石油工程论文低渗气田气井生产制度优化方法.doc

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1、 高等继续教育毕业设计（论文）题 目 低渗透七天气井生产制度优化方法 学 生_联系电话_指导教师_评 阅 人_教学站点_专 业_完成日期_ _摘 要天然气是一种重要的能源，天然气井的优化程度直接影响到天然气采出程度。影响天然气井开发的因素很多，本文将主要考虑水合物的防治、气井结盐、井底压力、井下节流、井筒积液等方面带来的影响，综合分析气井生产系统的整体优化措施。确定和预测气井的产能是气井增产措施决策的基础，利用节点分析法预测改变有关部分的主要参数以及工作制度后气井产量的变化，优化生产系统中各个环节，力求充分发挥气藏的生产潜力，制定合理的工作制度，提高油气藏开发的经济效益。关键词：天然气；气井生

2、产系统；参数优化目 录第一章 前 言11.1研究的目的与意义11.2研究内容21.3文献调研21.4研究思路3第二章 生产制度优化方法42.1气井地层压力的计算方法42.2气藏储量的计算62.3气井产能计算72.4气井井筒流动规律122.5气井节点分析132.6影响气井正常生产的其他因素16第三章 程序和模块24第四章 认识及结论28参考文献.29第一章 前 言天然气是当今世界上公认的最清洁的能源，燃烧后产生的二氧化碳和氮氧化合物仅为煤的50%和20%，污染为石油的1/4，煤的1/800，号称“无污染能源”。我国是开发利用天然气最早的国家，也是天然气资源比较丰富的国家之一，虽然对天然气的需求非

3、常强劲，但是天然气的利用却一直比较落后。在世界一次能源消费结构中，天然气占22%，中国则不足3%。近年来，我国十分重视天然气的开发利用，以“西气东输”工程为标志，我国将在未来十年中大力开发天然气资源。专家预计2020年天然气在世界能源组成中的比重将增加到29%左右, 21世纪将成为主要能源，将是一个天然气世纪。随着我国国民经济的持续发展，工业化程度的不断提高，对清洁能源的需求不断增大，预示着天然气具有很大的发展空间和良好的发展前景。而目前我国天然气产业的发展与国民经济及社会发展很不适应。为此，国家从能源结构调整、加强环保和可持续发展等基本国策出发，将大力发展天然气的开发利用，这将为天然气产业的

4、发展创造良好环境。1.1研究的目的与意义气井生产系统分析是一个以气藏工程研究成果为基础的复杂系统工程。每个气藏的开发和开采，都离不开气藏内部的多孔、多相渗流大系统和气井井筒举升与地面集输、分离的气井生产大系统。这两个大系统把产层一气井一地面建设工程结合成为一个有机的统一整体。两个大系统相互联系、相互作用的过程，就是气藏开发和气井开采的过程。对气藏渗流大系统的研究，是气藏工程的任务，主要着重于产层，解决合理开发好气藏的问题。对于气井生产大系统的研究，是采气工程的重要任务之一，主要着重于气井，解决合理开采好气井的问题。两个大系统虽然着重点不同，却又紧密联系、紧密相关。气井是产层的出口，是采气工作者

5、用以控制气藏生产的手段。气井开采不好，必然影响整个气藏的开发；反之，如果气藏气水关系恶化，那么气井也很难实现稳定、正常生产。因此，要合理开发好一个气藏，必须建立在依靠气井生产系统分析去科学开采好每一口气井的基础上；要合理开采好气井，也必须以气藏工程为基础，从整个气藏的地质特点和储层特性等地质情况着眼，去指导气井生产系统分析，并在气井生产系统分析的基础上，制定出气井合理开采的采气工艺技术措施。因而，搞好气井生产系统分析已成为指导气藏科学开发的重要原则之一。一方面，由于每一个气藏和气井都有它的特殊性，这就不仅决定了整个气藏开发上所进行的气井生产系统分析的特点而且也决定了气井实施的采气工艺技术措施的

