劉捷 廖銳全 趙生孝

長江大學石油工程學院 2.中國石油青海油田公司

不同產(chǎn)能氣井攜液能力的定量分析

劉捷1廖銳全1趙生孝2

長江大學石油工程學院 2.中國石油青海油田公司

在老氣田的生產(chǎn)開發(fā)過程中,井筒積液是一個非常嚴重的問題。為了保證氣井不產(chǎn)生積液,國內(nèi)外很多學者對氣井的最小攜液流量都進行了研究,建立了一系列的數(shù)學模型,但對氣井產(chǎn)量大于臨界流量時其液體能否被攜帶至地面的問題尚未深入探討。為此,在井筒積液水力學分析的基礎(chǔ)上,運用多相流理論,從垂直管柱內(nèi)環(huán)霧流的動量方程出發(fā),建立了氣井最大攜液量計算的數(shù)學模型,并利用VB軟件實現(xiàn)了對該模型的求解。分析和計算結(jié)果表明:在氣井產(chǎn)量大于最小臨界攜液流量的條件下,不是所有的液體都能夠被攜帶至井口,而是存在一個最大的臨界攜液量。該臨界攜液量隨著井口壓力的減小而增大,隨著管徑的增大而減小。因此,應用氣井臨界攜液量資料可以分析井筒積液,從而確定氣井實施排水采氣工藝的時機。這對于氣井的穩(wěn)定生產(chǎn)具有重要的支撐和指導作用。

氣井 攜液能力 井筒積液 環(huán)霧流 動量方程 分析

國內(nèi)外研究工作者對氣井最小攜液流量進行了大量的研究[1-3],但對氣井的攜水能力則鮮有涉及。而在氣井生產(chǎn)過程中,多數(shù)氣井正常生產(chǎn)時流態(tài)為環(huán)霧流,液體以液滴的形式由氣體攜帶到地面。因此,可以從環(huán)霧流的動量方程出發(fā),應用多相流理論對氣井攜水能力進行研究。

1 垂直管內(nèi)流型的轉(zhuǎn)換準則

氣液兩相流動過程中,只有當氣井在環(huán)霧流狀態(tài)下才能夠完成氣體的攜液過程。而實際生產(chǎn)過程中影響環(huán)霧流存在的因素很多,在液體質(zhì)量流量很高的情況下,管壁上較厚的液膜區(qū)有可能在氣芯區(qū)形成橋接而使流型發(fā)生改變。為此,Tengesdal[4]提出了新的判別準則以保證實際流型為環(huán)霧流。根據(jù)他們的思想,可以先根據(jù)李閩[5]模型確定環(huán)霧流存在的氣體臨界速度,然后在氣井流速大于臨界流速的條件下根據(jù)環(huán)霧流模型的計算方法計算實際條件下的流動參數(shù)。如果計算出來的氣體體積分數(shù)(α)的值大于下式計算出來的值,則可以認為實際流型確為環(huán)霧流,否則就不是環(huán)霧流。

在氣井攜液過程中,管柱中出現(xiàn)段塞流動的實質(zhì)是液相流量過大,氣流缺乏足夠的動能攜帶液相流動而堵塞管柱?？梢?氣井生產(chǎn)過程中氣體的攜液能力是有限的,要達到攜液的要求就應該控制管柱中氣體的攜水運動處于環(huán)(霧)流狀態(tài)。

2 氣井攜液量數(shù)學模型

垂直管柱中環(huán)霧流存在的條件由式(1)確定。在環(huán)狀流中,液體大部分通常以液滴的形式被攜帶于中央氣流中,因此管柱中央核心部分的流體密度不同于單相氣體的流動密度。同時,管壁附近的液膜表面是一個不穩(wěn)定的“粗糙”面。如圖1所示,設(shè)管柱的直徑為d,液膜厚度為hF,可以得到:

液膜與氣芯區(qū)的水力直徑為:

