高含水气井井筒压力计算新方法探讨
井水位气压效率计算方法的对比研究——以云南高大井为例
井水位气压效率计算方法的对比研究——以云南高大井为例作者：刘伟史浙明吕少杰齐之钰杨培杰来源：《地震研究》2024年第02期摘要：為了研究不同井水位气压效率计算方法的原理及差异性，基于2019年2月1日至2020年7月28日云南高大井的气压与水位数据，使用Clark方法、Rahi方法、回归反卷积法和Acworth方法计算了该井的气压效率BE值，分别为：0.439 5、0.496 8、0.617 4和0.665 4，平均值为0.554 8。
对比分析结果表明：Clark方法和Rahi方法的优点是计算简单方便，但是没有考虑时间滞后的影响；回归反卷积法可以获得BE值随滞后时间的变化情况，但是极易受到降水、蒸散发等信号的影响；Acworth方法考虑了固体潮信号并且避免了降水、蒸散发等信号的干扰，但是该方法仅适用于承压和半承压含水层中。
最后，根据4种方法的特点和适用性，对不同目的下的井水位气压效应分析给出了相应的建议。
关键词：大气压力；井水位；气压效率；云南高大井中图分类号：P315.723 文献标识码：A 文章编号：1000-0666（2024）02-0191-09doi：10.20015/ki.ISSN1000-0666.2024.00100 引言地下水位的动态变化研究对于准确获取地下水流动特性、提高水资源的评估利用效率和识别近地表污染物迁移规律等方面具有重要的意义。
具有周期性变化的自然应力，如气压、固体潮和地震波等，作用于井孔和含水层，会导致井水位产生相应的动态变化（张昭栋等，1988，1989）。
大量的观测表明，大多数井孔均可记录到大气压力所引起的地下水位波动（张昭栋等，1986），虽然波动幅度较小，但若未考虑气压变化的影响，将可能导致在估计地下水力梯度的大小和方向时产生错误，也可能会掩盖降雨、地震等自然现象引起的应力变化，尤其是在抽水试验后期，气压变化对水位的影响更是不容忽视的（Rasmussen，Crawford，1997；Spane，2002；Toll，Rasmussen，2007）。
高温高压气井关井期间井底压力计算方法
高温高压气井关井期间井底压力计算方法尹邦堂;李相方;李骞;范坤;胡爱荣【摘要】In the conventional method of bottomhole pressure prediction it is assumed that the wellhead pressure is affected by the wellbore storage at the beginning of pressure buildup and by the afterflow in the late stage because of the temperature drop. And it is also assumed that there is no fluid flow in the wellbore after shut-in. However, according to testing results of some high pressure and high temperature wells in Kela-2 Gas Field,there was a pressure drop in the wellhead pressure build-up curve which is different from the conventional pressure build-up curve. The changing characteristics of wellbore temperature, the wellbore afterflow and the fluid parameters during the pressure build-up test then were analyzed. It is believed that the wellhead pressure or bottomhole pressure would be affected by both wellbore storage and wellbore temperature simultaneously. And there was afterflow in