气井生产系统分析

气井生产系统分析主讲人:李颖川西南石油大学石油工程学院2007.1推荐参考书李仕伦主编《天然气工程》石油工业出版社李颖川主编《采油工程》石油工业出版社M.Golan等编,陈钟祥等译《油气井动态分析》石油工业出版社廖锐全，张志全编著《采气工程》石油工业出版社杨川东主编《采气工程》石油工业出版社典型气田生产系统气田开发方案生产系统优化地面管网分析地面管线及设备井筒生产动态分析气井流入动态典型气井生产系统气体完井方式油嘴井下安全阀油管地面管线增压机分离器产层液体井下油嘴气井生产系统中压力损失DP1=PR–PwfsDP2=Pwfs–PwfDP3=PUSV

–PDSVDP5=Pwf–PtfDP6=Ptf–PDSCDP7=PDSC–PRBDP9=Psep–PCDDP8=PRB–PsepDP4=PUWC–PDWC气井生产系统中温度变化DT3=TUSV–TDSVDT1=TR–TwfsDT2=Twfs–TwfDT6=Ttf–TDSCDT7=TDSC–TRBDT9=Tsep–TCDDT5=Twf–TtfDT8=TRB–TsepDT4=TUWC–TDWC气井动态OPR曲线根本流动过程动态气藏渗流－IPR曲线IPR曲线是指在一定地层压力下，油井产量与井底流压的关系，即流入动态曲线。油管动态TPR曲线在给定气液比、含水率、井深及井口压力等条件下，改变产量按照举升管中流动规律计算得出的油管吸入口压力与产量的关系曲线，称为油管动态曲线(简称TPR)。OPR曲线称为气井流出曲线，它是基于IPR曲线上一系列点〔流压和流量〕，即按给定的井底压力油管排量顺流体流动方向利用管流公式计算出相应的油压－产量曲线。气井流入动态IPR

径向达西流动非达西流动预测未来气井流入动态射孔完井段压降一点法产能测试理论分析平面径向流模型 一水平、等厚且均质的圆形气层中心一口直井，气体径向流入井底。根据平面径向流的达西公式：径向达西流动供给边缘re至井筒半径rw积分拟压力考虑表皮效应的稳定流动达西产能公式达西产能公式对于拟稳态拟稳态达西产能公式拟压力与压力平方的比照

g=0.65T=356K拟压力气井流入动态IPR径向达西流动

高速非达西流动预测未来气井流入动态射孔完井段压降一点法产能测试理论分析

气体在通过孔隙介质中孔喉宽窄发生变化处，会因气流的减速和加速产生周期性的惯性力。由于气体的粘度低，实际气流速度比较高，特别在压力梯度到达最高的近井地带，这种惯性力不可忽略，导致偏离线性的达西定律，这是气流入井突出的渗流特征。Forcheimer基于实验研究，将达西定律扩展了二次项，以考虑惯性力的影响。 高速非达西流动达西项高速非达西项Tek等人基于岩心实验估计的经验公式

物理意义紊流速度系数与渗透率K和孔隙度一样也属岩石的物性参数。它反映了岩石孔喉与孔隙体积大小的比照关系，表征孔隙介质结构对流体紊流的影响。由于岩石结构的复杂性，发表了很多用于估算的经验公式，其均具有以下形式： 的单位为m-1，K单位为mD，为小数。上式说明，随K和的减小而增大。推荐计算式：形式简单，仅是K的函数考虑非达西流动效应的气井二项式产能方程:层流系数反映层流特征紊流系数反映紊流特征非达西流动系数反映非达西影响程度拟稳态二项式产能方程S反映近井地带由于渗透率的改变所造成的附加粘滞阻力；Dqsc是与流量相关的速敏表皮系数，反映了近井地带高速非达西流动所产生的紊流惯性阻力。高产气井的这一速敏表皮可能明显大于非速敏表皮S。