圖1 環(huán)狀流示意圖

將氣芯區(qū)的氣液混合物視為均相混合物,則有:

fE為氣芯區(qū)攜液量占總攜液量的分數(shù),可以表示為[6]:

根據(jù)管柱中氣液流動過程的動量守恒,可以得出液膜與氣芯區(qū)的動量方程[7]:

假設(shè)液相與氣相之間達到平衡,結(jié)合式(2)、(3)消去壓力梯度,得到如下的方程式:

其中

氣體分數(shù)(α)同樣可以用氣芯區(qū)的面積占整個管柱截面總面積的百分比來表示,即

結(jié)合環(huán)霧流的判別準則即式(1),可以計算一定氣體流速條件下液體的臨界流速。此時實際條件下的氣體分數(shù)與判別式計算的氣體分數(shù)相等,即式(1)與式(15)的計算結(jié)果相等,即

3 氣井攜液量計算及影響因素分析

3.1 氣井攜液量計算

步驟為:①假設(shè)該井的臨界攜水量為Qw0;②根據(jù)實際井的井口壓力、氣井產(chǎn)量、井口溫度以及井深,結(jié)合①步中假設(shè)的 Qw0,計算此時的井底流壓、氣體黏度、地層水黏度以及壓縮因子;③根據(jù)氣體狀態(tài)方程將氣井產(chǎn)量換算成井底產(chǎn)量,然后利用連續(xù)性方程將井底的氣體流量計算成氣體流速,將臨界攜水量計算成水的流速;④根據(jù)式(16)確定此時的液膜厚度;⑤進行式(14)左邊的計算,若計算結(jié)果大于0,令Qw0=Qw0-ΔQw,從①重新計算,若計算結(jié)果小于0,令 Qw0=Qw0+ΔQw,從①重新計算;⑥若式(15)左邊的計算結(jié)果近似為零,則認為此時的Qw0即為計算結(jié)果。

3.2 氣井攜液量影響因素分析

澀北氣田A井的基本參數(shù)為:井深1 300 m,井口溫度20℃,油管直井62 mm,氣體相對密度0.557 6,液體相對密度1.05,溫度梯度0.042℃/m。利用筆者所建模型對氣井攜液量進行分析,可見兩方面的影響。

3.2.1 井口壓力對氣井攜液量的影響

在油管直徑為6.2 cm時,分別計算不同井口壓力下不同產(chǎn)能氣井的攜液能力,其計算結(jié)果見圖2。結(jié)果表明:相同氣井產(chǎn)量的條件下,井口壓力越低氣井的攜液能力越強,攜液量越大;井口壓力越小,氣井最大攜液量隨產(chǎn)氣量增大的幅度越大。

圖2 不同井口壓力下產(chǎn)氣量與最大攜液量曲線圖

3.2.2 管徑對氣井攜液量的影響

在井口壓力為7.0 MPa時,分別計算不同管徑下不同產(chǎn)能氣井的攜液能力,計算結(jié)果見圖3。結(jié)果表明:相同氣井產(chǎn)量的條件下,管徑越小氣井的攜液能力越強,攜液量越大;管徑越小,氣井最大攜液量隨產(chǎn)氣量增大的幅度越大。

圖3 不同管徑下產(chǎn)氣量與最大攜液量曲線圖

4 實例計算

澀北一號氣田氣井產(chǎn)量大于臨界流量的16口生產(chǎn)井為例進行氣井臨界攜液量的計算,其結(jié)果見表1。

表1 不同產(chǎn)能氣井最大攜液量計算結(jié)果表

5 結(jié)論與建議

1)當氣井產(chǎn)量大于臨界攜液流量時,如果液相流量小,液體會被氣體以液滴的形式攜帶到地面;當液相流量過大時,管柱中會出現(xiàn)段塞流動,部分液體被攜帶到地面,但部分液體會在井筒聚集形成積液。

2)采用氣體分數(shù)對環(huán)霧流進行識別,從垂直管內(nèi)環(huán)霧流的動量方程出發(fā),建立氣井最大攜液量計算的數(shù)學模型,并用VB軟件實現(xiàn)該模型的求解。

3)氣井生產(chǎn)過程井口壓力和管柱直徑對最大攜液量有不同程度的影響,降低井口壓力或減小生產(chǎn)管柱直徑有利于增強氣井的攜液能力。

4)建議采用現(xiàn)場試驗對本模型進行進一步的檢驗和修正。

符 號 說 明

[1]TURNER R G,HADBARD M G,DU KLER A E.Analysis and prediction of minimum flow rate for the continuous removal of liquid from gas well[J].Journal of Petroleum Technology,1969,21(11):1475-1482.

