为气液柱或井底有积液现象，梯度越大说明积液越严重。X-16测试流压真重，气层中部绝对压力为

5.8270 MPa，梯度为0.2630 MPa/100 m，井底是有积液的。

2.2 气井临界携液流量

为保证气井不积液，气井产量必须大于临界携液流量[1]。1969年，Turner等人[2]建立了液滴模型，国内外许多研究者在Turner液滴模型的基础上，提出了多种新的计算模型。推导出的临界流速公式只不过是系数不一样，是对Turner液滴模型进行的修正或改进 [3]。

首先，要计算该井的雷诺数。气体的雷诺数是判断管道内流动的流体是层流流动还是湍流流动的依据，一般，如果管道雷诺数ReD4000则为湍流状态[3]。通过计算，该井雷诺数为8291，为湍流状态。

其次，是计算拽力系数CD值。邵明望[4]根据实验数据利用非线性拟合方法得到一种拟合程度较高的关系式：

CD=24/Re+3.409Re- 0.3083+3.68×

10-5Re/（1+4.5105Re1.054）

根据气井的实际参数先计算出流体的雷诺数，再依据域拟合关联式计算拽力系数CD值，再根据临界携液流量模型，计算气井的临界流量，来判断气井是否积液[3]。计算出来该井的拽力系数CD值为0.2141，最后就可以算出系数a为2.8，在带入公式：

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

计算得V=1.66 m/s；

qc=1.28×104 m3/d。

X-16井现在每天的产气量是0.6万方，低于计算得临界流量数据1.27万方，虽然低于临界流量，但通过隔天带液增强了该井的携液能力。

2.3 气井产能研究

结合X-16该井的井底流压及测压时的产气量来计算该井的无阻流量。陈元千单点法算出qAOF=6qg/（（1+48×（PR2-PWF2）/ PR2）^0.5）-1）=0.8277×104 m3/d，反映了该井是一口低产气井，产能低。

3 气井储量

气藏单井控制储量的确定在气藏的开发过程中占有重要地位。该文采取产量累积法来计算单井控制储量。

拟合后知线性相关性很好，产量累积法[5]的回归方程为：

Y=13196.4X-3.9624E+007，相关性为0.999。斜率就为该井的控制储量，控制储量为

G=1.32×108 m3。

压降法拟合后各点线性关系很好，基本上是一条直线，压降法[5]的回归方程为：Y =-

0.00197047X+27.337；经过计算可得控制储量为G=1.39×108 m3。

而一个气藏不可能无限期开采下去，当产出低于投入时，气藏停止开采。所以要除去废弃产量算出可采储量，产量累积法、压降法算出的可采储量分别为1.14×108 m3、1.18×108 m3。

该井累计至现在已开采了9035×104 m3，根据产量累积法计算该井控制储量为1.14×104 m3，按照这个基数采出程度达78.9%，按照目前配产0.6×104 m3/d，还可开采10年。所以这口井还有剩余开采价值。

4 结论

（1）积液的判别是油套压差大、压力梯度大于纯气柱梯度、气井的日产气量小与该井的临界携液流量几个方面来判断。

（2）对由于气井产能不足而引起积液的定产量气井而言，初期可采取定期提产带液的措施来排除积液。由于气井产能下降X-16井目前带液频繁，故针对下步生产措施，可以考虑有气举、泡排、增压开采等措施。

参考文献

[1] 宋昭明，周德志，李唯.高压天然气井开采的新方案设想[J].天然气与石油，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，张涛.气井临界携液流量的计算方法[J].天然气与石油，2011，29（4）：54-56.

[4] 邵明望.球形颗粒沉降阻力系数拟合关联式[J].化工设计，1994，4（1）：16-18.

[5] 李骞，郭平，黄全华.气井动态储量方法研究[J].重庆科技学院学报，2008，10（6）：34-36.