凝析氣井井筒壓力計算

劉永輝 任桂蓉 薛承文 關志全 胡利平

1.西南石油大學石油與天然氣工程學院 2.中國石油新疆油田公司工程技術研究院3.中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦 4.中國石油西南油氣田公司川中油氣礦

準確計算凝析氣井井底壓力是正確預測產能、合理制訂生產方案的關鍵。近年來國內眾多學者［1－5］發表一系列文章，認為采用考慮相變化的組分模型在相同條件下計算的井底流壓明顯優于黑油模型的預測結果。但文中只對比一種氣液多相流壓降模型或干氣井壓降模型，沒有考慮不同壓降模型對井底流壓計算產生的誤差，且僅給出了一個實例數據，也不具有普遍性。筆者采用 Govier－Fogarasi［6－8］公開發表的94口凝析氣井實驗數據（原著實驗井為102口，扣除8口異常井），統計分析了流體物性模型（黑油模型和組分模型）和壓降模型對凝析氣井壓降計算的影響，推薦了凝析氣井井筒壓降計算方法。

1 井筒流體物性參數計算

流體物性參數計算［9－10］是凝析氣井井筒壓降計算的基礎。目前主要包括：①黑油模型。通過優選經驗公式計算溶解氣油比、天然氣偏差系數、天然氣體積系數等參數。②組分模型。通過狀態方程計算流體密度、黏度、界面張力等。筆者所采用的主要計算模型如表1所示。

表1 物性參數計算公式表

2 井筒壓降預測統計分析

Govier－Fogarasi公開發表的94口凝析氣井（全部為直井）主要參數如表2所示。

采用工程常用的無滑脫模型、Hagedorn ＆Brown［21］、Orkiszewski［22］、Gray［23］、Mukherjee ＆Brill［24］、Hasan ＆ Kabir［25］對上述凝析氣井井底流壓進行了計算，其誤差統計結果如表3和圖1、2所示。

表2 國內外產液氣井壓降模型評價的參數范圍表

從統計誤差看，Gray模型各項最?。▓D3），組分模型計算誤差略大于黑油模型。這是由于Gray模型的持液率計算過程中考慮了凝析油的反凝析現象，而組分模型再引入相態方程，使凝析現象疊加導致組分模型計算壓力較黑油模型對中性略差，誤差增加。因此推薦Gray模型按黑油模型計算凝析氣井井筒壓力。

無滑脫模型各項誤差次之（圖4），組分模型計算誤差大于黑油模型，是由于Govier－Fogarasi用的凝析氣井液氣比為0.05～14.4m3／104m3，從黑油模型對所選模型（無滑脫、Gray和Hagedorn ＆Brown沒有劃分流型）計算流型看：Mukherjee ＆Brill和Orkiszewski所有井井筒全部為段塞流，Hasan ＆Kabir預測結果除5井次出現分散泡狀流以外，其余井全為環狀流。段塞流為一段氣一段液，而環狀流主要靠氣相中攜帶的液滴和氣相與管壁液膜的摩擦帶液。因此兩種流型的滑脫損失均較小，可以采用無滑脫模型計算壓降。從分段液氣比看，液氣比小于0.5m3／104m3，誤差較大，這主要是由于氣液比極高，舉升壓降極小，13口壓降梯度平均為1.74MPa／1 000m，導致井底流壓（13口井底流壓平均13.4MPa）較小，即使計算的井底流壓誤差較小因井底流壓測壓值較小而誤差較大。隨著液氣比的增加，各項誤差逐漸增加（圖5）?，F考慮各項誤差限為5%，采用無滑脫模型的液氣比范圍為0.5～5m3／104m3，并對該氣液比條件下的產氣量進行了分段統計如圖6所示，隨著產氣量的增加，各項誤差逐漸下降。因此無滑脫模型按黑油計算適用條件為：液氣比0.5～5m3／104m3，產氣量大于5×104m3／d，井底流壓誤差小于5%。

