深层凝析气藏气井积液预测方法优选

周　朝，吴晓东，刘雄伟，黄　成，陈　彪

（1.中国石油大学石油工程学院，北京102249；2.中国石化西北油田分公司雅克拉采气厂，新疆库车842017）

深层凝析气藏气井积液预测方法优选

周朝1，吴晓东1，刘雄伟2，黄成2，陈彪2

（1.中国石油大学石油工程学院，北京102249；2.中国石化西北油田分公司雅克拉采气厂，新疆库车842017）

积液问题严重影响雅克拉—大涝坝深层凝析气藏气井的正常生产，常用积液预测方法在雅克拉—大涝坝深层凝析气藏的适用性亟需进一步论证。对临界携液流量法和动能因子法的适用性进行了评价与优选研究。阐述各积液预测方法的基本原理与差异，考虑临界携液流量和表面张力沿井筒的动态分布，对原始临界携液模型进行改进；通过误差分析，分别选取适合于该气藏高、低气液比气井的井筒温压计算模型；通过实例分析，优选出适用于深层凝析气藏气井的积液预测方法。结果表明，修正的拟单相流温压耦合计算模型适用于该气藏高气液比气井井筒温压计算，Hagedorn-Brown方法和Hasan方法适用于低气液比气井井筒温压计算。改进的临界携液流量模型与原始模型相比，提高了积液预测精度。改进的李闽模型和界限值取为6的动能因子法积液预测精度较高，适用于雅克拉—大涝坝深层凝析气藏气井的积液预测。

塔里木盆地；雅克拉—大涝坝凝析气藏；凝析气井；积液预测；临界携液；动能因子

energy factor

气井积液指气井中由于气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中聚积的现象［1］，是气藏开发过程中经常面临的问题。气井出现积液后，会导致井底流压升高，产气量下降，积液严重时气井会停产。对于雅克拉—大涝坝深层凝析气藏，由于采用衰竭式开采，并且伴随气体产出地层水和凝析油，目前已有部分气井出现井筒积液，严重影响了气井的正常生产。优选积液预测方法，有助于合理选择排采工艺和排采时机。本文对目前常用的临界携液流量法和动能因子法在雅克拉—大涝坝深层凝析气藏气井的预测精度和适用性进行分析，结合井筒温压计算模型，最终优选出适合于雅克拉—大涝坝深层凝析气藏气井积液的预测方法。

1　积液预测方法概述

1.1临界携液流量法

临界携液流量法是目前现场广泛应用的一种积液预测方法。为了准确计算气井临界携液流量，国内外学者进行了大量研究工作。其中，文献［2］利用液滴模型建立的垂直井筒临界携液流量模型（Turner模型），得到了广泛认可和应用。此后，众多学者对Turner模型进行了修正和改进［3-7］，建立了Coleman模型、李闽模型、杨川东模型等携液流量模型。国外气田进行积液预测时，一般选用Turner模型或Coleman模型［1］，国内气田一般选用李闽模型或杨川东模型［8］。

以上4种常用模型的临界携液流速公式均可写为式中系数α在Turner模型和杨川东模型中取值为6.6，在Coleman模型中取值为5.5，在李闽模型中取值为2.5.

由（1）式可得临界携液流量公式

4种临界携液流量模型的主要差异如表1所示。

表14　种临界携液流量模型比较

以上4种临界携液流量模型均未考虑临界携液流量沿井筒的动态分布，并且在计算时取表面张力为定值，这将对积液预测准确性产生不利影响［9］。本文对原始临界携液流量模型进行改进，考虑临界携液流量和表面张力沿井筒的动态分布情况，根据不同温压条件计算对应的表面张力［10-11］，最终取井筒最大临界携液流量作为积液判断标准，以提高原始模型的预测精度。