[2]劉雙全,吳曉東,吳革生,等.氣井井筒攜液臨界流速和流量的動態(tài)分布研究[J].天然氣工業(yè),2007,27(2):104-106.

[3]梁發(fā)法,曹學文,魏江東,等.積液量預測方法在海底天然氣管道中的應用[J].天然氣工業(yè),2009,29(1):103-105.

[4]ENGESDAL JФ,KAYA A S,SARICA C.Flow-pattern transition and hydrodynamic modeling of churn flow[J]. SPE Journal,1999,4(4):342-348.

[5]李閩,郭平.氣井攜液新觀點[J].石油勘探與開發(fā),2001,28 (5):105-106.

[6]張遠君.兩相流體動力學基礎(chǔ)理論及工程應用[M].北京:北京航空學院出版社,1987:386-481.

[7]ALVES A E,CAETANO E F.Modeling annular flow behavior for gas well[J].SPE Production Engineering,1991,6 (4):435-440.

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Quantitative analysis of the capability of liquid removing from different-productivity gas wells

Liu Jie1,Liao Ruiquan1,Zhao Shengxiao2
(1.School ofPetroleum Engineering,Yangtze University,J inzhou,Hubei434023,China;2.Qinghai Oilf ield Company,PetroChina,Dunhuang,Gansu736200,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 31,ISSUE 1,pp.62-64,1/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Liquid loading is a serious problem in the development of mature gas fields.To avoid liquid loading in gas wells,many scholars at home and abroad have conducted their studies on the minimum unloading gas flow rate and built a series of corresponding mathematical models.However,the issue whether fluids can be taken up to the surface ground when the output of gas wells is larger than the critical flow has not yet been deeply discussed.For this reason,based on the mechanical analysis of liquid loading and by using the theory of multiphase flow,starting from the momentum equation of mist flow in the vertical pipe column,a mathematical model for calculating the maximum unloading gas rate is constructed and the corresponding solution is obtained by using VB programs.The calculation results and the corresponding analysis show that when the output of gas wells is larger than the minimum unloading gas flow rate,not all the fluids will be taken up to the wellhead.There is a maximum critical unloading gas flow rate,which will increase with the decrease of the wellhead pressure while decrease with the increase of tubing diameter.Therefore,the data a-bout the critical unloading gas flow rate of gas wells can help engineers analyze the liquid loading.Accordingly,the timing for applying techniques of gas recovery by discharge water can be determined.This study is important in supporting and directing the stable development of gas wells.

gas well,liquid removing capacity,liquid loading,annular and mist flow,momentum equation,analysis

國家自然科學基金資助課題“復雜動態(tài)網(wǎng)絡(luò)的優(yōu)化計算及其應用”(編號:60873021)。

劉捷,1979年生,博士研究生;從事油氣田開發(fā)研究工作。地址:(434023)湖北省荊州市南環(huán)路1號。電話: 13477801335。E-mail:fatestren@126.com

劉捷等.不同產(chǎn)能氣井攜液能力的定量分析.天然氣工業(yè),2011,31(1):62-64.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.013

(修改回稿日期 2010-11-08 編輯 韓曉渝)

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.013

Liu Jie,born in 1979,is studying for a Ph.D degree,being mainly engaged in oil and gas development research.

Add:No.1,Nanhuan Rd.,Jingzhou,Hubei 434023,P.R.China

Mobile:+86-13477801335E-mail:fatestren@126.com