6、特点；另一方面，一个气藏在气藏工程研究的基础上，能否投入高效、高采收率的开发，也需要通过气井生产系统分析确定成熟、可靠，能有效应用于气藏的高效工艺技术:气井能否正常生产，需要通过气井生产系统分析决策优化的气井开采工艺方式，强有力的气井作业手段以及人工举升助产措施；天然气能否合理输送，需要通过气井生产系统分析提出有效的分离、计量输送技术措施:气藏的开采能否降低天然气生产成本，提高综合经济效益，需要通过气井生产系统分析，解决好投入与产出的技术关键。1.2研究内容气井生产是个复杂系统工程，不合理的工艺制度，会导致气井产能降低、地层过早见水、形成水合物，从而影响气井的正常稳定生产。本文将研究以下内容：

7、（1）影响气井正常生产的因素；（2）气井生产优化内容；（3）气井生产优化方法；（4）优化设计。1.3文献调研1.气井生产优化内容通过对现有文献的调研工作知道，影响气井生产的主要因素有井底流压对气井产量的影响，还有气井水合物的影响，井筒结盐，井筒积液等因素都对气井的正常生存造成了一定程度的影响。2.气井生产优化方法进展（1）在气井产能优化方面，通常采用节点分析法，气井节点分析方法就是运用系统工程理论将气井从气藏至分离器、集输站的各个生产环节视为一个完整的压力系统，就其各个部分在生产过程中的压力损耗进行综合分析，从而预测改变有关部分的主要参数以及工作制度后气井产量的变化，优化生产系统中各个环节，力

8、求充分发挥气藏的生产潜力，制定合理的工作制度，提高油气藏开发的经济效益。（2）防止水合物生成的有效方法现场一般采用地面水套炉加热工艺，提高天然气流动温度。降低天然气流动压力就是在维持原来的温度状态下使输气管道中的压力大幅度的降低。加入干燥剂的目的是干燥天然气，脱去其中水份，防止天然气在输气管道中生成水合物；加入抑制剂的目的是降低露点温度，现场多用甲醇、乙二醇等热力学抑制剂，近年来也研发出N一乙烯基毗咯烷酮(PVP),N一乙烯基己内酞胺 (PVCap)等动力学抑制剂。1.4研究思路从影响气井正常生产的因素出发，分析研究现有的优化方法，在生产制度方面，通常用的节点分析法没有考虑气藏本身的供气能力和

9、井底积液、水合物、结盐等因素的影响。本文综合考虑了以上各种因素对气井生产的影响，并提出了相应的防治措施。第二章 生产制度优化方法在进行气井生产制度优化时，要知道地层压力、地层生产能力、以及流体在井筒中的流动规律，考虑气井生产的稳产期时要知道气井单井控制储量。2.1气井地层压力的计算方法1、Hasan和Kabir法在无限大地层线形流动阶段后，经一过渡阶段即进入拟平面径向流阶段。以常产量生产的一口气井与之相应的压力恢复曲线，就得半对数直线段的反映阶段。此阶段的压力恢复可用Horner法表示为： (2.1)Hasam和Kabir在Horner方程的基础上，在进一步研究Mead的经验方法时，对式中对数

10、项用泰勒公式展开，并进行必要的简化得到： (2.2)(2.2)式代表一条水平渐近线为的等轴双曲线，由于它是用一个无限大作用油气藏导出，所以，边界条件的任何变化都不能改变其形式。(2.2)式中，在无限大的关井时间里，井底恢复压力将逐渐趋近于平均地层压力，则有：或 (2.3)因此，只要我们能从压力恢复曲线拟合出如(2.3)式所示的形式，则其截距的算术平方根即为气井供给面积内的平均地层压力。B值的确定：可采用下式计算b值： (2.4)应用(2.4)式计算出b值之后，代入(2.2)式，再利用压力恢复曲线续流段部分数据进行线性回归分析，即可确定出气井的平均地层压力。2、平均地层压力的截距法压力恢复曲线的