the wellbore during the whole test. So, the bottomhole pressure needs to be calculated by the flowing pressure equation. Based on the wellbore pressure buildup theory,the bottomhole pressure calculating model is established considering the effect of wellbore afterflow, the wellbore temperature changing and the fluid parameters changing. Taking one gas well for example, the pressure buildup curve calculated by this model is normal,and it can be applied for interpretation in the deliverability test.%常规的井底压力预测方法认为,气井关井后压力恢复初期井口测压受到井筒储集效应影响,后期受温度降低引起的续流影响,并且在压力恢复期间井筒中不存在流体的流动.但是,新疆克拉2气田部分高温高压气j的实测结果表明,关井后测得的井口压力恢复曲线总体呈下降趋势,与常规方法所计算的压力曲线并不一致.对高温高压气井关井后的井筒温度特征、井筒续流特征和井筒流体参数变化特征进行了分析,认为,关井期间井口(底)压力同时受到井筒储集效应和温度变化的影响,并且在压力恢复过程中井筒内一直存在续流流动,需要进行流动气柱压力计算.为此,综合考虑井筒续流、井筒温度及井筒流体参数的变化特征,基于井筒压力恢复原理,建立了关井期间的井底压力计算模型,并对该模型进行了实例计算验证.实例验证表明,该模型计算出的压力恢复曲线正常,可用于产能试井解释.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2012(040)003【总页数】5页(P87-91)【关键词】气井;高温;高压;关井;井口压力;井底压力【作者】尹邦堂;李相方;李骞;范坤;胡爱荣【作者单位】中国石油大学(北京)机械与储运工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)机械与储运工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;北京中油瑞飞信息技术有限责任公司,北京100007【正文语种】中文【中图分类】TE353对中低产能的常规不含水气井进行测试时，一般采用井口测压再换算成井底压力的方式，具有高效低成本的优点［1－5］。
超高压气井井底压力计算
超高压气井井底压力计算静态方法是指在井口或气井井下部位置测定一段时间内的静压，然后通过几何关系，将静压值转换为井底压力。
常用的静态方法有以下两种：1.单相法：假设井中只有一种单一的流体。
首先，测定井口附近的流体静压，然后根据井口附近的地层参数（例如密度、压力梯度等）计算单位深度下的静压梯度。
最后，通过将井口静压与静压梯度做积分，计算出井底压力。
这种方法的优点是简单易行，但需要准确测定井口静压和静压梯度。
2.多相法：考虑井底附近存在多种不同流体的情况，例如水、油和天然气。
多相法需要根据流体的性质（密度、相对溶度等）和混合模型，计算不同流体在井中的分布，并求得井底压力。
这种方法相对复杂，需要精确测定井口附近的不同相分数，同时还需要考虑多相流体的相互作用和流动规律。
动态方法是指通过建立气井动态模型，利用气井的动态行为和生产数据，推算井底压力。
常用的动态方法有以下两种：1.材料平衡法：根据质量守恒定律，建立气井动态模型，通过测量井口流量、分析气体性质和流动参数（例如气浓度、气体相对溶度、气体流速等）等数据，推断井底压力。
这种方法需要充分利用实测数据，并进行有效的数值模拟和参数拟合。
2.压力干扰法：根据气井与相邻井或地层之间的压力干扰关系，通过测量井底压力变化和相邻井或地层的动态响应，推断井底压力。
这种方法适用于多井联合开采的情况，需要准确测量多个井之间的压力变化，并进行相关性分析和统计处理。