表皮系数物理意义井眼附近表皮影响视表皮系数变产量试井可分解上述表皮系数S和D较小，说明气层未受到明显的伤害D过大，可考虑补孔减少紊流效应S过大，考虑采取增产措施表皮系数物理意义较高产量的气井，存在明显的紊流效应，其产能方程可表示为指数式：指数式产能方程表征流动形态的经验指数n通常在0.5~1.0之间n=1.0，说明气流入井相当于层流，井底附近没有产生与流量相关的表皮效应，符合达西渗流。n＝0.5，气流入井完全符合非达西渗流规律。n由1.0向0.5减小，说明井底附近视表皮系数可能增大。?n>1.0气井流入动态IPR径向达西流动高速非达西流动

预测未来气井流入动态射孔完井段压降一点法产能测试理论分析在进行气井生产动态分析时往往需要预测气井未来的流入动态，其作法是对目前地层压力下的气井产能二项式的系数a和b所含气体物性进行修正。指数产能方程系数p表示目前地层压力条件；f表示未来某一地层压力条件预测气井未来的流入动态气井流入动态IPR径向达西流动高速非达西流动预测未来气井流入动态

射孔完井段压降一点法产能测试理论分析射孔完井方式能有效的封隔含水夹层、易塌夹层和底水；能完全分隔和选择性射开不同压力、不同物性的油气层，防止层间干扰；能具备实施分层开采和选择性增产措施的条件。射孔完井段压降rcrpLp套管水泥环井眼压实带pwfsKKpForcheimer渗流方程积分，得到射孔完井段的压降二项式射孔段压降

孔眼压实带渗透率Kp与射孔条件〔射孔工作液和压力条件〕有关，可用Mcleod(1983)提供的数据估计。表中Kc/Kf是射孔压实带渗透率与岩心渗透率之比值。射孔工作液压力条件Kc/Kf高固相含量钻井液正压差0.01~0.03低固相含量钻井液正压差0.02~0.04非过滤盐水正压差0.04~0.06过滤盐水正压差0.08~0.16过滤盐水负压差0.15~0.25纯洁流体负压差0.30~0.50压实带渗透率压实带渗透率比值射孔密度影响气井流入动态IPR径向达西流动高速非达西流动预测未来气井流入动态射孔完井段压降

一点法产能测试理论分析一点法产能测试工艺较常规多点法简单、省时且经济。所以，研究和开展无因次IPR曲线的理论和方法具有重要的实际意义。继Vogel(1968)提出了溶解气驱油藏的油井无因次IPR典型曲线及其相关式之后，Mishra&Caudle〔1984SPE13231〕及Chase&Williams〔1985SPE14507〕分别提出了均质和裂缝气藏预测目前和未来气井产能的无因次IPR相关式，其根本处理方法与Vogel方法相似，将无因次产量作为无因次压力的函数，利用较宽范围的计算数据回归分析确定式中的经验系数。一点法产能测试理论1987年国内著名油藏工程专家陈元千“确定气井绝对无阻流量的简单方法〞《天然气工业》导出了气井压力平方形式的无因次IPR方程。该方程较经验相关式具有明确的理论根底，是以无因次压力作为无因次产量的二次函数。式中的系数α综合了原二项式产能方程的系数a和b。并指出α值的影响不十分显著，当pd>0.5时可以忽略。并根据我国16个油田的气井多点稳定试井数据统计分析，推荐α的取值为0.25。一点法产能测试理论其中

气井无因次IPR曲线气井拟压力二项式产能方程取井底流压降为0，那么绝对无阻流量满足如下表达式：对气井拟压力二项式产能方程进行归一化，并定义：拟压力形式的无因次IPR方程为(2)气井无因次IPR曲线a实质上是二项式产能方程中达西项层流系数A的无因次形式，故称为无因次层流系数。物理意义：表示在所有非理想流动条件下的最大无阻〔敞喷条件下〕总表皮系数中与产量无关的表皮系数所占的份额。相应1-α为无因次湍流系数，表示与产量相关的表皮系数占最大总表皮系数的份额。a满足在0~1之间α=1表示气井流入动态完全遵循达西规律，能量完全消耗于克服径向层流和S造成的粘滞阻力，无因次IPR曲线为直线。α=0表示气井流入动态完全遵循非达西流动规律，能量完全消耗于克服湍流惯性阻力，无因次IPR曲线为二次曲线且曲率到达最大。〔仅超完善井的极端情况〕α物理意义α反映了气体渗流规律的综合特征，是控制无因次IPR曲线形状的特征参数。因此，这里首次称α为IPR特征参数。无因次IPR曲线族α物理意义绝对无阻流量将上式代入整理可导出α函数无因次自变量