11、Horner法可表示为： Hassan和Kabir经过进一步推导得到： (2.5)则地层压力： (2.6)3、两点法在稳定回压试井的条件下,气井的产能方程可由下式表示: (2.7)式中 气井产量，104m3/d； 气井的平均地层压力，MPa; 气井的井底流动压力，MPa; n动态指数，取值为0.51.0； C产能系数。气井的动态完全被层流控制时，n=0.5；完全被湍流控制时，n=1.0。以上式为基础，建立无因次形式： (2.8)式中 (2.9) (2.10)通过对不同时间常规多点稳定回压试井取得的68个测试点资料,建立了(2.11)式的相关经验公式: (2.11)将(2.9), (2.10)代

12、入(2.8)式得: (2.12)(2.12)式便是“两点法”计算气井地层压力的公式基础。式中、可采用稳定回压试井的两点取得，仅、为未知数。令稳定回压试井所取得的两点分别为（，）、（，），将这两点代入(2.12)式，解出得： (2.13) 由(2.13)式看出，应用本方法计算平均地层压力，仅需知道两个单点的稳定回压测试的产量与井底流动压力。2.2气藏储量的计算对于一个具有天然水驱作用的不封闭性气藏，随着气藏的开采和地层压力的下降，将会引起天然边水或底水对气藏的水侵。被水侵所占据的气藏的孔隙体积量，加上剩余天然气所占有的气藏的孔隙体积量，应当等于气藏的原始含气的孔隙体积量。因此，可以直接写出水驱气

13、藏的物质平衡方程式:GBgi(G-Gp)Bg十(We- WpBw) (2.14)式中：G气藏的地质储量，；Gp气藏的累积产气量，；We累积天然水侵量，； Wp累积产水量，；Bw地层水的体积系数；Bgi原始地层压力下天然气的体积系数；Bg目前地层压力下天然气的体积系数；式中： 所以, 可得水驱气藏的表达式为 (2.15)式中：Pi气藏的原始地层压力，Mpa；P气藏的目前地层压力， MPa；Ps地面标准压力，MPa；Tsc地面标准温度，K；T气藏的地层温度，K；ZiPi压力下的气体偏差系数；ZP压力下的气体偏差系数。 气藏没有连通的边、底水，即为定容封闭性气藏。对于这类气藏，随着开采气藏的地层压力

14、连续下降，故又有消耗式气藏之称。因此，当We0和Wp0时，分别可以得到定容封闭性气藏物质平衡方程式（即压降法计算公式）：G=/(1-) 2.3气井产能计算无论是探井或是生产井，确定和预测气井的产能，都是必不可少的工作。它不但涉及到气藏的早期评价，而且也是编制气田开发规划和方案的需要，是地面建设的依据和基础，气井增产措施决策的基础。气井的绝对无阻流量是反映气井潜在产能的重要指标，是预测气井产能的基础。无论是新发现的气探井，或是已投产的产气井，都需要不失时机地进行无阻流量的求算。1、回压产能试井气井的产能试井亦称回压试井。1929年pierce和rowlinsfil首次提出了一个测量各种回压下井的

15、生产能力的气井生产方法，后由rowlins和shell-hardt发表。这种类型的试井一般称为“常规”回压试井，也称系统试井，又称多点测试方法。是气井以多个产量生产的情况下，测取相应的稳定井底流压。其测试方法是以一个较小的产量生产稳定后，测取相应的稳定井底流压，然后再增大产量，再测取相应的井底流压，如此改变4-5个工作制度。这种方式要求气井以几种不同的稳定流量进行生产，每达到一稳定流量后紧跟着一个稳定的关井阶段。系统试井资料的分析方法有压力分析法、压力平方法和拟压力分析三种方法。其分析求得方程的形式有指数式和二项式，通过本软件的计算可以得到这两种形式的产能方程。（1）二项式形式的分析过程:根据

16、气井渗流的非达西现象可得，以压力平方表示时，气井渗流的产量与井底流压之间满足以下的二项式关系: (2.16)将(2.16)进一步整理，得： （2.17）由式(2.17)可知:之间满足线形关系，其直线的斜率为系数B，直线的截距为A。因此，将实测数据整理，在直角坐标系中作直线，利用最小二乘法求出直线的斜率及截距即可求得系数B和A.。在求得系数A和B后，利用(2.16)式可求得计算气井无阻流量的公式为： (2.18) （2）指数式形式的分析过程国外的石油工作者通过大量观察得到气井渗流量，井底流压和产量之间满足如下经验关系式： （2.19）将上式两边取对数得到: （2.20） 由（2.20）式知, 按