无论是静态方法还是动态方法，计算井底压力都需要准确的实测数据和适当的数学模型。
在超高压气井的压力计算中，还需要考虑地层参数（例如压裂裂缝、裂缝尺寸和地层渗透率等）、井筒参数（例如井壁摩擦、井环流体动力学行为等）等复杂因素的影响，以提高计算结果的准确性和可靠性。
超高压气井井底压力的准确计算对于合理设计和安全操作超高压气井至关重要。
在现代石油工程中，通过理论模型、实验研究和数值模拟等手段，不断完善和改进井底压力计算方法，以满足越来越复杂和多样化的工程需求，并保障超高压气井的生产效益和工业安全。
高温高压油气井井筒完整性保护研究
高温高压油气井井筒完整性保护研究随着石油和天然气资源的逐渐枯竭，开采难度也不断提高，高温高压油气井作为一种新型矿产资源储藏形式，受到了越来越多的关注。
为了保证油气井的安全稳定生产，维护井筒完整性显得尤为重要。
本文以高温高压油气井井筒完整性保护研究为主题，探讨目前相关领域的研究现状和未来发展趋势。
一、高温高压油气井井筒完整性的重要性井筒完整性是指保持井筒壁和衬套的完整，避免地下水、油气或污染物渗入井筒、油层和地下水层中的一系列措施。
对于高温高压油气井来说，井筒完整性的保护更加关键，因为此类井通常深度较深，压力较大，一旦井筒完整性受损，就可能会导致油气外泄、环境污染，极端情况下可能会造成重大安全事故。
保护井筒完整性的措施包括：选择合适的井口防喷器和防砂器，选用适当的油井水泥浆、水泥封固剂等物品封堵孔隙和裂缝，并进行适当的监测。
此外，进行高温高压油气井井筒完整性保护研究，开发出更加可靠的保护技术也是十分必要的。
二、高温高压油气井井筒完整性保护研究现状1. 高温高压油气井井筒完整性分析保护井筒完整性的首要任务是分析在高温高压下井筒的力学行为。
多年来，研究者们对这个问题进行了广泛的探讨。
例如，利用热水坑实验对高温高压下井筒的行为进行了探索；使用数值计算方法构建井筒的物理模型，对井筒的应力击穿和塌陷进行分析等。
这些研究为进一步设计、开发和实施井筒完整性保护技术提供了重要的理论支持。
2. 井筒完整性保护技术研究井筒完整性保护技术主要包括防飞岩、防流动、防渗透、防腐蚀等。
这些技术的研究已经取得了一定的进展。
例如，防飞岩技术主要包括使用防砂器和光面钢管等防护装置；防流动技术主要包括利用耐压百叶、防泡剂等防止油气泄漏；防渗透技术包括采用水泥封固铅锡、煤沥青胶体物质等来防止地下水污染；防腐蚀技术包括使用高分子材料、不锈钢、陶瓷等材料防止钢管腐蚀。
这些技术的研究可以帮助我们更好的保护井筒的完整性。
三、未来高温高压油气井井筒完整性保护研究发展趋势高温高压油气井井筒完整性保护研究是一个前沿的、具有挑战性的领域。
利用气井环空气柱压力计算井底压力新方法的研究与应用
=×10 - 2 pavgγg L (1. 8 tavg + 491. 67) Z
(8)
在用计算机法求解式 (8) 时 ,需解决天然气偏差
系数的数学解析计算方法 。实践中 , 无论是采用
Gopai V . N . 在文献〔2〕中提出的 Standing - Katz 关
系曲线拟合法 ,或由 Yarboronghl 和 Hall K. R. 以及
排水采气工艺的设计中最具实用意义和推广价值 ,
因为大多数气举装置 ,都是用随井深深度增加而增
加的环空气柱压力而进行设计的 。
将式 (7) 代入式 (1) ,并当 L = L i 时令气井的井 底压力为 pbbf ,我们就可得到利用气井套管环空气 柱压力精确计算井底压力的数学模型为 :
pbbf = pts + pg @L
环空气柱压力精确求解气井井底压力的数学模型 。
在以往类似数学模型求解时 ,常以邻井的气井井底
压力资料或不考虑温度变化与天然气压缩性影响 ,
令 Z = 1 为计算 pbbf赋初值 ,且求解程序繁琐 ,计算 工作量大 ,显得不尽合理 ,特别是对无邻井压力资料
的井的求解带来一定困难 。为此 ,本文在近似求解
模型 。如某气井 ,已知其井深尺寸为 L = L i = 1 524 m , pavg = 6. 55 M Pa , tavg = 50 ℃,γg = 0. 65 ,在 pavg 、 tavg条件下的天然气偏差系数 Z = 0. 9 ,代已知系数
入式 (7) ,则可求得此时套管环空气柱对井底形成的
压力为 :
tavg 、℃表示的法定单位 ,则有 :
pg
@L i
=
