临界携液流量与流速沿井筒分布规律研究

宋玉龙，杨雅惠，曾川，丁磊，赵润东，袁玥

（1.中国石化华北分公司第一采气厂，河南 郑州 450042；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；3.中国石化西南油气分公司，四川 成都 610016）

临界携液流量与流速沿井筒分布规律研究

宋玉龙1，杨雅惠2，曾川1，丁磊1，赵润东1，袁玥3

（1.中国石化华北分公司第一采气厂，河南 郑州 450042；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；3.中国石化西南油气分公司，四川 成都 610016）

随着大牛地气田的不断开发，气井压力逐渐降低，气井积液越来越严重，准确预测气井的临界携液流量与流速对气井的配产以及积液判断有着重要的意义。除了寻找适合本气田的临界携液流量模型外，还要考虑最大携液流量在井筒中出现的位置。为此，文中通过建立气井临界携液流量模型与井筒压力、温度分布模型，以流压测试数据为基础，对临界携液流量与流速沿井筒的分布规律展开研究。结果表明：当压力梯度小于临界压力梯度时，临界携液流量随井深增加而减小，当压力梯度大于临界压力梯度时，临界携液流量随井深增加而增加；温度梯度为分别为1.5，2.0，2.5，3.0℃/100 m，临界压力梯度分别为0.04，0.05，0.06，0.07 MPa/100 m。

气井；临界流量；临界流速；压力梯度；温度梯度；大牛地气田

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北东部、伊陕斜坡北部，为孔隙型低渗-特低渗致密砂岩封闭气藏，储层非均质性极强，无边底水，大多数储层呈低产特征［1-2］。该气田自2003年规模开发以来，气井压力逐年降低，目前低压低产井的比例达到80%，气井普遍存在积液，且积液判断困难。准确预测气井的临界携液流量与流速，对气井的配产以及井底积液判断有着十分重要的指导意义。预测临界携液流量除了寻找适合本气田的临界携液流量模型外，还要考虑最大携液流量在井筒中出现的位置。刘双全、魏纳等［3-5］人曾对临界携液流量沿井筒的分布特征展开研究，但是仅限于定性分析，并未给出该问题的定量表征。为此，本文通过建立气井临界携液流量模型与井筒压力、温度分布模型，以流压测试数据为基础，对临界携液流量与流速沿井筒的分布规律展开定量研究。

1 模型的建立

将传统的临界携液模型与井筒压力、温度模型相结合，最终推导出临界携液流量、流速随井深变化的函数模型。

1.1 临界携液流量计算模型

大牛地气田实践结果表明，王毅忠等［6-11］模型对大牛地气田临界携液流量计算结果的现场符合度较高，故选用王毅忠模型进行推导计算，涉及公式如下：

临界携液流速计算为

临界携液流量计算为

美国加利福尼亚天然气协会计算压缩因子为

计算不同压力、温度下的气体密度［13-14］为

式中：vcr为临界携液流速，m/s；qcr为临界携液流量，m3/d；A为油管截面积，m2；ρg为气体密度，kg/m3；ρl为液体密度，kg/m3；σ为界面张力，N/m；Z为天然气压缩因子；p为压力，MPa；t为温度，℃；γ为气体相对密度。

1.2 温度和压力沿井筒分布模型

压力和温度沿着井筒随井深的变化而变化。采用以下公式计算井筒压力与温度分布。

压力沿井深分布模型［12］：

温度沿井深分布模型：

1.3 临界携液流量和流速沿井筒分布模型

将井筒压力、温度计算公式带入临界携液流量计算模型，可推导出临界携液流量、流速与井深的函数关系式：

2 临界携液流量与流速沿井筒分布规律

利用前面建立的临界携液流量与流速沿井筒分布模型，设计不同的试验方案，研究临界携液流量与流速沿井筒分布规律，并绘制理论图版。

模型中其他各参数的设计如表1所示。根据大牛地气田2013年的流温测试结果，在温度梯度为1.834～2.998℃/100 m范围内开展试验。设计温度梯度分别为1.5，2.0，2.5，3.0℃/100 m，通过改变压力梯度的数值（0.02，0.03，0.04，0.05，0.06，0.07，0.08，0.09，0.10 MPa/1 00 m），利用临界携液流量沿井筒分布模型，计算得到临界携液流量沿井深分布图版（见图1）。

