蘇里格氣田井下節流氣井積液高度計算方法

尤　星，李　赟，李　媛，劉曉軍，孫　揚，王歷歷，項文欽，寇苗苗，孫澤虎（.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，陜西西安　7008；.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西西安　7008；.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安　7008）

?

蘇里格氣田井下節流氣井積液高度計算方法

尤星1，李赟2，李媛3，劉曉軍3，孫揚1，王歷歷1，項文欽3，寇苗苗3，孫澤虎1
（1.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，陜西西安710018；2.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西西安710018；3.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710018）

摘要：產水氣井井底積液會給氣田及氣井本身帶來嚴重的危害，準確診斷氣井的積液情況是把握排水采氣措施實施的關鍵。但蘇里格氣田氣井多采用井下節流方式進行生產，常規方法已經不能準確用于其積液深度計算。為此，本文將節流動態模塊套入井筒壓降系統，采用流動氣柱法從井口油壓向井底計算壓力，采用Ansari流態模擬法從井底向井口計算兩相流壓力，兩種方法的交匯點計算氣井積液高度，并在泡沫排水的攜液能力、消泡、破乳等問題上，提出積液高度對泡沫排水工藝實施的指導。

關鍵詞：井下節流；井筒積液；積液量計算；泡沫排水；攜液能力

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北部，是典型的低滲透、低壓、低豐度，以河流砂體為主體儲層的致密砂巖巖性氣藏。蘇里格氣田平均水氣比0.542 9 m3/104m3。隨著氣田的持續開發，積液氣井占氣井總數的0.32，氣井積液已嚴重影響氣井的產量和產能，因此及時準確計算氣井積液深度是保障氣井正常生產的關鍵。

蘇里格氣田氣井多采用井下節流方式進行生產，井下節流工藝將地面油嘴轉移到井筒中，在實現井筒節流降壓的同時充分利用地溫對節流后的天然氣氣流加熱，從而達到降低地面管線壓力、防止水合物生成、取消地面加熱裝置、減少注醇量等目的。但由于節流前后壓力溫度系統發生改變，使常規的井筒積液深度計算方法不能直接應用于井下節流氣井。為此，筆者將節流動態嵌入普通井筒壓降系統，采用流動氣柱法和Ansari流態模擬法分別從井口和井底開始迭算壓力，獲取井筒壓降曲線。

1　氣液兩相流壓降模型

采氣工程中的氣液兩相管流，其核心問題是探討沿程的壓力損失及影響因數。自從20世紀70年代中期，對管道中和生產系統內的兩相流研究有了重大的進步，這一進步促進了幾個井筒穩定流動和瞬態流動的力學模型的產生[1-4]。力學或者現象學的方法假設了不同流型的存在，并分別給出了每種流型的模型來預測液相持液率和井筒壓力等主要流動參數，因此力學模型在設計多相流生產系統時與經驗公式模型相比被使用的頻率越來越高[5]。

圖1　井筒典型流態分布

1990年Ansari等對井筒中氣液兩相流動進行了研究，他們在前人工作的基礎上，給出了井筒中氣液兩相流的流動型態判別方法（見圖1），并對各種流動型態的流動機理和特點進行了分析，建立了描述泡狀流、段塞流和環狀流流動特性的模型[6-8]。Ansari模型最大的改進之處是提高了段塞流模型的預測精度，考慮了段塞流的兩種可能出現的情況，一是充分發展的段塞流，充分發展的段塞流發生的條件是氣泡頭部長度與整個泰勒泡長度相比可以忽略時，在這種條件下，對于整個液膜區域液膜厚度是不變的；另一種是只包括泰勒泡頭部的發展中的段塞流，在這種情況下，液膜厚度在整個液膜區域是不斷變化的，不能看成是不變的。

1.1流型判斷

曲線A：氣泡流系向段塞流轉變：

曲線B：氣泡流向分散泡狀流轉變：

曲線C：分散泡沫流向段塞流轉變：

曲線D：段塞流向環霧流轉變：

由圖1可知，產液速率較低時，井筒某一深度氣體的流速決定著氣井流態模型。蘇里格氣田積液氣井產氣量較小，氣液比較高，產液量較少。所以判斷流型時，主要計算井筒一定深度處的氣體流速，確定在流態分布圖的區域，即可判斷流體的流型。