17、整理，可以得到一条直线，根据方程的斜率和截距可以求得方程系数c和n之值。由此计算气井的绝对无阻流量为： （2.21）系统试井测试方法是公认的精度最高的产能测试方法，因而一直沿用至今。它是矿场上常采用的方法之一，具有资料多，信息量大，分析结果可靠的特点。但此法的主要缺点是生产和关井阶段都要求达到稳定状态，故其测试时间长，尤其是对低渗气田，压力恢复时间长，测试费用高，对于新井而言，造成资料浪费大，因此，该方法不宜在新井中使用。2、等时产能试井1955年，cullender提出了一种等时的回压试井方法，能较充分地描述气井的产能动态特征。此法要求气井以等周期，不同流量进行生产，每周期后的关井井底压力要

18、达到稳定。除要求知道瞬时产能数据外，还需知道一个稳定的延续流动点。在进行等时试井测试时，要求首先以一个较小的产量开并生产一段时间后，关井恢复地层压力，待恢复到地层压力后，再以一个稍大的产量又开井生产相同的时间，然后关井恢复，如此进行4个工作制度后，再以一个小的产量生产到稳定。这里产量序列的确定的方法和确定原则与系统试井一样，产量序列必须由小到大递增，最后的延时生产又以较小的产量进行。二项式的系数B与生产时间无关，因此可以根据短期试井确定，对于不同的产量，只要每一个产量的生产时间是常数，则C和A也是固定不变的。但是，n和B可以根据短期(不稳定的)等时试井得到，而C或A则只能从稳定条件下求得。下面

19、介绍等时试井资料的处理：（1）指数式处理方法 （2.22）上式两边取对数,得到 （2.23）不稳定的几个点按整理资料做出直线后求出直线的斜率n，再以稳定点所测得的产量和相应的压力,求出c值 （2.24）然后按照（2.22）式可以求得无阻流量值。（2）二项式处理方法二项式方程Q成直线关系。在处理等时试井资料时，先以不稳定点按Q整理资料，并作成直线，求直线的斜率B。在一稳定点和，求出产能方程系数A： （2.25）求出系数A和B后,根据方程计算出气井的绝对无阻流量。等时试井较常规回压试井来讲所需时间缩短了，但由于每个工作制度都要求关井恢复到原始压力，使得关井恢复时间较长，整个测试时间较长，测试费用比

20、较高。3、修正等时试井在很致密的气藏中，要在第一个生产阶段之前获得完全稳定的气藏压力，或在测试期间气藏要关井恢复到原始压力，总是不切实际的。因此，作为多数井的一种测试手段，真正的等时试井己证明是不现实的。1959年，katzr等人提出了一种修正的等时试井方法。这种方法除关井周期外，其它与前法相同，即每段关井时间不必达到井底压力稳定，而和生产时间一样长。修正等时试井与等时试井方法相比，其最大特点就是，开井时间和关井时间一样长短，不要求每一个关井时，恢复到地层压力。这样，在分析资料求n值或B值时，计算每个点的压力差值是以前关井恢复值减去本次开井的井底流压值，整个处理过程与等时试井处理过程类似。 修

21、正等时试井测试方法是等时试井方法的改进，在实际测试时，只要求所有工作制度下的开井生产时间和关井恢复时间都一样，矿场操作十分方便，既缩短了开井流动期的时间，也缩短了关井恢复期的时间，因而，该方法提出后，在矿场上得到了广泛的应用. 4、一点法产能预测针对常规多点回压稳定试井关井时间长的缺点，1987年陈元千教授根据油田实际气井的多点稳定试井取得的资料分析结果，利用通常的二项式产能方程和指数式产能方程提出了简化的一点法计算公式。利用一个点稳定流测试数据，确定气井无阻流量的方法，即“一点法”。一点法测试是只测一个工作制度下的稳定压力。陈元千教授根据气田实际资料, 推导得出了以下三个一点法公式： （2.