α物理意义将A,B,D代入上式，θ可表示为IPR特征参数α的自变量θ包含了影响气层产能的所有物理量，即pr、S、K、rg、T、hp、h、rw、re。对于完全翻开的气层hp=h，θ与气层厚度无关。因为θ是无因次量，故它与标准状态psc、Tsc和单位无关。θ是描述气井流入动态〔平面径向流〕所有影响因素的无因次量，它是一个全新的概念，故可称θ为IPR特征因子。压力平方形式的无因次IPR方程为

忽略气体粘度和偏差系数随压力的变化，取和z的平均值。二项式产能方程可简化为压力平方形式压力平方二项式产能方程类似可得压力平方形式IPR曲线的特征参数及特征因子α对θ的导数为无因次IPR曲线a(θ)曲线α(θ)和dα/dθ关系αθdα/dθ0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0∞90.00020.0007.7783.7502.0001.1110.6120.3120.1230.0000.000-0.0005-0.0044-0.0159-0.0400-0.0833-0.1543-0.2638-0.4267-0.6627-1.0000随IPR特征因子θ的增大，特征参数α减小，且湍流程度增大。导数曲线前一段很陡，快速从-1趋于0。在θ<10即α>0.27时，α的导数曲线很陡，α随θ的减小而明显增大，说明线性渗流规律明显增强，而湍流程度明显减弱，在θ>100即α<0.1时，α的导数曲线趋于平缓，α随θ的增大缓慢减小，趋于完全湍流。岩石惯性阻力系数常用相关式估计。K的单位为10-3μm2，β为m-1。由特征因子公式可知，θ与K0.8成正比。就一般条件而言，气藏的渗透率变化可能达几个数量级。所以Pr，S、和K是θ的主要影响。实例分析陕61井气层厚度5.4m；温度104oC；测试原始地层压力pi为31.143MPa；井眼半径0.0762m；由不稳定试井解释非达西系数为0.12(104m3/d)-1；气层有效渗透率为4.7×10-3μm2；表皮系数为2。延时测试稳定流压29.457MPa；气产量3.0111×104m3/d。天然气相对密度0.5752，天然气偏差系数和粘度的平均值、分别为0.943、〔按pi/2计算〕。压力平方形式的IPR特征因子压力平方形式的无因次IPR方程由定义反求二项式产能方程的系数α值＝0.8说明陕61井气层渗流主要遵循层流〔线性〕规律。按上述压力平方无因次IPR方程计算绝对无阻流量为23.5697╳104m3/d,此值与修正等时试井分析结果非常吻合，其误差仅为1.8%。然而，按常规方法推荐α为0.25〔仅为实际值的三分之一〕，在相同测试条件下所计算的绝对无阻流量为12.3659╳104m3/d，其误差高达－46.6%。四川新场气田x20、x23、x28、x33、x38、x41、x54、x60、x69、802十口井。气层厚度5－20m；原始地层压力pi为9.4~

14.5MPa；气层有效渗透率为0.1~1×10-3μm2；表皮系数为－2.45~

10；气产量0.07~

6.4×104m3/d。压力恢复试井+“一点法〞aq==02512.