1. 875 ×10 - 2 ×3. 280 8 pavgγg L i (1. 8 tavg + 491. 67) Z
一种气井井筒压力的计算方法
油管直径
ｄ
０．０６２ ０／ｍ
油管绝粗糙度
ｅ
１．５２４×１０－ ５
１．３ 拟单相流的井筒压力数值计算过程简介 将式（ ３） 与式（ ２） 比较可知， 被积函数分母有所
不同， ＷＧ 为复合气体的质量流量， ＭＧ 为复合气体的 分子量， ｆＷ 为水的摩阻系数。文献［１］和文献［２］介绍 了有关油折算成气 ， 以 及 气 水 摩 阻 系 ｆｍ 的 求 取 方
３
３
３
３
３
０．２１３ ２３
注： 文献［１］仅提供了终点井底压力
法。式（ ３） 在形式上与式（ ２） 一致， 只是被积函数不 同， 其井筒压力的求解方法与式（ ２） 相同。
２ 计算结果对比
２．１ 单相流（ 气体） 井筒压力计算结果对比 文献［１］提供的单相流气井数据见表 １， 井 筒 压
力计算结果见表 ２。 ２．２ 拟单相流井筒压力计算结果对比
ｃｓ＝Ｉ（Ｐｔｆ＋ΔＰ）－ Ｉ（Ｐｔｆ）≈Ｉ（Ｐｔｆ）ΔＰ
（ ６）
由（ ４） 式和（ ６） 式可知
ｃｓ＝Ｉ（Ｐｔｆ）ΔＰ＝ｓ
（ ７）
根据牛顿拉裴森（Ｎｅｗｔｏｎ－ Ｒａｐｈｓｏｎ）迭代算法， 则有
ｆ（ΔＰ）＝Ｉ（Ｐｔｆ）ΔＰ－ ｓ＝０
（ ８）
收稿日期： ２００７－ ０４－ ２３ 作者简介： 刘玉娟（１９６２－ ），女，四川荣县人，实验师，主要从事石油天然气开采工程实验教学和石油开然气井现场开采方案设计。
Ｐ
Ｐｗｆ
ＺＴ
ｄＰ
! &" $ % $’ Ｐｔｆ
Ｐ ＺＴ
２＋７．６５１×１０－
１６
ｆｍ ｄ５
ＷＧ ＭＧ
２
Ｆｗ
＝０．０３１ ４５γｇＨ
井筒压力分布计算的实用方法石油工程与环境工程学院
井筒压力分布计算的实用方法石油工程与环境工程学院
1.根据井深信息，将井筒分成多个等高段，并确定每个等高段的深度范围。
2.根据井筒里管柱和井壁的物性参数（例如渗透率、孔隙度、粘度等）、流体参数（例如流体密度、粘度等）和生产参数（例如注入流量、产能等），计算每个等高段的径向渗透率和产能指数。
3.根据压力初始化条件，例如表层压力或者已知深度处的压力值，计算各个等高段的初值。
4.从井底开始，利用数值计算方法（例如有限差分法、有限元法等）逐个等高段计算各个深度处的压力。
5.根据井筒内的流体流动方程，设置边界条件，例如井底为产气井或注水井，确定产气或注水量。
6.通过迭代求解，直到各个深度处的压力趋于稳定。
上述是计算井筒压力分布的一般步骤，但实际计算中还需要考虑一些特殊情况，例如考虑井筒内的多相流体、非稳态流动以及储层非均质性等因素。
在实际应用中，通常使用计算机软件进行井筒压力分布的计算。
常用的软件包括PROSPER、ECLIPSE等。
这些软件可以根据输入的井筒和流体参数进行自动计算，并输出各个深度处的压力分布情况。
总结起来，井筒压力分布计算是石油工程中的重要计算工作，通过使用稳态径向流模型和计算机软件，可以得到井筒内不同深度处的压力分布情况，为石油开采及井筒设计提供依据。
高含水气井井筒压力计算新方法探讨
天 然 气 勘 探 与 开 发
２０ ０ ７年 ３ 出版 月
高 含水 气 井 井筒 压 力计 算 新 方 法探 讨
田 卓 苟宏刚 张建华 卢蜀秀 王军霞 ，
（．西安石油大学 １ ２ ．中油长庆油 田分公 司）
摘
要 从气体稳定流动能量方程出发 ，运用两相流知识 ，详 细讨论 了模 型推导 中涉 及的气一 水井流 密度、
中提 出的修正 Ｃｌ ｎｅ 和 Ｓ ｉ 模 型进 行了气井井底流压和井筒流压分布计算 ，其结果 良好 。 ｕｅｄｒ ｍｔ ｌ ｈ
关键词 气井 气水 比 流动压力 数学模 型
０ 引言
计算气井 井底压 力 的方法 很多¨ 。其 中，
不计 。这样 ，气体稳定流动能量方程式可简化为 ：
＋ｇ Ｈ ＋ 棚 ＿０ ｄ （） １
建模思路新颖之点，在 于运用气一液两相流
知识建立这一模型 。对 此作 了假设 ：①微小的凝
析水滴 悬浮于气 流 中，管 内气 流是水滴的载体， 气体是连续相 ，水滴是 分散相气一液两相无相对
比 气井井筒压力计算的又一新模型。
运动 ；②从 流态讲 ，管 内两相流态属雾状流 ，摩
１ 建立高气水 比井筒压力计 算模型
方法计算井筒压力的精度。 气井井筒气流 中有气水两相存在时 ，实际上 已属于两相流体 力学研究范围 ，应用现有的各种 两相流计算方法可以解决含水气井井筒压力计算 的问题 ， 然而计算十分繁琐 ，且计算精度较低。