1.2动能因子法

动能因子法也是一种应用较广泛的积液预测方法，该方法目前已在中原油田文23气田［12］、青海油田涩北气田［13］、塔河油田大涝坝气田［14］、长庆油田苏里格气田［15］等气田进行了成功应用。根据特定气田实际情况计算得到的动能因子界限值，可以有效判断气井积液情形，在现场应用时比临界携液流量法更加简便。但是动能因子取决于气田的地质特征和生产状况，当应用于不同气田时，需要计算相应的动能因子界限值。

动能因子反映了单位流体所具有的动能，应用时取井底的动能因子值作为积液判断标准［12］，表达式为

2　井筒温压计算

各积液预测方法的精度均取决于井筒温压计算的准确性，故需要准确求取井筒的温度和压力分布。为此，根据雅克拉—大涝坝深层凝析气藏气井的实际井筒测试数据，根据不同的生产气液比，通过误差分析选取适合的井筒温压计算模型。

2.1高气液比井筒温压计算

气液比大于1 780 m3/m3时［16］，可采用修正的拟单相流温压耦合计算模型。

首先分析干气井井筒温度、压力分布［17］：

对于凝析气井，考虑井筒中为气体、凝析油和地层水三相，用如下方法进行参数修正［16］。

（1）气体相对密度修正

其中

（2）气体流量修正

温压计算时，首先用（6）式和（8）式对气体相对密度和流量进行修正，然后根据γmix计算复合气体的临界参数，确定偏差系数。参数修正后，根据（4）式和（5）式进行耦合计算，即可得到高气液比凝析气井井筒温压分布。

根据井筒温压测试数据，对雅克拉—大涝坝深层凝析气藏19口高气液比气井进行温压拟合。由于实测温度在井口处受环境温度影响出现异常变化，故在温度拟合时忽略井口温度差异。拟合误差结果如表2所示。

由表2可知，压力相对误差均为正，说明拟单相流方法的计算压力普遍比实测压力大。压力和温度的最大相对误差绝对值均小于15%，说明拟单相流方法计算温压结果可靠，适用于雅克拉—大涝坝深层凝析气藏高气液比气井的井筒温压计算。

表2　高气液比气井压力和温度拟合最大相对误差结果%

2.2低气液比井筒温压计算

当气井井筒产液量较大时，拟单相流方法将不再适用。对于低气液比气井，压力计算可采用两相管流压力计算方法，温度计算可采用适用于两相管流的Hasan方法［18-19］。雅克拉—大涝坝深层凝析气藏的气井均可视为垂直井，适用于直井两相管流的压力计算方法主要包括Orkiszewski方法、Hagedorn-Brown方法、Beggs-Brill方法和Duns-Ros方法［20］。为了优选出适合低气液比气井的压力计算方法，对雅克拉—大涝坝深层凝析气藏的10口低气液比井，用以上4种方法分别计算井筒压力并与实测压力进行拟合，对于凝析气井，根据闪蒸计算和状态方程确定压力计算所需参数［16］，计算误差结果见表3.

由表3可知，在两相管流压力的4种计算方法中，Hagedorn-Brown方法的最大相对误差波动范围最小，为-6.65%～12.54%，并且最大相对误差绝对值的平均值最小，为7.21%.说明Hagedorn-Brown方法在4种两相管流压力计算方法中精度最高，适用于雅克拉—大涝坝深层凝析气藏低气液比气井井筒压力计算。

图1为Hasan方法井筒温度拟合误差结果，可知Hasan方法的最大相对误差绝对值小于15%，适用于雅克拉—大涝坝深层凝析气藏低气液比气井井筒温度计算。

表3　4种两相管流压力计算方法的最大相对误差比较%

图1　Hasan方法低气液比气井温度拟合误差结果

3　积液预测方法优选

雅克拉—大涝坝深层凝析气藏物性参数：天然气相对密度0.65～0.71，凝析油相对密度0.77～0.80，地层水相对密度1.07～1.17，井口油压3～18 MPa.选用Hall-Yarborough方法计算天然气偏差系数［16］。根据天然气的相对密度和偏差系数，可以计算相应温压条件下的天然气密度。

结合温压计算，分别应用原始和改进的4种临界携液流量模型对雅克拉—大涝坝深层凝析气藏的29口气井进行积液预测，并与根据井筒流压梯度曲线得到的气井实际积液情况进行比较，预测结果见表4和表5.