1.2壓力梯度

泡流模型：

段塞流模型：

環霧流：

采用Ansari方法計算井筒壓力時，首先根據氣液兩相流的特點把整個井筒空間沿軸向分成多個微小井段，假設該微元段的壓降，取其微小井段內的起始點的壓力、溫度的平均值為其微小井段內壓力、溫度，根據平均溫度、壓力計算該微元段內的氣液兩相流的流動特性參數，根據氣液相表觀速度應用流型判別準則來劃分流型及計算壓降，比較計算壓降與假設壓降的誤差是否滿足精度要求，若滿足要求開始下一微元段內的計算，依次疊加計算到壓力小于油壓（見圖2）。

圖2　Ansari兩相流迭代算法

2　節流氣井積液過程分析

一般認為由于節流降壓作用，使得節流井在節流器下游的氣體膨脹、氣流速度增加，從而使節流器上游氣體的攜液能力增加，節流器下游的流體中不容易出現積液。但由于蘇里格氣田“三低”特點，氣井壓力下降較快，當氣井產量小于臨界攜液流量時，井底及井筒便產生積液。采用流壓測試和回聲儀探液面對蘇里格氣田46口節流氣井進行積液測試，發現所有節流器上段積液的氣井，節流器下段都出現了積液現象，而節流器下段未出現積液的氣井，節流器上段也未出現積液現象。積液過程（見圖3）。

當井筒流態為環霧流，氣體流速高，尤其在節流器出口處，流速甚至可達到當地音速，能夠將進入井內的水全部帶出而不產生滑脫，節流器下上方均無積液（見圖3（a））。

隨著氣井壓力下降，節流器下段流態為段塞流，液體段塞經過節流孔時，液體段塞在氣孔剪切作用以及高速氣流的沖擊下變成尺寸相對較小的液體，節流器上段流態變為霧狀流，與液體段塞相比，攜帶小液滴所需的能量較小，造成上方無積液下方有積液，此時氣井依舊能夠較穩定地產出一定量的水，而且氣井能持續生產很長時間（見圖3（b）、圖3（c））。

圖3　節流器積液過程

當氣井壓力損失很大，液體段塞經過節流孔時，由于氣流流速很低，氣孔不再對液體段塞產生作用，經過氣孔的段塞逐漸累積，節流器上段便變為泡狀流，此時節流器上方壓力梯度迅速增大，致使節流器下上方基本不存在節流壓差，天然氣只以氣泡形式穿過液柱緩慢上升，節流器上下方充滿積液（見圖3（d）、圖（e））。

3　節流動態

天然氣通過節流器的流動可近似為可壓縮絕熱流動，其流態可分為亞臨界流與臨界流，判別條件為：

對于天然氣，天然氣絕熱指數取1.3，節流臨界流壓力比值（pcr/p1）為0.546。當流體為氣液兩相流時，節流臨界流壓力比會隨著兩相氣液比的變化而變化。Ashord和Pierce等通過實驗研究發現：氣液兩相通過節流氣嘴時，氣液比小于100時，氣液比越大，臨界音速壓力比值越高；氣液比大于100，臨界音速壓力比（pcr/p1）不受氣液比大小影響，兩相流流動形態近似于單一氣體流動形態（見圖4）。

圖4　氣液比對臨界音速壓力比的影響（兩相流）

蘇里格氣田為高氣液比氣井（一般大于10 000:1），因此氣液兩相通過節流器時，可按照純氣體進行計算，即：

節流器處于臨界流狀態：

節流器處于亞臨界流狀態：

4積液高度預測算法步驟

圖5中：①采用流動氣柱法，井口油壓為初值，迭代步長200 m，從井口往井底計算流動氣柱壓力，繪制壓力曲線A；②采用靜止氣柱法，井口套壓為初值，迭代步長200 m，從井口往井底計算靜止氣柱壓力；③將套壓計算得出的井底壓力作為井底流壓，采用Ansari方法，從井底開始每100 m按照所判斷的流態模型，計算一次氣井的壓力。沿井筒一直計算到井筒內的壓力小于等于井口油壓為止，繪制曲線B。曲線A與曲線B的交點，即為井筒積液深度，算法流程圖（見圖6）。

圖5　積液深度算法示意圖

圖6　積液高度算法

5　實例計算

蘇R1井泡沫排水前的井口油壓為1.12 MPa，套壓6.28 MPa，從套管計算的井底壓力為7.80 MPa，產氣量為0.385×104m3/d，節流器在1 806 m深處，節流器的直徑為2.5 mm。