22、26） （2.27） （2.28）其中， 一点法测试对于探井缺少集输流程和装置时，可以大大缩短测试时间，减少气体的放空和节约大量的费用，减少资源的巨大浪费。对于新区探井而言，是一种测试效率比较高的方法。缺点是对资料的分析方法带有一定的经验性和统计性，其分析结果有一定的偏差。使用一点法时，有如下注意事项：1）一点法测试资料的分析方法中，要求该点的资料一定要达到压力稳定时的资料，否则，计算结果不能反映气井的真实情况。2）一点法测试资料的分析方法是建立在地层为单相流情况下导出的，如果在测试过程中，井底出现了两相流，如底水窜入井底或井底附近比较大的范围内出现了凝析油析出，形成了油气两相流等，对于这种情

23、况，一点法测试的分析结果不准确。3）在测试过程中，尽管地层中为单相流，但井筒中有积液，并且压力计又在积液的上面时，测试的压力值不能反映地层的真实情况，这种情况下，分析结果也不准确。2.4气井井筒流动规律1.单相气体井底流动压力计算气体沿圆形管柱流动时，井底流动压力公式为 （2.29）式中：井底流动压力，MPa； 井口流动压力，MPa；气井产量，；d 油管或套管内径，m； f 摩阻系数； L 气层中深，m。天然气管流摩阻系数表管 径内径 df 值英 寸cm11/24.030.016625.030.016121/26.20.0151237.590.0145410.030.0139512.70.01

24、3615.20.0124注：f值系成都科研所关于“天然气管流摩擦系数研究”报告的推荐值。2.气水两相流井筒压力计算（1）Hagedorn-Brown模型压力梯度方程： （2.30）（2）Duns-Ros模型压力梯度方程： （2.31）（3）Orkiszewski方法压力梯度方程： （2.32）（4）Beggs-Bill方法压力梯度方程： （2.33）（5）Mukherjee-Brill方法 （2.34） （6）SWPI-SPA方法压力梯度方程： （2.35）2.5气井节点分析气井节点分析方法就是运用系统工程理论将气井从气藏至分离器、集输站的各个生产环节视为一个完整的压力系统，就其各个部分在生产

25、过程中的压力损耗进行综合分析，从而预测改变有关部分的主要参数以及工作制度后气井产量的变化，优化生产系统中各个环节，力求充分发挥气藏的生产潜力，制定合理的工作制度，提高油气藏开发的经济效益。图2.1节点分析法示意图（1）气井生产系统的组成气井生产系统指从地层油管井口地面针阀 集输管线分离器到输气干线这一完整的生产系统。主要由三部分组成：1）气体通过气层孔隙介质或裂缝流入井底；2）气体通过井筒的管柱流至井口；3）气体通过地面集输管线流到分离器。（2）生产系统内节点的设置为了进行系统分析，必须在系统内设置节点，在气井生产系统中，节点是一个位置的概念，可以根据设计要求选择节点位置。在应用节点分析方法解

26、决问题时，通常集中分析系统中某一节点，此节点称解节点。通过解节点的选择，气井生产系统被划分为两大部分，即流入、流出部分，指始节点到解节点和解节点到末节点所包括的部分。通过对节点流入和流出部分的模拟计算，求得流入和流出的动态特性，再分析比较流入和流出特性，便可求得气井的生产动态。解节点的选择与系统分析的最终结果无关，本文解节点选在生产井底处。（3）气井节点分析的步骤a、建立生产井模型首先要勾画出从气层、完井段、井筒、井口、集输管线直到分离器或其他端点的生产流程及建立生产井模型。b、根据确定的分析目标选定节点在气井生产模型建立后，可供选择的节点很多，究竟去哪一个节点取决于确定的目标，原则上所取节点

