李品 江厚顺 王萌

摘 要：气井开采过程中，井筒中会有积液产生，若井底积液不能及时排出，就会影响气井的产量，严重时甚至会导致气井水淹停产。因此，预测井筒积液变得十分有必要。预测井筒积液的方法有很多，国内外主要通过应用气井携液临界流量来进行积液预测。目前现场主要应用Turner模型进行井筒积液的判断，但对于不同的区块有一定的局限性。在气井中液滴为扁平形的基础上，推导出了一种新的积液模型，将其与常见的几种积液模型进行对比。通过对延长部分区块的54口产水气井进行积液预测，将预测结果与井的实际积液情况进行匹配，进而进行积液预测模型的优选。经过对比分析，文中推导的新模型更符合该区气井的实际情况。

关 键 词：井筒积液；携液临界流量；积液预测；模型优选

中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）08-1820-04

Abstract： In gas well production process， wellbore fluid often appears. If the fluid can not be ejected， the gas production will be affected. As the condition is getting worse， the gas well might be shut down because of water-flooding. Therefore it is necessary to forecast the wellbore fluid in the well. While， there are many methods to forecast the wellbore fluid. For example， critical flow rate of liquid carrying in applicable gas well is widely used to forecast and evaluate the wellbore fluid phenomenon at home and abroad. At the moment， Turner model is mainly used to make judgment about the wellbore fluid in the wellbore， but it can not be suitable for every districts. On the basis of oval drop in the gas well， a new wellbore fluid forecasting model was developed， and it was compared with several common wellbore fluid forecasting models. Optimal selection of forecasting models was carried out by means of matching the actual wellbore fluid extent in field with forecasting results in 54 gas wells in Yanchang block. The results show that the new model is more suitable for the field condition.

Key words： wellbore fluid； critical flow rate of carrying liquid ； wellbore fluid forecasting ； model optimization

氣井井筒积液预测是气藏工程研究和气藏开发的重要内容，随着有水气藏的不断开发，气井必然产水。随着开采时间的延长，地层能量逐渐减少，气体携带液体的能力下降，井口油压急剧降低，井底出现积液现象[1]，严重时会导致气井水淹停产。因此，提早进行积液的判断变得十分有必要，预测井筒积液方法多种多样，国内外主要通过气井携液临界流量来进行积液预测。最常用的模型包括Turner模型、Coleman模型、李闽模型和王毅忠模型，但每一种模型都有一定的局限性。文中在气井中液滴为扁平形的基础上，建立了一种新的积液模型，并且将其与常见的几种积液模型进行对比，进而进行模型的优选。

1 几种常用预测模型

为了检验气井井筒中是否产生了积液，国内外许多专家学者已经提出了计算气井携液临界流量的公式 。在现场施工中，常用到的临界流速模型有Turner 模型、Coleman 模型、李闽模型、王毅忠模型，这些模型能够对现场预测气井积液起到帮助[2]。而文中也是通过这些模型来进行判断对比。判断依据如下：气井产气量是否小于气井携液临界流量（表1）[3]。

2 文中新模型

Hinze的研究表明，影响气流中液滴运动的两种作用力分别为使液滴趋于扁平形的速度压力和使液滴保持为球形的表面张力，在两种力的相互作用下，液滴会呈现为扁平形或球形。液滴的形状主要由韦伯数（ ）决定：表示为速度压力与表面张力之比。Hinze指出韦伯数对液滴的形状其主导作用，对于自由降落的液滴，当 时，液滴为扁平形；当 时，液滴为圆球形，这个数值即为韦伯数的临界值。

3 实例分析

为了简化繁杂的计算过程以及大量数据的处理，通过C#编程语言和SQL Sever2008数据库编写程序来进行计算和对比优选操作，软件流程图如图1所示。

现以延长XX区块54口气井为例，该区块的54口井中，产量大于20 000 m3的井9口，其平均无阻流量为222 000 m3，日均产气量35 600 m3，日均产水0.68 m3，初始平均油压17.26 MPa，结束时平均油压14.46 MPa，油压下降较小，生产较稳定；产量大于10 000 m3的井23口，其平均无阻流量为58 000 m3，日均产气量14 540 m3，日均产水0.59 m3，初始平均油压17.62 MPa，结束时平均油压10.33 MPa，油压下降程度较大，生产状态相对稳定，但是部分井已存在积液现象；产量小于10 000 m3的井22口，平均无阻流量为23 800 m3，日均产气量6 580 m3，日均产水0.54 m3，初始平均油压15.75 MPa，结束时平均油压6.45 MPa，油压下降程度大，生产动态不稳定，大部分气井都出现了积液现象。

由于井数较多，这里只列出10口井的基本参数和这10口井的对比结果。气井基本参数表如表3所示，预测结果与实际结果对比表如表4所示。

针对于此区块的54口气井，在这5种积液预测模型中，其与实际积液情况的匹配率分别为：51.85%，53.7%，68.52%，75.93%，88.89%。从Turner模型、Coleman模型的预测结果来看，几乎所有的气井都产生了积液，与该区块的现场情况不符合，虽然李闽模型和王毅忠模型的预测结果与现场积液判断匹配率较高，但是相对于新模型与现场积液的匹配率为88.89%来说，误差较大，因此新模型更适合该井区的实际情况，所以选用新模型作为该区块携液临界流量模型来进行计算。

通过分析可知：利用新模型、生产数据对比分析法以及部分井生产测试法进行积液判断可以初步了解气井的积液情况，在缺少测试仪器的情况下，可以直接使用该方法判断该区块其它产水气井的积液情况，为气井采取下一步工艺措施提供一定的理论依据。

4 结 论

（1）由实例中的匹配结果可知，其它四种模型的匹配率对于本区块的气井的积液预测结果准确率较低，不能很好的适应该区的积液气井。而文中的新模型相对来说更符合实例中区块气井的积液预测，验证了新模型判断该井区积液气井的适用性。

（2）使用新模型计算该区块各气井的携液临界流量，并与气井实际流量进行对比，发现54口气井中有28口气井存在积液现象，比例较大。所以需要优选相应的排水采气工艺排出井底积液，保证气井正常生产。

（3）文中的新模型存在一定的局限性，虽然匹配率较高，达到88.89%，但仍不能很准确的反映井筒中的实际情况。应建立一个更符合实际情况的积液预测模型。

参考文献：

[1] 张伟伟，丁可新，生如岩，等.孤岛油区浅层气藏开采规律浅析[J]. 特种油气藏，2003，10（2）：61-63.

[2] 赵婧姝，向耀权，檀朝东.气井井筒积液机理预测研究[J]. 中国石油和化工，2011（8）：49-51.

[3] 周铨，康成瑞，李兴.井筒积液预测方法研究与应用[J]. 石油仪器，2009，23（5）：70-72.

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[5] Steve B，Coleman，Hartley. A New look at Predicting Gas Wells Load-up[J].JPT，1991.

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[8] Li Min，Sun Lei，Li Shilun，et al.New View on Continuous-removal Liquids from Gas Wells[C]. SPEPF，2002：42-45.