特征函数〔〕X28井产能及流入动态Qmax=4.37Qmax=3.59a＝0.25气井产能及流入动态1．含特征参数α的二次无因次IPR方程较其它相关式具有明确的理论根底。2．气井lPR曲线的特征参数α表示在所有非理想流动条件的最大总表皮系数中，与产量无关的表皮系数所占份额。3．正确地估计实际气井的特征参数α有利于在较低的测试压差下获得可靠的一点法产能测试结果。4．新提出的lPR曲线特征函数α(θ)是由气层根本物理量组成的无因次量θ的函数，其主要敏感因素是S、Pr和K。气井节点系统分析节点的概念及作用节点系统分析方法节点的选择气体管流压降计算及嘴流油管动态曲线TPR气井流出曲线OPR节点分析应用节点：Solutionnode位置概念普通节点：两个流动过程的衔接点，如地层供给边缘、别离器、井口、井底。此类节点本身不产生与流量有关的压降。函数节点：产生与流量有关压降的阻件，如井下和地面油嘴、井下平安阀、完井段等。具有限流作用的局部装置。节点作用：在某部位设置节点将一复杂系统隔离为两个相对独立的子系统，以简化问题的复杂性。系统起点节点系统终点节点流入节点流出节点的概念及作用气井节点系统分析节点的概念及作用节点系统分析方法节点的选择气体管流压降计算及嘴流油管动态曲线TPR气井流出曲线OPR节点分析应用节点系统分析方法是在研究气藏流入动态关系、生产管串以及气嘴等多相流动特征的根底上开展起来的。这一技术是把气井从气藏至别离器、集输站的各个生产环节作为一个完整的压力系统来考虑，在给定生产条件下，包括别离器、地面气嘴、井口、井下平安阀、井下气嘴、井底、完井段、气藏等，计算系统的协调产量及压力温度〔通常只做压力产量分析〕剖面，定量分析系统生产能力和压力温度损耗情况。从而预测改变有关局部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。节点分析方法产层TPRPnodeIPRQqPwf系统分析曲线(井底节点)节点PwfPtf节点系统分析方法油气井稳定生产的条件是地层与井筒相协调,即地层供给能力等于油管排出能力。节点流入/出两曲线的交点为气井协调点，即在所给气井和地层条件下获得的产量Q和相应的Pwf。常规方法有：图解法(节点流入/出曲线)协调原理(节点处质量能量守恒)节点系统分析方法1.确定生产系统的起点,终点和各流动过程(包括人工举升系统)并建立(选择)各流动过程的模型。2.选定节点位置的选取具有灵活性，原那么上尽可能靠近分析的对象。3.计算绘制节点流入和流出曲线并求解。Pnode=Psep＋

节点流入节点流出Pnode=－（节点上游）(节点下游)节点分析一般步骤流出Pnode流入QqP系统分析曲线(井底节点)动态拟合将计算结果与实际试采数据比照较合，调整数学模型或参数使之符合生产井的实际情况。实际应用对别离器、地面气嘴、井口、井下平安阀、井下气嘴、井底、完井段、气藏等参数进行敏感性分析，计算系统的协调产量及压力剖面，优化生产操作参数等，使整个生产系统到达最优化状态。节点分析一般步骤两曲线不相交不能自喷，获得产量q需要补充人工能量相交自喷产量过高，可用油嘴调节控制产量相交自喷产量过低，需补充能量两个交点〔多相流高气液比〕左交点不稳定；右交点稳定，协调点流入与流出曲线的分析QPwfPwfPwfPwfqIPRTPR协调点油嘴、井下平安阀、完井段等作为函数节点的部件在局部会产生与流量相关的压降ΔP(Q)，这类函数节点的系统分析曲线为ΔP~Q。以油井射孔完井段为例分析射孔密度对系统产能的影响。射孔完井段消耗从地层到井底的大局部压降，主要是由流体流过孔眼致密压实带的紊流造成的。函数节点分析射孔完井流动状态函数节点P节点流入〔顺流向计算的上游压力〕pspP节点流出〔逆流向计算的下游压力〕作节点流入曲线(即完井段上游地层无污染(S=0)理想情况的IPR曲线pwfs，rw=rd)作节点流出曲线(完井段下游，从psep

ptf

pwf)

