气井直井井筒积液分析应用

2017-03-19蒋玉勇李志敏马海军赵建武

辽宁化工 2017年2期

蒋玉勇，张沂，李志敏，马海军，宋波，赵建武

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西西安 710018）

1969年，Turner比较了垂直管道举升液体的两种物理模型，认为液滴理论推导出的公式可以较准确地预测积液的形成，Turner同时指出这些公式对高气液比井适用[1]。运用 Turner模型对研究区凝析气田单井是否积液进行预测时发现气井生产数据均在对角线的下面[2]。即表明利用 Tumer携液模型对本研究区实例井进行分析预测，这些井均处在积液状态，这同各井均处在正常生产状态的实际情况不符，因此该理论公式不适用于本研究区（图1）。

图1 Turner排液模型

针对于研究区实际情况，选择了西南石油大学李闽等人所研究的气井极限流量计算新模型，运用新模型对研究区凝析气田单井进行预测分析，发现气井生产数据所计算的点，均在对角线的上面半部分，计算结果与实际情况生产数据相吻合（图2）。因此采用李闽等人所研究的气井极限流量计算模型公式，来对研究区进行气井井筒积液分析。

图2 李闽气井极限流量模型

1 直井最低携液产量

根据李闽气井极限流量模型公式（式1、式2），一般天然气的相对密度介于0.58～0.68 g/cm3之间，计算时取0.6 g/cm3，温度取130℃，气水界面张力60 mN/m，水的密度为1074 kg/m3。压缩因子由Hall公式方法确定，根据天然气的相对密度可以确定天然气的密度[3]。带入公式并进行简化，得到研究区李闽气井极限流量简化公式（式3）。

气井最小携液流速：

对应最小携液流量：

研究区直井气井最小携液产量公式：

式中：v—液滴在气流中的运动速度，m/s；

vg—气井排液最小流速，m/s；

S—椭球形液滴表面积，m2；

h—椭球形液滴高度，m；

ρL—液体的密度，kg/m3；

ρg—天然气密度，kg/m3；

CD—曳力系数，无因次；

σ—气液表面张力，N/m；

V—液滴体积，m3；

A—油管截面积，m2；

p—压力，MPa；

T—温度，K；

Z—p，T条件下的气体偏差因子；

qsc—产气量，m3/d。

进而分析不同油管尺寸在不同压力下所需最低携液产量，选择常用管柱2.375 in、2.875 in、3.5 in尺寸来进行分析。来进一步分析研究区凝析气田油管尺寸对气井的积液影响，运用新的气井极限流量计算模型作出了不同油管尺寸在不同时期（压力）下所需最低携液产量的关系图（图 3）[4-5]。并分析得到如下结论：

（1）油管直径越大，所需最低携液产量越高，携液能力越差；

（2）采用2.875 in油管生产，最小携液流量2×104m3～7×104m3；

（3）为提高排液效果，在工艺许可的条件下，可考虑对低产井采用2.375 in油管生产。

图3 不同油管尺寸最低携液产量与压力关系

2 最优化产量分析

研究区气井仅有W1井进行过产能测试，结合IPR曲线分析W1井产能递减不同时期最优化产量。根据该井管柱结构分析，主要管柱尺寸为2.875 in。经分析采用2.875 in油管生产时，测试时间段最优化产量为6×104m3（图4）。同时需要注意的是IPR曲线反映单井流压与产量动态变化过程，具有时效性，即IPR反应单井产能动态递减的过程。

图4 不同油管尺寸最低携液产量与压力关系图与W1井IPR曲线交汇图

3 应用实例

选择目前已有压力梯度测试资料的直井，分析理论研究与实际情况的一致性。其中5口直井中3口井压力梯度测试时实际产气量小于最小携液产量，压力梯度测试时测试范围皆存在积液，其中压力梯度皆在1 MPa/100 m左右。而另外2口井实际产气量大于小携液产量，压力梯度反应出为气相无积液的特征（图5、表1）。因此该理论公式与实际研究区单井积液情况较为吻合。

图5 研究区直井积液分析

故利用该理论对研究区目前开井生产的 20口进行积液情况分析，其中18口存在积液（表2）。

针对目前产气量大于1/2最小携液产量的井进行短期扩嘴排液，对产气量小于1/2最小携液产量井加强动态监测并关注井口产量压力变化，防止积液严重而影响单井产量。

4 结束语

利用李闽等人所研究的气井极限流量计算模型公式，对研究区气井进行井筒积液分析。理论公式所计算的结果与实际情况较为吻合。并分析得到，研究区直井目前积液情况较为严重，根据矿场实际工作经验，制定出对目前实际产气量大于1/2最小携液产量的井进行短期扩嘴排液，以减缓积液情况。并对积液严重的井，为防止过早因积液而停喷，及时进行后续措施，以提高产量和开井率。