由表4和表5可知，改进的临界携液流量模型与原始模型相比，均提高了预测精度，其中李闽模型精度提高幅度最大。4种临界携液流量模型中，改进的李闽模型预测精度最高，达96.6%，其中积液井和接近积液井的预测全部准确，只有1口不积液井由于下入井下涡流工具，导致预测出现偏差。改进的李闽模型积液预测结果见图2.其余3种模型的预测结果趋于保守，预测准确性均较差，不适合雅克拉—大涝坝深层凝析气藏气井的积液预测。

表4　原始临界携液流量模型和改进临界携液流量模型积液预测结果口

表5　原始临界携液流量模型和改进临界携液流量模型积液预测精度对比%

图2　改进李闽模型积液预测结果

同时，根据雅克拉—大涝坝深层凝析气藏的气井参数，计算29口气井的动能因子，按由大到小顺序排列，与井筒实际积液情况比较（图3）。从图4可以看出，不积液井动能因子为6.31～33.33，接近积液井动能因子为3.45～5.41，积液井动能因子为2.72～4.64.可见，用于判断积液的动能因子界限值应小于6.31，大于5.41，可取二者的平均值为5.86.为保险起见，将动能因子界限值取为6.应用该动能因子界限，可有效预测雅克拉—大涝坝深层凝析气藏的气井积液情况。

图3　动能因子计算结果

通过以上分析可知，改进的李闽模型和界限取值为6的动能因子法对于雅克拉—大涝坝深层凝析气藏的气井积液情况的预测精度最高，可以满足现场积液判断的需求。在实际应用时，可将这两种方法结合使用，相互验证。

4　结论

（1）考虑临界携液流量和表面张力沿井筒的动态分布，取井筒最大临界携液流量作为积液判断标准，有助于提高临界携液流量模型的积液预测精度。

（2）修正的拟单相流温压耦合计算模型适用于雅克拉—大涝坝深层凝析气藏高气液比气井的井筒温压计算。

（3）Hagedorn-Brown压力方法和Hasan温度方法适用于雅克拉—大涝坝深层凝析气藏低气液比气井的井筒温压计算。

（4）改进的李闽模型和界限值取为6的动能因子法的积液预测精度最高，可将两种方法结合使用，作为雅克拉—大涝坝深层凝析气藏气井的积液预测手段。

符号注释

A——油管面积，m2；

Ar——松弛距离，m；

cp——定压比热，J/（kg·℃）；

dti——油管内径，m；

F——动能因子，m/s·（kg/m3）0.5；

fw——体积含水率，无因次；

gT——地温梯度，℃/m；

Mo——凝析油的平均相对分子质量；

Mw——产出水的平均相对分子质量；

p——压力，MPa或Pa；

pwf——井底流压，MPa；

qcr——标准状况下气井临界携液流量，104m3/d；

qmix——修正后的气体流量，m3/d；

qo——地面凝析油流量，m3/d；

qsc——标准状况下的气体流量，m3/d；

qw——地面产出水流量，m3/d；

qwax——井筒流体析蜡放出的熔解热，J/kg；

RL——生产气液比，m3/m3；

T——温度，℃；

Te——地层温度，℃；

Twf——井底温度，K；

v——气体流速，m/s；

vcr——气井临界携液流速，m/s；

vg——井底气体流速，m/s；

Z——气体偏差系数，无因次；

Zwf——井底气体偏差系数，无因次；

γg——气体相对密度，无因次；

γmix——复合气体相对密度，无因次；

γo——凝析油相对密度，无因次；

γw——产出水相对密度，无因次；

η——焦耳-汤姆逊效应系数，℃/Pa；

θ——井斜角，（°）；

λc——摩阻系数，无因次；

ρg——气体密度，kg/m3；

ρl——液体密度，kg/m3；

ρwfg——井底气体密度，kg/m3；

σ——表面张力，N/m.