pwf=psep+Δp管线+Δp油管PIPRTPRPwfPwfsq协调点Q函数节点分析步骤作系统需要的压差曲线，即节点流入与流出的压差

ΔP系统需要=Pwfs-PwfΔP需要压差—产量QΔP系统ΔP=06Δp1015q6q10q15Δp完井段作函数节点ΔPnode曲线(给定射孔条件的完井段ΔP曲线)，如N=6、10、15孔/m。气井节点系统分析节点的概念及作用节点系统分析方法节点的选择气体管流压降计算及嘴流油管动态曲线TPR气井流出曲线OPR节点分析应用节点选择井底〔产层中部〕－突出气井流入动态，便于分析井的产能及研究井的改造措施；井口－突出油管和地面管线压力损失，便于研究井下管串及地面管线设备动态；完井段－评价射孔参数对生产的影响；别离器—分析气井和多口井别离器压力的影响；其它－油嘴、平安阀、多级管柱连接点等。系统的解与节点位置无关PPq0qPspPspq0q以井系统下游端点Psp

为节点以井系统上游端点为节点逆流向计算沿流向计算气井节点系统分析节点的概念及作用节点系统分析方法节点的选择气体管流压降计算及嘴流油管动态曲线TPR气井流出曲线OPR节点分析应用根据井口参数计算井底静压或流压；输气管线两端压力计算其输气能力；一般的问题是根据管子两端压力或流量中的两个参数计算另一个参数；由于气相管流压力梯度方程目前还不能直接用解析显式表示压力，所以开展了多种不同程度简化和近似的方法。气体管流压降计算及嘴流根据井口参数计算井底压力，取坐标z沿井轴向下为正，井口z=0。垂直井：测深L等于垂深H，θ＝90°，sinθ=1；斜直井：sinθ=H/L关井静气柱：摩阻项和动能项压力梯度均为零。垂直井静气柱总压降梯度即为重位压降梯度。别离变量积分静气柱压力计算由于T，p，Z是沿井深变化的，为了便于直接积分，采用井筒平均温度和平均压力计算平均Z值，积分得

仍以井口为计算起点，沿井深向下为z的正向，与气体流动方向相反。忽略动能压降梯度，垂直气井的压力梯度方程为：任意流动状态〔p,T〕下的气体流速可表示为：气井井底流压计算将v代入并化简：别离变量积分？环空流动D如何计算某垂直气井井深3000m，井口关井压力为2MPa，井筒平均温度为50℃，ppc=4.6MPa，Tpc=205k，

g

=0.65。计算井底静压；气井开井生产，油管内径62mm，产气量范围为10~50×104m3/d，计算井底流压的变化。算例分析井筒压分布曲线设水平输气管线其流动方向与水平方向一致，无高程变化故不存在重位压降。忽略动能压降,故总压降梯度为摩擦压降梯度别离变量积分水平输气管线压降假设产气量变化范围为10~100×104m3/d，计算比照50.3、62、73、106mm管径，1000m管线的压降。井口起点压力为15MPa，平均温度为20℃，其它数据同上例。算例分析1000m水平管线摩阻压降对于含有重烃的凝析气井，在油管的举升过程中会局部冷凝成液相，形成气液两相流动。由于这类气井的气液比很高且紊流程度严重，气液两相混合较为均匀，可视为均匀的单相流〔称为拟单相流〕。凝析气井的产出物包括三局部：即经地面别离器别离出的干气、凝析油罐逸出的凝析气和凝析油。当井底流压接近凝析气的上露点压力，油管内可能存在液烃。假设气液比大于1780m3〔标〕/m3，可近似考虑为单相气体流动。计算井底流动压力须对气体流量和相对密度作相应的修正。凝析气的修正凝析气总气量的修正复合气相对密度考虑凝析油物性和含量的综合影响，修正公式为许多自喷井在井口都要安装节流装置——油嘴，用于控制气井的产量。有多种情况要求限制气井的产量，包括防止底水锥进和地层出砂，通过调节油嘴的大小控制井口压力以满足地面设备的耐压要求或防止生成水化物。节流部件种类很多，包括井口油嘴或针形阀，安装在油管鞋附近的井下油嘴，油管上部的井下平安阀(SSSV)，气举阀的气孔等。当气流通过这些流通截面突缩部件时，其流动规律根本一致，可概括为嘴流。气体嘴流动态以下图示意圆形孔眼的油嘴，假设上游压力p1保持不变，气体流量〔标准状态下〕将随下游压力p2的降低而增大。但当p2到达某值pc时，流量将到达最大值即临界流量。假设p2再进一步降低时，流量也不再增加。p2p1dqpc/p1p2/p1qsc嘴流示意图嘴流动态关系“临界流〞是流体在油嘴吼道里被加速到声速时的流动状态。在临界流状态下，油嘴下游压力变化对气井产量没有影响，因为压力干扰向上游的传播不会快于声速。因此，为了预测嘴流动态即产量与节流压降的关系，必须确定是否为临界流状态。根据热力学原理，临界压力比为:为临界流；否那么为亚临界流。k为气体绝热指数由气体嘴流等熵原理，流量与压力比的关系为下式，对于亚临界流状态：将代入上式便可得临界流嘴流最大产气量。

