苏里格气田有节流器气井临界携液参数沿井深分布规律

2020-12-03魏美集胡改星姜东兴居迎军张宁生

特种油气藏 2020年5期

王瑞，魏美集，胡改星，姜东兴，居迎军，张宁生

(1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.西部低渗—特低渗油藏开发与治理教育部工程研究中心，陕西西安 710065；3.中国石油长庆油田分公司，内蒙古鄂尔多斯 017300；4.中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710018；5.中国石油长城钻探工程有限公司，北京 100101)

0 引言

苏里格低渗透气藏低压气井产能普遍较差，不能满足携液要求，部分井井筒存在积液，严重影响气田稳定生产。目前，现场常以临界携液参数判断气井是否积液及评价排水采气工艺的增产效果，而前人已对临界携液参数进行了大量研究[1]。现场工程中常因井口温度、压力容易获取而以井口条件计算临界携液流量，但实际临界携液流量值沿井身分布而变化[6]，这一问题在苏里格气田有节流器气井更加突出。因此，有必要对有节流器气井的临界携液参数沿井身的分布进行分析，以明确合适的临界参数求取方法。

1 有节流器气井临界携液参数沿井深分布计算方法

1.1 有节流器气井井筒压力分布模型

有节流器气井井筒压力分布分为节流器处及节流器上、下方井筒段3段来计算。

(1)

式中：pc为气体的临界压力，MPa；p1、p2为气井节流器前和后的压力，MPa；qmax为标准状况下气井节流临界流量，104m3/d；k为等熵指数，取值为1.3；T1为节流器前的温度，K；Z1为节流器前气体的压缩因子；d为节流嘴直径，mm；γg为天然气相对密度。

(2)

式中：qsc为标准状况下气井节流亚临界流量，104m3/d；n为迭代次数。

节流器上、下方井筒段压力分布计算采用圆管内一维稳定流动气液两相流压降模型[3-4]：

(3)

式中：p为压力，MPa；z为井深，m；ρ为密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；D为油管内径，m；A为油管截面积，m2；λ为运动黏度，m2/s；v为流速，m/s；ø为截面含气率；下标tp、g、l分别为气液两相、气相和液相。

式(3)采用数值迭代方法求解，式中截面含气率无法实测，因此，利用半经验模型通过可测的质量含气率x来进行计算[5-9]，文中采用Orkiszewski模型[4-5]。为便于表述，式(3)可简写成函数形式：

(4)

结合式(1)、(2)、(4)，将压力pt对井深z的一阶向前差分代替导数，忽略高阶无穷小，经过多次迭代计算，得到有节流器井井筒内压力分布计算数值模型。

井口到节流器上方井筒段的压力为：

(5)

ichoke=zchoke/h

(6)

式中：(pt)i为节点i处的油管内压力，MPa；pwo为井口压力，MPa；ε为迭代精度，取值为0.000 1，MPa；zchoke为节流器下放深度，m；h为井深划分步长；i为节点，i=0表示井口；ichoke为节流器处节点。

节流器处的压力为：

(7)

式中：pichoke为节流器前节点ichoke处压力，MPa。

节流器下方井筒段的压力为：

(8)

imax=Dw/h

(9)

式中：Dw为气井井深，m；imax为井底节点。

1.2 产水气井临界携液流量模型

目前，常用临界携液模型包括Turner[6]、Coleman[7]、LiMin[8-9]和PengZhaoyang[10]模型，其中，后3种模型均为在Turner模型的基础上改变液滴形状、曳力系数和安全系数而得出。因此，总结出液滴临界携液模型通用公式和各模型的相关系数：

(10)

(11)

式中：qcr为标准状况下气井临界携液流量，104m3/d；vcr为气井临界携液流速，m/s；Z为偏差因子；ks为安全系数，Turner、Coleman、LiMin、PengZhaoyang模型中分别为6.556、5.463、2.500、4.503；Cd为曳力系数，Turner、Coleman、LiMin、PengZhaoyang模型中分别为0.440、0.440、1.000、0.324。

由式(10)可知，气井临界携液流量主要受压力、温度和管径影响，而临界携液流速影响因素中气、液相的密度和表面张力同样受压力和温度的影响。因此，将式(5)、(7)、(8)、(10)联立，即可得到有节流器气井临界携液参数沿井深分布模型。