計算結果（見圖7），蘇R1井的積液液面在節流器以下，節流器處的壓差為3.2 MPa。井深3 100 m處為氣水界面，積液高度為491 m左右。其中，3 300 m～3 491 m為泡狀流，壓力梯度在0.75 MPa/100m～0.77 MPa/100m；3 100 m～3 300 m為段塞流，壓力梯度在0.33 MPa/100m ～0.34 MPa/100m。

圖7　蘇R1井的壓力梯度計算和積液深度計算圖

6　積液深度對泡沫排水采氣的指導

根據積液高度和產氣量大小，選擇合適的排水采氣制度。本文針對泡沫排水采氣工藝，分析積液深度對排水采氣制度的指導。

Ansari積液模型在積液計算過程中，首先對流體流型進行判斷，有助于對采取何種排水采氣方法進行指導。試驗研究表明，流態為段塞流時泡沫排水采氣效果最好；流態為環霧流時，注入泡排劑反而會使井底壓降升高，故不適合泡排；若流態為泡狀流或攪拌流，加注起泡劑后關井復壓再開井，有助于井底能形成段塞流，使泡沫排水施工的效果達到最佳。

圖8　泡排生產曲線圖

泡排井制度可分為兩個階段（見圖8）：排出氣井大量積液階段和維持氣井穩定生產階段。計算出A時刻氣井的積液高度，確定泡排劑加注量，若積液深度大于1 000 m，應采取氣舉等復合手段，將積液大量排出。在維持穩定生產階段，氣井的積液高度更為重要，即B時刻，因為其直接關系到泡排劑的用量及加注周期的確定。

在水溶液中，隨著起泡劑濃度的增加界面張力降低，起泡性能變好；當濃度達到起泡劑CMC（臨界膠束濃度）值時，界面張力最低，起泡性能最佳；繼續增加起泡劑濃度，起泡劑在溶液形成膠束，而在氣液界面的濃度基本不變，甚至降低。表現在現場試驗中即泡排劑濃度過低，攜液能力不佳。泡排劑濃度太高，一方面生成的泡沫太稠，給下游消泡、破乳造成負擔，進而引起管線堵塞、氣液不易分離等一系列問題；另一方面過稠的泡沫在節流器處發生賈敏效應，在節流氣嘴前發生泡沫堆積現象，堵塞氣嘴。

而蘇里格目前的排水采氣井加藥制度主要采取每井次50 mL～150 mL起泡劑溶液。為了提高泡排效率，有必要加強泡排井的精細化管理，首先通過實驗確定起泡劑的最佳濃度；計算氣井積液高度，確定起泡劑加注量；最后通過產氣量和套壓變化確定積液周期。

7　結論與建議

（1）采用Ansari模型從井底向井口計算兩相流壓力梯度；采用流動氣柱法從井口向井底計算純氣柱壓力梯度。由兩條曲線交點確定積液高度。

（2）Ansari方法計算至節流器處時，由于蘇里格氣井氣液比較高，可將氣嘴處的流態考慮為純氣柱分析。

（3）利用積液高度，確定氣井泡排劑加量，提高泡沫攜液能力，降低后續消泡、破乳難度。

參考文獻：

［1］李曉平.淺談判別氣井井底積液的幾種方法［J］.鉆采工藝，1992，15（2）:41-44.

［2］TurnerRG.Analysisand Prediction of MinimumFlow Rateforthe Continuous Removal Liquidsfrom Gas Wells［J］.JPT，1969，（11）:1475-1482.

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

［4］何自新，等.蘇里格大氣田成藏地質特征［J］.石油學報，2003，24（2）:6-12.

［5］楊繼盛.采氣工藝基礎［M］.北京:石油工業出版社，1992.

［6］李安，等.鉛直氣液兩相管流研究現狀綜述［J］.石油鉆采工藝2000，22（4）:45-47.

［7］茍三權.氣井井筒液面位置確定的簡易方法［J］.油氣井測試2006，15（4）:25-26.

［8］穆林，王麗麗，溫艷軍.氣井積液動態分布研究［J］.石油天然氣學報，2005，27（2）:406-408.

油氣地質

*收稿日期：2016－02-02

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.022

中圖分類號：TE312

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）03-0085-05