Ｏ ｅ 提出过一个新思路… ，通过对 Ｃ ｌｎｅ ｄｎ ｕ ｅｄｒ ｌ
￣． １ｓ Ｈ ３８棚 Ｏ ４ｙ ０ 【 － －ｓ 卜 ． １１ｑ ３ ０： × ８￣ ｔ
ｇ 可得 ： …
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·59·
开 发 试 采 天 然 气 勘 探 与 开 发 2007年 3月出版
单位
一厂 二厂 三厂 四厂 五厂 六厂 全局
表 3 规划结果表
产量 ( ×104 t) 投资 (万元 )
p tf
p2
TZ
dp TZ
+ 11324
×10- 18
fg q2sc d5
=
∫H
0 0103418γg dH
(2)
对含水气井 , 式 (1) 改写如下 :
dp
ρ gw
+ gdH
+ fgw ugw 2 dH 2g
=0
(3)
建模思路新颖之点 , 在于运用气 —液两相流
知识建立这一模型 。对此作了假设 : ①微小的凝
关键词 气井 气水比 流动压力 数学模型
0 引言
计算 气井 井底 压 力 的 方 法 很 多 [ 1～4 ] 。其 中 , 1956年 Cullender和 Sm ith提出的模型 [ 1 ]至今仍为 气藏工程中井筒压力计算的首选方法 , 被广泛应 用于干气井井筒压力计算 。
天然气藏即使没有边水或底水 , 天然气中或 多或少都会有水气冷凝形成的凝析水 。天然气中 含水量的多少 , 直接影响采用 Cullender和 Sm ith 方法计算井筒压力的精度 。
作者简介 田卓 , 1973年出生 , 工程师 , 西安石油大学工程硕士在读研究生 , 现长庆油田分公司事务管理部工作 。地址 : 西安市未央区兴隆园小区长庆油田分公司机关事务部 。电话 : (029) 86594370。 E - mail: tz_ cq@petrochina1com1cn
·58·
表 1 气井井筒流动压力分布数据表
实测压力 (M Pa)
1915
2013
2110 2113 2212 2219 2313
干气模型计算 结果 (M Pa)
1810000 1811308 1816560 1911741 1916873 2011955 2016982 2111965 2116904 2211799 2216661 2311484
必要的单位换算 , 可得 :
R egw = R eg Fw
( 10 )
摩阻系数 ( fgw ) 可按 Jain公式计算 [ 5 ] :
1 fgw
= 1114 - 2 log
e d
21125
+
R
e019 gw
( 11 )
将
ρ gw
、(
ugw
)
sc
代入式
( 3) , 因为 W g Vm ol /M g =
( 710021 )
第 30卷 第 1期 天 然 气 勘 探 与 开 发 开 发 试 采
用无滑脱持液率 ( Hw ) 计算 , 即 :
Hw
= qw qw + qsc
=
usw
usw + usg
(4)
井流 密 度
(
ρ gw
)
按两相流提出密度公式计
=0
(1)
这是一个在任何状态 ( p, T ) 下都成立的能
量守恒微分方程式 。全式用国际单位制 ( SI单位
制 ) 表示 。将 p、u 等参数的单位换算为我国法定
计量单位 , 从式 (1) 可推导出 Cullender和 Sm ith
方法用于干气井井筒压力计算的模型如下 [ 5 ] :
p
∫pw f
析水滴悬浮于气流中 , 管内气流是水滴的载体 ,
气体是连续相 , 水滴是分散相气 —液两相无相对
运动 ; ②从流态讲 , 管内两相流态属雾状流 , 摩
阻损耗主要受气相控制 。
模型推导的关键之处 ,
在于确定
ρ gw
、W
gw
、ugw
和 fgw 的计算方法 。
111 气 —水井流的密度
对雾状流 , 两相间相对速度为零 , 持液率可
参考文献
1 谢祥俊 , 刘志斌 , 杜玉洪 , 田克中. 油田开发规划措施 结构优化模型及其应用. 西南石油学院学报 , 2004, 26 (2) : 11～14
2 刘志斌 , 张锦良. 油田开发规划多目标产量分配优化模 型及应用. 运筹与管理 , 2004, 13 (1)
3 赵金洲 , 卢立泽 , 刘志斌 , 马永驰. 气田开发规划产量 分配优化模型及其应用. 天然气工业 , 2004, 24 ( 9) : 86～89.