27、应尽可能靠近分析的对象。c、计算并绘制所选节点的流入、流出动态曲线节点一经选定，它本身就将生产系统分割为流入一方和流出一方，对于普通节点，从气层开始到节点流入一方，它反映在目前地层压力下，经过若干部分到节点的供气情况；从其他端点开始到节点为流出一方，它反映在其他端点压力一定时的输出情况。利用所学的采气工程知识，分别建立流入、流出的数学模型，求出相应的协调工作点，计算出系统可能提供的理论产能。d、动态拟合图2.2生产井的节点模型系统提供的理论产能不一定与实际试采的数据资料相吻合，经过对数学模型或参数的调整，并经历一段试采阶段的拟合，建立修正系数，使建立的数学模型和程序设计的结果与气井的实际生产相

28、吻合。e、程序应用拟合后的计算程序，既可以用于对整个气井生产系统的分析。（4）气井生产系统的模拟分析图2.3节点分析示意图在模拟分析一个气井生产系统时，通过节点设置和解节点的选择，把生产系统划分为两大部分。若把解节点选在Pwf处，PrPwf段为流入部分，而PwfPscp称为流出部分。分析过程中分别由系统的初始点Pr和末点Pscp进行模拟计算,求得流入和流出的动态关系。通过用图解形式将流入和流出曲线画在同一张坐标图上进行分析。由图可见，流入和流出动态曲线的交点为A,在A点左侧，例如在q1产量下，对应的井底流压p1p1，说明生产系统内流入能力大于流出能力，这说明油管或流出部分的管线设备系统的设计能

29、力过小或流出部分有阻碍流动的因素存在，限制了气井生产能力的发挥。而在A点的右侧，例如在q2产量下，情况就刚好相反，此处表明气层生产能力达不到设计流出管路系统的能力，说明设计的流出管路设计能力过大，造成不必要的浪费，或气井的某些参数控制不合理，或气层伤害降低了井的生产能力，需要进行解堵、改造等措施12。只有在A点产层的生产能力刚好等于流出管路系统的生产能力。这点表明气井处于流入和流出能力协调的状态，此点称为协调产量点。2.6影响气井正常生产的其他因素2.6.1井底积液的影响1.携液能力计算气井的气流常常伴有液相产物，由于这些液体的存在，往往影响着气井的流功特性甚至完全阻碍气体流动。液体需要借助气

30、体将其带至地面，如果气体没有足够的掩带能力，液体将聚集于井底，增大对地层的回压，而降低气并的产能，从井内把液体带至地面所需要的最小气速，应足以把井内可能存在的最大液滴带到地面，该流速称为临界流速10，可按流体力学理论计算。临界流速和流量为：Turner模型 (2.36)Min Li模型 (2.37)Ye Yang模型 (2.38)式中 ：pwf油管鞋处的井底绝对压力，Mpa； 能排出水的最小线性气流速度，； 油管压力，； 能排出水的最小流量，； 井口条件下的Z系数 生产时的井口温度，K； 流体通过的面积，或是油管或是环形空间，； 套管或油管内径，;油管外径,。2.临界携液影响低气液比携液临界流

31、量的因素有:气液比、井口油压、油管内径和水的豁度，其中气液比为主要影响因素。与高气液比正常携液不同的是:在相同产气量情况下，低气液比气井的井底流动压力相当高；因此要求低气液比的气井不仅需要一定的产气量，而且必须具备相当高的气层能量。产水气井的井筒积液时，气井产量和气藏采收率降低，井下管柱腐蚀等危害增加。为保证气井平稳生产，避免井筒积液，气井产气量必须大于携液临界流量，因此确定携液临界流量是非常值得研究的问题。在气井实际生产过程中，气液两相流的流态一般可以分为雾状流、过渡流、段塞流和气泡流。针对高气液比(气液比高于1400m3标)/ ms)的雾状流条件下携液临界流量进行了研究。气液比较低情况下气

32、液两相流的流态为过渡流、段塞流和气泡流，一些学者对井筒压力计算进行了研究，但没有研究携液临界流量。携液临界流量的确定原则:当气井在低气液比的状态下生产时，井筒内气液两相可能存在着各种不同的流态，流体的非均质性相当强。因此，在确定携液临界流量时，难以求得类似雾状流条件下两相实用的、严格的数学解析解。一般是从物理概念和基本方程出发，采用实验和无因次分析方法得到描述某一特定两相管流过程的一些无因次参数，然后根据试验数据得到经验关系式。基于假设的压力梯度模型，根据大量的现场试验数据计算持液率，提出了适用于各种流型条件下的两相垂直上升管流的压降关系式，该关系式不需要判别流型。分析结果认为:对大直径铅直管