［1］詹姆斯·利，亨利·尼肯斯，迈克尔·韦尔斯.气井排水采气［M］.何顺利，顾岱鸿，田树宝，等译.北京：石油工业出版社，2009.

Lea，J F，Nickens H V，Wells M R.Gas well deliquification［M］. Translated hy He Shunli，Gu Daihong，Tian Shubao，et al.Beijing：Petroleum Industry Press，2009.

［2］Turner R G，Hubbard M G，Dulker A E.Analysis and prediction of minimum flow rate for the continuous removal of liquids from gas wells［J］.Journal of Petroleum Technology，1969，21（11）：1475-1482.

［3］Coleman S B，Clay H B，McCurdy D G，et al.A new look at predict⁃ing gas well load⁃up［J］.Journal of Petroleum Technology，1991，43（3）：329-333.

［4］Nosseir M A，Darwich T A，Sayyouh M H，et al.A new approach for accurate prediction of loading in gas wells under different flowing conditions［J］.SPE Production&Facilities，2000，15（4）：241-246.

［5］杨桦，杨川东.优选管柱排水采气工艺的理论研究［J］.西南石油学院学报，1994，16（4）：56-64.

Yang Hua，Yang Chuandong.Theoretical study of optimum tubing string for water drainage-gas recovery［J］.Journal of Southwest Pe⁃troleum Institute，1994，16（4）：56-64.

［6］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.

Li Min，Guo Ping，Tan Guangtian.New look on removing liquids from gas wells［J］.Petroleum Exploration and Development，2001，28（5）：105-106.

［7］Guo Boyun，Ghalambor A，Xu Chengcai.A systematic approach to predictingliquid loadingin gas wells［R］.SPE 94081，2005.

［8］谭晓华，李晓平.考虑气体连续携液及液滴直径影响的气井新模型［J］.水动力学研究与进展：A辑，2013，28（1）：41-47.

Tan Xiaohua，Li Xiaoping.Gas wells model of continuous removal of liquids through a new estimation of droplet diameter［J］.Chinese Journal of Hydrodynamics：Series A，2013，28（1）：41-47.

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

Liu Shuangquan，Wu Xiaodong，Wu Gesheng，et al.A study on dy⁃namic distribution of the liquid⁃carrying critical velocities and flow rates along the wellbore of gas wells［J］.Natural Gas Industry，2007，27（2）：104-106.

［10］Abdul⁃Majeed G H，Abu Al⁃Soof N B.Estimation of gas⁃oil surface tension［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2000，27（3-4）：197-200.

［11］Sutton R P.An Improved model for water⁃hydrocarbon surface ten⁃sion at reservoir conditions［R］.SPE 124968，2009.

［12］赵先进，姜青梅.用动能因子确定产水气井合理工作制度［J］.断块油气田，1996，3（4）：64-66.

Zhao Xianjin，Jiang Qingmei.Determining reasonable working rules for water production gas wells with the kinetic energy factor［J］.Fault⁃Block Oil&Gas Field，1996，3（4）：64-66.

［13］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）：53-60.

Cao Guangqiang，Li Wenkui，Yan Xian，et al.Study on the gas well critical rate model optimization［J］.Oil Drilling&Production Technology，2011，33（1）：53-60.

［14］刘志森.塔河凝析气井井筒积液判断标准［J］.断块油气田，2009，16（3）：68-69.

Liu Zhisen.Diagnosing criteria of wellbore liquid loading in con⁃densate gas well of Tahe oilfield［J］.Fault⁃Block Oil&Gas Field，2009，16（3）：68-69.