2 实例应用

以长庆油田苏X区块为例。研究区气藏平均中深为3 403 m，地温梯度为0.03 ℃/m，油压平均为2.198 MPa，单井平均日产气为0.88×104m3/d，单井平均日产液为0.24 m3/d，平均水气比为0.27×10-4m3/m3；油管内径为0.062 m，节流器嘴内径为2.5 mm，井口温度为20 ℃。天然气黏度、密度及偏差因子利用Lee-Gonzalez-Eakin和Dranchuk-Purvis-Robinson法求取，地层水的黏度和密度利用布里尔法[9,19]求取，气水表面张力利用卡茨公式[7]求取。

2.1 临界携液模型筛选

利用Turner、Coleman、LiMin、PengZhaoyang 4种临界携液模型，以井口压力和温度计算苏X块23口产气井的临界携液流量，若产气量q与临界携液流量之差为负，则判定气井积液，并与实测积液结果进行对比(表1)。

表1 苏X块产气井临界携液流量与实测积液情况Table 1 Critical liquid-carrying volume and measured liquid accumulation of gas wells in Su X Block

由表1可知，LiMin模型判定积液错误10次，Turner、Coleman、Zhaoyang模型判定积液错误均为5次，表明对于苏里格气田产水气井，若仅基于井口温度、压力计算，可采用Turner、Coleman和PengZhaoyang模型判定气井积液情况[11]。同时，实测积液气井的|q-qcr|普遍大于1.0×104m3/d,表明这些井积液非常严重。根据气井积液原理[12]，气井产气量小于临界携液流量后开始积液，积液液柱高度增大导致井底压力持续增加，生产压差降低，产气量下降，进而携液能力不断降低，由此恶性循环，气井将停止产气，而不应该出现如表1所示的各井仍有产气量。分析表明，由井口温度、压力计算得到的临界携液流量可能偏大，因此，需要研究临界携液流量与温度、压力沿井深的分布关系。

2.2 有节流器井临界携液参数沿井深分布规律

利用研究区典型积液气井苏X井进行有节流器井临界携液参数沿井深分布规律研究。苏X井井深为3 454 m，日产气为0.45×104m3/d，水气比最低为0.1×10-4m3/m3，最高为0.6×10-4m3/m3；油压为2.65 MPa，套压为9.91 MPa；节流器下放深度为2 000 m，井底流压为13.66 MPa；临界携液模型采用Turner模型。分别计算有节流器井在不同水气比时临界携液参数沿井深的分布(图1)。

图1 不同情况下有节流器井临界携液参数沿井深的分布Fig.1 The distribution of critical liquid-carrying parameters along the depth of wells with restrictor in different situations

由图1a可知：有节流器低水气比气井的临界携液流速随井深增加而减小，在节流器下方突降，最小值位于井底；节流器上方临界携液流量随井深增加持续降低，节流器下方临界携液流量随井深增加持续增高，最大值位于井口，最小值出现在节流器下端，比井口低30%。临界携液流速与气相真实流速之差随井深的变化不明显。

由图1b可知：有节流器高水气比气井的临界携液参数随井深变化曲线与图1a类似，但井口处的临界携液流量值比低水气比时稍高。此外，有节流器气井节流器下方的临界携液参数均低于节流器上方，且节流器下方临界携液流速与气相真实流速的差值较节流器上段的值小，表明在高水气比时，若节流器上方积液则下方一定积液，反之，若节流器下方积液则上方不一定积液。

2.3 对临界携液参数确定的讨论

按照临界携液流速的定义，考虑其沿井深的分布可知：当流速大于临界携液流速最大值时，全井段携液；当流速介于临界携液流速最大、最小值之间，部分井段携液；当流速小于临界携液流速最小值时，全井段均不携液。确定临界携液流速后由式(10)可求得对应的临界携液流量值，与产气量对比判断是否积液。在工程应用中，由于临界携液参数沿井深分布，需明确临界携液参数的最终值。通过计算发现，对于有节流器井，不同水气比下临界携液流速最大值与最小值间的差与最小值的比为107.36%～112.07%，临界携液流量最大值与最小值间的差与最大值的比为26.83%～28.91%，表明气井临界携液参数沿井深的分布范围较大，在气井产量较低、水气比高和有节流器时尤为突出，仅以边界值作为临界值来进行判断误差较大。此外，临界携液流速和流量沿井深的分布并非单调变压。因此，建议有节流器气井的临界携液流量取其沿井深分布的积分与井深的比值作为最终值。对于苏X井(图1)，计算得到低水气比下临界携液流量为1.058×104m3/d，比井口值1.275×104m3/d低17%，高水气比下临界携液流量为1.076×104m3/d，同样比井口值低17%。该结果可解释以井口温度、压力为参数的携液模型计算出气井积液，但实际气井仍有产气量的现象。