33、中的气液两相氖的压降预测，采用Hagcdorn-Brown方法最为准确。因此，以Hagedorn-Brown井筒压力计算方法为基础，对携液临界流量进行研究17。理论持液率是指在一定气体流速条件下一定井段内气流能够携带的最大液相体积与总的井筒体积之比，可利用Hagedorn-Brown方一法计算其值；实际持液率是指在一口实际生产气井中一定井段内液相体积与总的井筒体积之比。根据理论和实际持液率的定义，可以得出低气液比携液临界流量的确定原则为:利用Haedorn-Brown井筒压力计算方法计算井筒各段的理论持液率和压力，然后根据井筒压力和气液比计算全井筒各段的实际持液率，并将各个井段的理论持液率和实

34、际持液率绘制在同一图上进行比较;如果各段的理论持液率都大于实际持液率，则认为在该产气量条件下气井能够正常携液生产;通过计算不同产气量条件下气井携液生产情况，找出的能够保证气井正常携液的最小产气量，就是低气液比的携液临界流量。2.6.2水合物的影响1.水合物的形成机理在一定的温度和压力条件下，天然气中某些气体组分能和液态水形成水合物。天然气水合物是白色的结晶固体，外观类似松散的冰或致密的雪，密度为0.88 0.90g/cm3，大量研究表明：天然气水合物是由氢键连接的水分子结构形成笼形结构，气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格的笼形孔室中。在水合物中，与1个气体分子结合的水分子数不是恒定的，这

35、与气体分子的大小和性质以及晶格中孔室被气分子充满的程度等因素有关。天然气水合物是在天然气温度低于水合物形成温度下，在一定压力下生成的晶体。生成水合物的温度称之为“水合温度”，当天然气的温度低于某一压力下的露点温度时，天然气中就会凝析出自由水。这些凝析水对水合物的生成是必不可少的条件。 天然气水合物形成的主要条件综合如下：1） 天然气的温度必须低于天然气中水蒸汽的露点温度，天然气中有凝析水；2） 在一定的压力和天然气组分条件下，天然气温度低于水合物形成温度；以下的因素会助长和加速水合物形成：1）气流速度较高，或气流通过油管、节流装置、地面管线和设备时搅动很厉害，或压力波动；2）存在微小的水合物晶

36、体“籽晶”； 3）H2S和CO2的存在有助于水合物的形成，因为这些酸性气体比碳氢化合物更容易溶解于水中。天然气在管道中流动，随着压力、温度变化，有可能形成水合物。如图2.4所示1，曲线1，2分别代表气体沿管线压力和温度变化曲线，曲线3为根据天然气组分和压力沿线分布所确定的生成水合物的温度曲线。设天然气的露点压力为Td，当天然气输入管道后，由于温度高于露点，气体未被水蒸汽饱和，因此，当x xd时没有水析出，不会形成水合物。当天然气温度逐渐降到Td（xd处)，就形成饱和气体，因此当xxd后就开始有水析出。若管内气体温度高于生成水合物的温度，也不会生成水合物。但到达n点时，天然气的温度等于生成水合物

37、的温度，自此点开始直到N点这一区域就是可能生成水合物的区域。由前面分析可知，输气管道中水合物的形成与气体压力、温度及水汽含量密切相关。同时，水合物的形成反过来也会对管道输送发生影响。如图2.4曲线4表示水合物堵塞管道后使得压力下降。1-压降曲线；2-温降曲线； 3-水合物形成温度曲线；4-生成水合物堵塞后的压降曲线图2.4 预测管道中一处形成水合物天然气水合物的生成实际上是晶核形成和晶体成长过程。在动力学上，水合物的生成可以分为三步:具有临界半径晶核的形成；固态晶核的长大；组分向处于聚集状态晶核的固液界面转移。大量研究表明，天然气水合物的生成除了与天然气的组分和自由水含量有关外，还需要一定的温