油嘴直径分别用4、5、6、7、8mm。气体相对密度为0.7，k为1.25，气体偏差因子为0.93，井口温度和压力分别为38

C和4MPa。绘制不同嘴径的气产量与压力比的特性曲线。天然气的临界压力比为0.555。不同油嘴尺寸的临界流量算例分析d,mmqmax,104m3/d40.8551.3361.9272.6183.41不同油嘴尺寸的嘴流动态设置气嘴为节点绘生产系统特性曲线pwh~Q〔流入〕曲线，Pb~Q〔流出〕曲线，pwh－pb曲线；绘制嘴流曲线〔Δp~Q〕，油嘴的压差－流量公式或相关式求出其特性曲线；交点为不同规格油嘴对应的产量。节点流入：油藏油嘴上游pwh~Q节点流出：油嘴下游分离器pb~Q实例分析N2 1.18CO2 0.22C192.74C2 2.91C30.51IC40.07NC40.11IC5 0.03NC50.03C6 0.03C7+0.08H2O2mol气井流入动态井身结构地面管线设置气嘴为节点〔干气〕pwh~Qpb~QQ~Δpdch~Q设置气嘴为节点〔液体影响〕pwh~Qpb~QQ~Δpdch~Q气井节点系统分析节点的概念及作用节点系统分析方法节点的选择气体管流压降计算及嘴流油管动态曲线TPR气井流出曲线OPR节点分析应用油管动态曲线TPR

某纯气井井深H＝3000m，气层平均温度T=50℃，气体相对密度rg=0.65，管壁粗糙度e=0.016mm，绘制井口油压为2MPa管径分别为d＝50.7，62.0，73.0，101.6mm的油管动态曲线。取产气量分别为Qsc＝1，10，20，40，60，80×104m3/d，逐个管径按流压公式计算相应井底压力。油管流出动态曲线TPR某产水气井井深H＝3000m，管井d＝62mm，气体相对密度rg=0.65，地层水相对密度rw=1.05，地层水粘度μw=0.8mPa.s，井口压力Pwh＝2MPa，产气量范围Qsc＝0～100×104m3/d，计算绘制产水量分别为1，10，20，50，100m3/d情况下的油管动态曲线。油管动态曲线TPR产水气井油管流出动态曲线逐个输入产水量Qw，以产气量为10×104m3/d递增。用Hagedorn－Brown两相流计算方法计算井底流压。油管尺寸敏感性分析及优选最正确油管尺寸通常是指：1〕给定地面条件下〔如别离器压力、井口压力或地面出油管线尺寸〕，能获得最大产量的油管尺寸为最正确尺寸；2〕在某个规定的产量下，使生产气油比为最小、气体膨胀能利用效率为最大、能保持自喷生产时间为最长的油管尺寸为最正确尺寸。上述两种情况实际是优选油管尺寸的两种方法或两种不同的目标函数。根据油田的具体情况，可以选择其中一种方法优选油管尺寸，或者分别用这两种方法来确定最正确油管尺寸，最后再综合进行选择。最大产量为目标的油管尺寸优选