表1 模型中相关参数的设计

采用类似的方法，可以计算得到临界携液流速沿井深分布图版（见图2）。通过分析图版发现，在任一给定的温度梯度下，均存在一个临界压力梯度。当压力梯度大于临界压力梯度时，临界携液流量随井深增加而增大，临界携液流速随井深增加而降低，且压力梯度越大，增幅或减幅越大；当压力梯度小于临界压力梯度时，临界携液流量随井深增加而降低，临界携液流速随井深增加而增加，且压力梯度越小，增幅或减幅越大。不同温度梯度下的临界压力梯度如表2所示。

图1 临界携液流量沿井深分布图版

图2 临界携液流速沿井深分布图版

分析其原因为：当压力梯度大于临界压力梯度时,压力的影响大于温度，随井深增加，压力增大，气体密度增加，携液能力提升，导致临界携液流速降低，而临界携液流量反而增加（转换到地面条件的原因），最大临界携液流量出现在井底；当压力梯度小于临界压力梯度时，温度的影响大于压力，随井深增加，温度增大，气体密度减小，携液能力降低，导致临界携液流速减增加，而临界携液流量反而减小（转换到地面条件的原因），最大临界携液流量出现在井口。

表2 不同温度梯度下的临界压力梯度

将所研究的分布规律绘制成压力梯度-温度梯度图版（见图3）。其中：黄色区域表示临界携液流量随井深增加而减小，临界携液流速随井深增加而增加；在绿色区域，临界携液流量随井深增加而增大，临界携液流速随井深增加而减小；在分界线上，临界携液流量和流速均不随井深变化而变化。

图3 压力梯度-温度梯度图版

3 实例分析

DX井是大牛地气田的一口直井，该井2013年1月31日的流压测试数据如表3所示。

将压力梯度与温度梯度投在压力梯度-温度梯度图版上（见图4）。其中有3个点（500，1 000，1 500 m）落在黄色区域，有3个点（2 500，2 600，2 700 m）落在绿色区域。临界携液流量先减小后增大，呈现凹形，最大临界携液流量出现在井口或井底，气井产量只有大于最大临界携液流量才能正常携液。

通过模型计算得到DX井临界携液流量、流速沿井深分布规律（见图5）。分析发现：井深小于1 500 m，临界携液流量随井深增大而减小，临界携液流速随井深增大而增大；井深大于1 500 m，临界携液流量随井深增大而增大，临界携液流速随井深增大而减小，最大临界携液流量出现在井底，这正好验证了温度梯度-压力梯度图版的结果。

表3 DX井流压测试数据

图4 DX井压力梯度-温度梯度图版

图5 DX井临界携液流量、流速沿井深分布规律

4 结论

1）将传统的临界携液模型与井筒压力、温度模型相结合，最终推导出临界携液流量、流速随井深变化的函数模型。

2）在一定温度梯度下，当压力梯度小于临界压力梯度时，临界携液流量随井深增加而减小，临界携液流速随井深增加而增加；当压力梯度大于临界压力梯度时，临界携液流量随井深增加而增加，临界携液流速随井深增加而减小。当温度梯度分别为1.5，2.0，2.5，3.0℃/100 m时，临界压力梯度分别为0.04，0.05，0.06，0.07 MPa/100 m。

［1］段春节，陈路原，吴汉宁.大牛地气田下二叠统叠合气藏开发地质特征［J］.石油试验地质，2009，31（5）：495-499.