38、度压力条件。据苏联学者罗泽鲍姆等人的观点，水合物生成需满足以下条件：只有当系统中气体压力大于它的水合物分解压力时，含饱和水蒸汽的气体才可能自发生成水合物。在给定压力下，对于任何组分的天然气都存在形成水合物的临界温度Tmax，低于这个温度将形成水合物，当TTmax时，无论压力多高也不会形成水合物，即使形成水合物也会发生分解。低温与高压是形成稳定水合物的重要热力学条件。对于密度相同的天然气，压力愈高则形成水合物的温度也愈高，一般而言2，井筒和地面管线中形成水合物的形态有以下几种，如图2.5所示。1）光滑管壁上由于附着了水合物变成粗糙管壁。一部分流体通过，另一部分流体滑脱。2)水合物在管内形成不致密

39、的网状塞子。举升过程中，气体穿过不致密的水合物网状塞子，而部分液体碰上水合物网状塞子后自动滑脱，使井底的积液越积越多。3)水合物在管内形成致密塞子，完全把管内截面堵死，使气井无法生产。不少高压气井都是在上述1)、2)两种状态下生产。天然气水合物生成的主要条件可简要概括为以下三点(1)低温，(2)高压，(3)自由水的存在。 1）壁面附着 2）不致密塞子 3）致密塞子图2.5 天然气水合物在管内的三种形态1.水合物预测从气藏中采出的天然气或多或少含有水汽，天然气含水会带来不少问题：a、在管线和设备中生成水合物；b、当气体中含有H2S和CO2等酸性气体会加剧管线的腐蚀；c、含水后天然气的热值会降低；

40、d、水蒸气遇冷凝析成水，在管道中形成水塞，增大阻力。水合物类似松散的冰，密度在0.880.9g/cm3左右，其结构为白色晶体，仅靠分子间的范德华力保持晶体的稳定。水合物生成需要一定的热力学条件：有自由水存在、低温、高压。预测水合物生成的经验公式3：(1) 波诺马列夫法波诺马列夫对大量试验数据进行线性回归整理，得出不同密度的天然气水合物生成条件方程，当T273.1K时 (2.39)当时 (2.40) 式中： p压力，kPa ；T水合物平衡温度，K；B，B1 与天然气密度有关的系数，见下表。表2.2 B和B1系数表0.560.60.640.660.680.70.750.80.850.90.951B

41、24.2517.6715.4714.7614.341413.3212.7412.1811.6611.1710.77B177.464.248.646.945.644.44239.937.936.224.533.1(2) 天然气水合物p-T图回归法为了便于计算机应用，有人将密度在0.51g/cm3之间的天然气水合物p-T图回归成了计算公式 (2.41)式中： 当g=0.5539时，当g=0.6时，当g=0.7时，当g=0.8时， 当g=0.9时，当g=1.0时， 2.6.3气井稳定时间在许多情况下，要求气藏在一定的开采时期内产气量稳定不变，才能满足国家和用户的要求，同时也是建设地面工程的依据。虽然

42、在不少的气田开发方案中，这种稳定时间的约束条件与计划产量的约束条件存在一定的矛盾性，但从经济效益角度看，必须考虑气井的稳产时间。设日产量为，则在稳产年限内的累积产气量为： (2.42)式中：年的有效生产天数，d； 稳定生产年限，a(或mon)； 气藏生产井数。表示的封闭性气藏物质平衡方程可得地层压力随时间的变化关系式： (2.43) (2.43) 式适用于均匀布井方式开发的封闭气藏，且每口井产量相同。因此(2.43)式既可用于单井的地层压力变化计算，也可用于全气藏地层压力变化计算。对于非均匀布井的封闭性气藏，全气藏的平均压力变化为： (2.44)而单井的压力，可近似表示为： (2.45)式中：单井控制储量，。(J=1,2,N)第三章 程序和模块由于时间仓促，我只参加了本程序的部分编制工作，下面展示的是利用该软件生成的一些模块。软件主界面压降法计算储量模块改进的Horner法确定地层压力模块回压产能试井确