某气井的流入动态为Qg＝0.3246〔13.4952－pwf2〕0.8294〔Qg为104m3/d，p为MPa〕。气体相对密度Gg＝0.6，产层中深2100m，地层温度为80℃，井口温度Twh＝25℃，给定井口压力pwh为6MPa。分析23/8in〔60.3mm，内径50.7mm〕、31/2in〔88.9mm，内径75.9mm〕两种直径油管对系统产能的影响。气井不同直径油管对产量的影响由IPR和两条TPR曲线的交点得到以下结果：dtl＝50.7mm时，产量Qgl＝15.1×104m3/d〔pwf＝8.97MPa〕；dt2=75.9mm时，产量Qg2＝18.27×104m3/d〔pwf＝7.37MPa〕。油管直径从23/8in增大到31/2in，系统产量可以提高21.0％。克拉2气井二项式产能方程气井冲蚀流量式中q为气体流量，104m3/d；pwf为井底流压，MPa。气体相对密度Gg＝0.578，凝析油相对密度Go＝0.843；地层水相对密度为1.01，含水率为80％，气液比为14.5×104m3/m3；产层中深3670m，地层温度为103.5℃，井口温度为76.2℃，油压为55MPa，选择合理油管尺寸。气井冲蚀流量高速气体在管内流动时会对管柱产生冲蚀，当超过某一流速〔冲蚀流速〕后，其冲蚀现象十清楚显，因此气井油管的通过能力要受冲蚀流速的约束，根据冲蚀流速确定的油管日通过能力为油管尺寸对产量的影响当油管尺寸较小时将发生冲蚀，因此为防止冲蚀并尽可能的降低本钱，选择168.2mm〔65/8in〕油管较为合理。自喷期最长的油管尺寸优选自喷采油是最经济的一种开采方法，应尽量延长油气井的自喷期，其关键在于经济合理地利用地层流体的能量。前苏联的A.П.克雷洛夫曾认为选择的油管尺寸在自喷末期仍要能保证在最大举升效率下生产。换句话说，就是应当根据自喷末期的情况〔产量、井底压力、气液比〕来选定油管。克雷洛夫给出了入下的油管直径选择公式气井节点系统分析节点的概念及作用节点系统分析方法节点的选择气体管流压降计算及嘴流油管动态曲线TPR气井流出曲线OPR节点分析应用气井流出曲线OPR压力a,b,c,d代表不同油管直径a>b>c>dIPRABabcdOPR产量油管尺寸对气井自喷能力的影响A和B两条直线是两个尺寸油嘴的节流动态CPR，根据稳定性分析，每条流出曲线OPR必须在其峰值的右边生产，否那么可能导致生产压力波动使气井停产。峰值实例分析N2 1.18CO2 0.22C192.74C2 2.91C30.51IC40.07NC40.11IC5 0.03NC50.03C6 0.03C7+0.08H2O2mol气井流入动态井身结构地面管线气井流出曲线OPR气流量/104m3/d压力/MPa气井节点系统分析节点的概念及作用节点系统分析方法节点的选择气体管流压降计算及嘴流油管动态曲线TPR气井流出曲线OPR节点分析应用气井积液液滴模型开展Turner、coleman液滴模型李闽椭球体模型Turner，1969

假设条件：圆球形液滴

临界气体流速数学模型开展优缺点：适用于气液比1370～178571sm3/m3临界产量

1991年,Coleman发现Turner无调整系数的液滴模型与他所收集来的多组原始资料的现场数据吻合的较好。它能够较好地预测气井积液。临界气体流速Ming.Li,于2002提出新的椭球体液滴模型调整了韦伯数、阻力系数、曳力系数得到了新的积液预测公式。临界气体流速：临界产量：井号产量m3/dTurner模型计算结果m3/d实际产量同Turner临界产量比值气井状态130409244051.24正常生产247051283001.66正常生产356192376031.49正常生产462179387831.60正常生产586150356082.41正常生产673677471021.56正常生产793472494061.89正常生产841400396261.04接近积液923976230731.03接近积液10180641781070.101接近积液1110