［2］刘艳.大牛地气田下石盒子组盒3段储层孔隙结构特征［J］.重庆科技学院学报，2011，13（1）：50-53.

［3］刘双全，吴晓东，吴革生，等.气井井筒临界携液流速和流量的动态分布研究［J］.天然气工业，2007，27（2）：104-106.

［4］魏纳，孟英峰，李悦钦.井筒连续携液规律研究［J］.钻采工艺，2008，31（6）：88-91.

［5］李闽，郭平，谭光天.气井携液新观点［J］.石油勘探与开发，2001，28（5）：105-106.

［6］王毅忠，刘庆文.计算气井最小携液临界流量的新方法［J］.大庆石油地质与开发，2007，26（6）：82-85.

［7］何顺利，栾国华，杨志，等.一种预测低压气井积液的新模型［J］.油气井测试，2010，19（5）：9-13.

［8］刘刚.气井携液临界流量计算新方法［J］.断块油气田，2014，21（3）：339-340.

［9］周舰，王志斌，罗懿，等.高气液比气井临界携液气流量计算新模型［J］.断块油气田，2013，20（6）：775-778.

［10］杨文明，王明，周梦秋，等.预测气井临界携液产量新方法及应用［J］.西南石油大学学报，2009，31（6）：113-115.

［11］曹光强，李文魁，严弦，等.气井临界流量计算模型的优选［J］.石油钻采工艺，2011，33（1）：53-55.

［12］王晓磊.低产气井井筒压力分布及流态研究［D］.西安：西安石油大学，2010：95-105.

（编辑 石爱萍）

Research on distribution of critical carrying fluid flow rate and velocity along shaft

Song Yulong1,Yang Yahui2,Zeng Chuan1,Ding Lei1,Zhao Rundong1,Yuan Yue3
(1.No.1 Gas Production Plant,Huabei Company,SINOPEC,Zhengzhou 450042,China;2.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;3.Southwest Oil and Gas Company,SINOPEC,Chengdu 610016,China)

With the development of DaniudiGas Field,the pressure of gas well reduces gradually and the wellbore accumulation in gas wells becomes more and more serious.Accurate prediction of critical carrying fluid flow rate and velocity has important implication for the production allocation of gas well and the effusion judgment.Apart from seeking the model suitable for critical carrying fluid flow rate,the location of maximum carrying fluid flow rate should be also considered.For this purpose,by establishing critical carrying fluid flow rate model,wellbore pressure distribution model and temperature distribution model,this article studies the distribution of critical carrying fluid flow rate and velocity along the shaft based on the test data of flow pressure.The results show that when the pressure gradient is less than the critical pressure gradient,the critical carrying fluid flow rate decreases with the increase of well depth, conversely,it increases with the increase of well depth.Temperature gradients are 1.5℃/100 m,2.0℃/100 m,2.5℃/100 m,3.0℃/100 m and the corresponding criticalpressure gradients are 0.04 MPa/100 m,0.05 MPa/100 m,0.06 MPa/100 m,0.07 MPa/100 m.

gas well;critical flow rate;critical flow velocity;pressure gradient;temperature gradient;Daniudi Gas Field

国家科技重大专项课题“鄂尔多斯盆地大牛地致密低渗气田开发示范工程”（2010ZX05045-005）

TE37

：A

10.6056/dkyqt201501020

2014-08-23；改回日期：2014-11-12。

宋玉龙，男，1988年生，助理工程师，硕士，2013年毕业于中国石油大学（华东），目前主要从事气田开发方面的工作。E-mail：songyulong999@126.com。

宋玉龙，杨雅惠，曾川，等.临界携液流量与流速沿井筒分布规律研究［J］.断块油气田，2015，22（1）：90-93，97.

Song Yulong，Yang Yahui，Zeng Chuan，et al.Research on distribution of critical carrying fluid flow rate and velocity along shaft［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（1）：90-93，97.