表3 黑油模型計算誤差表

圖1 井底流壓誤差對比圖

圖2 壓降梯度誤差對比圖

圖3 Gray模型計算井底流壓對比圖

圖4 無滑脫模型計算井底流壓對比圖

圖5 無滑脫模型預測誤差與液氣比關系圖

圖6 無滑脫模型預測誤差與產氣量關系圖

從所選的4個氣液兩相流模型（Hagedorn ＆Brown、Orkiszewski、Mukherjee ＆ Brill、Hasan ＆Kabir）看，Hagedorn ＆Brown模型各項誤差最小，按組分模型計算的誤差明顯小于黑油模型。為了討論組分模型對流型、凝析油流量的影響，現選用誤差較小且考慮流型的Mukherjee ＆Brill進行統計分析。分別按組分模型和黑油模型計算的井筒最大產油量如圖7所示，組分模型計算的井筒最大產油量明顯較地面測試產油量大得多，而按黑油模型計算的產油量明顯偏小，說明隨井筒向上流動過程中，壓力溫度降低導致了凝析油的析出，與實際情況一致；井筒流量的改變使流型發生明顯變化，黑油模型計算的井筒流型全部為段塞流，組分模型計算時井底高溫高壓凝析油未析出或析出較少，以純氣流、環霧流和段塞流為主，所占井次比例依次下降，而井口主要流型未變，但各流型的井次比例呈明顯的反比關系（圖8），使按組分模型計算的各項誤差明顯小于黑油模型。

圖7 組分模型與黑油模型計算產量對比圖

圖8 組分模型計算流型分布圖

綜上所述，兩相流模型的選擇對凝析氣井井筒壓力預測的影響較大，而組分模型和黑油模型對部分兩相流模型和在一定條件對凝析氣井井筒壓力計算產生影響。推薦Gray模型＋黑油模型和 Hagedorn ＆Brown模型＋組分模型來預測凝析氣井壓力剖面；液氣比0.5～5m3／104m3、產氣量大于5×104m3／d時，推薦采用無滑脫模型來計算壓力剖面。

3 組分模型計算時存在的主要問題

組分模型計算流體物性時，需要知道該井測試條件下流體組成，而該數據往往不可獲得。下面就流體組成數據的選取進行分析。

1）凝析氣藏相圖。根據凝析氣藏不同開發階段需要進行測試，但該數據只能反映某時段凝析氣藏流體的整體情況，而單井流體組成具有特殊性（各井產出流體氣油比、含水率與整個氣藏不一定相同）和時效性（各井隨開采時間的增加流體組成不同），采用凝析氣藏相圖與單井實際情況存在較大差異。

2）井筒壓力測試時氣分析數據。該數據取樣點一般為井口或分離器內氣態氣，基本不含重組分或重組分極少，不能代表該井實際流體組成。

某井試油時分離器處氣分析及測試數據見表4。依據各制度測試的組分數據按PR狀態方程計算的相圖及井筒壓力溫度見圖9。3個制度下計算的井筒壓力溫度遠大于相圖的兩相區，即井筒內為純氣態。但從氣藏相圖（圖10）看，井筒壓力溫度應為兩相區，這主要是由于計算所采用的組分數據為分離器內的氣態氣（低壓），重組分含量低，與氣藏相圖氣液兩相時組分數據差異大所致。分離器的氣組分隨著油嘴尺寸的增加（產氣量增大），井口油壓（25.5～24.5MPa）依次降低0.5MPa，輕烴逐漸下降，重組分逐漸增大，使其相圖逐漸右移。即相圖差異也較大。由于井筒油氣比（0.034～0.43m3／104m3）極小，其預測的井底流壓與實測值差1.2～2.2MPa，平均誤差5.39%。

表4 某井分離器處氣分析及測試數據表

圖9 某井相圖及井筒壓力溫度計算結果圖

圖10 某井氣藏相圖

4 結論

1）兩相流模型的選擇對凝析氣井井筒壓力預測的影響較大，而組分模型和黑油模型對部分兩相流模型和在一定條件對凝析氣井井筒壓力計算產生影響。

2）94口凝析氣井井筒壓力計算表明：推薦Gray模型＋黑油模型和Hagedorn ＆Brown模型＋組分模型預測凝析氣井壓力剖面；無滑脫模型適用條件是液氣比為0.5～5m3／104m3、產氣量大于5×104m3／d。

3）采用組分數據計算凝析氣井壓力剖面時，氣組分數據選擇尤為重要，可能導致井筒實際流體與計算流體不一致，使預測的誤差增大。

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