1 建立高气水比井筒压力计算模型
气井井筒压力计算的实用模型 , 都是由气体 稳定流动能量方程推导而来的 。天然气从井底沿 油管流到井口 , 中途没有被增压或输出功能 ; 在 总能量消耗的结构中 , 动能损耗甚小 , 可以忽略
不计 。这样 , 气体稳定流动能量方程式可简化为 :
dp
ρ
+
gdH
+ fu2 dH 2g
从表 1可看出 , 按干气模型计算的井底流压为 2311484M Pa, 按高气水比模型计算的井底流压为 2312557, 更接 近 实 测 井 底 流 压 2313M Pa, 因 此 , 本文提出的计算方法 , 可以满足精度要求 。
井深 (m )
0 300 600 900 1200 1500 1800 2100 2400 2700 3000 3300
算:
ρ gw
=
ρ g
(1
-
Hw )
+ρw Hw
(5)
因为 qsc ≥ qw , usg ≥ usw , Hw ≈ usw / usg ; Hw ≤1, ( 1
- Hw ) ≈ 1 。所以
ρ gw
=
ρ g
+ρw Hw
=
ρ g
1
ρ +ρw
g
usw usg
=
ρ g
1 +Ww
=
ρ g
Fw
Wg
式中 , Fw —含水校正系数 , Fw
( ugw ) sc
=
Wg
(ρgw ) scA
1 86400
= W g Vm ol MgA
1 86400
(9)
114 气 —水井流的 Moody摩阻系数
定义 : fgw
=f
[ R egw,
e d
],且
R egw
=ρgμw ugw d 。将前
gw
面的假设 、式 ( 6 ) 和式 ( 8 ) 代入上式 , 并进行
气井井筒气流中有气水两相存在时 , 实际上 已属于两相流体力学研究范围 , 应用现有的各种 两相流计算方法可以解决含水气井井筒压力计算 的问题 , 然而计算十分繁琐 , 且计算精度较低 。
O den提出过一个新思路 [ 1 ] , 通过对 Cullender 和 Sm ith方法进行含水修正 , 使之能用于气水井 井筒压力计算 。本文沿用类似思路 , 运用两相流 知识 , 建立了 Cullender和 Sm ith方法用于高气水 比气井井筒压力计算的又一新模型 。
7 BACKT, HOFFM E ISTER F. Extended selection mecha nism s in genetic algorithm s [ J ]. Proceedings of the Fourth International Conference on Genetic A lgorithm s. San M a teo, California. USA: Morgan Kaufmann Publishers, 1991, 92～99
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6 刘志斌. 注水开发油田的微分模拟预测 [ J ]. 西南石油 学院学报 , 1993, 15 (1) : 69～74.
·66·
Vm ol —气体千摩体积 , m3 / kmol; W g —干气质量流量 , kg/ d; Ww —水质量流量 , kg / d;
W gw —气 - 水井流质量流量 , kg / d; Z —气体偏差系数 ;
102147 61123 95142 49133
31547150 42511121 114526124 54168121
31185 151185 492115
33512145 126443124 402708185
划优化的方法 , 具有很强的全局寻优能力 , 能得到 比现有的优化方法更好的结果 , 同时改善了遗传算 法的局限性 。
qsc , 可得 :
2
fgw 2gd
4 qsc
psc Z T
86400πd2 Tsc p
Fw dH = 0
( 12 )
从式 ( 12 ) 分离变量积分 , 即可得到计算高 气水比井井筒压力的公式 :
p
∫pw f
p tf
p2 TZ
dp TZ
+ 11324
×10- 18
fgw q2sc d5
Fw
∫H
= 0 0103418γg dH
( 13 )
从式 (13) 可看出 : 如不含水 , Fw = 1 , 则式 (13) 还原成式 ( 2 ) , 即含水模型转变为干气模
型。
2 计算实例
已知 , 某气井 ( X - 15 ) 生产数据 : 井深 = 3300m , 油管内径 = 01062m , 井口温度 = 288K, 井 底温度 = 376K, 产气量 = 10 ×104 m3 / d, 产水量 = 3m3 / d, 井口 流 压 = 18M Pa。分 别 用 Cullender 和 Sm ith干气井模型和本文提出的高气水比气井模型 计算井筒压力分布及井底流压 。计算结果见表 1。