［15］刘会会，范继武，许珍萍，等.动能因子在苏里格气井积液时机判断中的应用［J］.石油化工应用，2014，33（7）：45-48.

Liu Huihui，Fan Jiwu，Xu Zhenping，et al.The application of kinet⁃ic energy factor in diagnosing the timing of wellbore accumulation in gas wells［J］.Petrochemical Industry Application，2014，33（7）：45-48.

［16］李士伦.天然气工程（第二版）［M］.北京：石油工业出版社，2008.

Li Shilun.Natural gas engineering（2nd edition）［M］.Beijing：Pe⁃troleum Industry Press，2008.

［17］毛伟，梁政.气井井筒压力、温度耦合分析［J］.天然气工业，1999，19（6）：66-69.

Mao Wei，Liang Zheng.Coupling analysis of the pressure and tem⁃perature in gas well borehole［J］.Natural Gas Industry，1999，19（6）：66-69.

［18］Hasan A R，Kabir C S.Heat transfer during two⁃phase flow in well⁃bores.Part I：formation temperature［R］.SPE 22866，1991.

［19］Hasan A R，Kabir C S.Heat transfer during two⁃phase flow in well⁃bores.Part II：wellbore fluid temperature［R］.SPE 22948，1991.

［20］陈家琅，陈涛平.石油气液两相管流（第二版）［M］.北京：石油工业出版社，2010.

Chen Jialang，Chen Taoping.Petroleum gas⁃liquid two phase flow（2nd edition）［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2010.

Optimization of Methods for Predicting Liquid Loading in Deep Condensate Gas Wells

ZHOU Chao1，WU Xiaodong1，LIU Xiongwei2，HUANG Cheng2，CHEN Biao2
（1.School of Petroleum Engineering，ChinaUniversity of Petroleum，Beijing 102249，China；2.YakelaGas Production Plant，Sinopec Northwest Company，Kuche，Xinjiang 842017，China）

Liquid loadingis aserious problem for normal production of gas wells in Yakela-Dalaobadeep condensate gas reservoir.The ap⁃plicability of common methods for predicting liquid loading still needs to be demonstrated.The applicability of critical rate method and ki⁃netic energy factor method is evaluated and opimized.The fundamental principles of each method for predictingliquid loadingand differenc⁃es amongthem are introduced.Different dynamic distribution of critical rate and surface tension alongwellbore are considered in order to im⁃prove original critical rate models.Through error analysis，the methods suitable for calculatingtemperature and pressure distribution in high and low gas⁃liquid ratio wellbores of Yakela-Dalaobagas reservoir are optimized respectively，and such methods suitable for predictingliq⁃uid loading are given through field case study.Results show that modified pseudo single⁃phase coupling model is suitable for calculating temperature and pressure distribution in high gas⁃liquid ratio wellbore，while Hagedorn⁃Brown method and Hasan method are suitable for it in low gas⁃liquid ratio wellbore of Yakela-Dalaoba gas reservoir.The improved critical rate models increase precision of liquid loading pre⁃diction compared to original models.The improved Li Min model and kinetic energy factor method that sets threshold value as 6 are of the highest precision，and both of them are suitable for predictingliquid loadingof gas wells in Yakela-Dalaobadeep condensate gas reservoir. Key Words：Tarim basin；Yakela-Dalaoba condensate gas reservoir；condensate gas well；liquid loading prediction；critical rate；kinetic

TE372

A

1001-3873（2015）06-0743-05

10.7657/XJPG20150620

2015-07-28

2015-09-17

国家科技重大专项（2011ZX05009-005）；中国石化技术开发项目（34400004-14-ZC0607-0001）

周朝（1988-），男，河北保定人，博士研究生，采油工程，（Tel）15201205980（E-mail）zhouchao_joe@163.com.