中江氣田氣井臨界攜液模型的確定及應(yīng)用

龔云洋

【關(guān)鍵詞】中江氣田;臨界攜液流量;臨界攜液流速;不同井身結(jié)構(gòu)

【中圖分類號】TE37 【文獻標識碼】A 【文章編號】1674-0688（2021）07-0043-03

0 引言

中江氣田位于四川盆地川西凹陷東坡與川中隆起的過渡帶，屬于特低滲低孔氣藏，自2012年開發(fā)以來，共投產(chǎn)氣井200余口。隨著氣田開發(fā)年限的增加，地層水在井底不斷聚積，井底回壓不斷增大，氣井產(chǎn)量遞減快，穩(wěn)產(chǎn)時間短，多數(shù)單井穩(wěn)產(chǎn)時間不到兩年。氣井臨界攜液流量的確定，對于判斷氣井積液狀態(tài)、制定相應(yīng)的排水采氣工藝提供了重要的參考依據(jù)。

目前，國內(nèi)外對于氣井臨界攜液模型的研究已經(jīng)相對成熟，對于不同井身結(jié)構(gòu)，Turner、李閩、Belfroid、Andritsos等人都提出過相應(yīng)的臨界攜液模型。然而不同的臨界攜液模型建立的理論基礎(chǔ)是有所差異的，適用的條件不盡相同。本文主要總結(jié)和分析前人的研究成果，討論適用于中江氣田不同井身結(jié)構(gòu)的臨界攜液模型，同時驗證所選用臨界攜液模型公式的有效性。

1 臨界攜液流量公式

不同井身結(jié)構(gòu)的氣井臨界攜液流量公式：

公式（1）中，qcy為臨界攜液流量，104 m3/d;vcy為臨界攜液流速，m/s;A為油管面積，m2;p為壓力，MPa;T為溫度，K;Z為氣體偏差因子，無因次。

從公式（1）可以看出，影響臨界攜液流量的主要因素有油管內(nèi)徑、壓力及臨界攜液流速，其中臨界攜液流速與井筒長度、井徑、井斜等都有關(guān)系。不同的井身結(jié)構(gòu)、不同的臨界攜液模型對應(yīng)的臨界攜液流速公式都是不同的。

2 臨界攜液流速公式

從直井段到水平井段，隨著井斜角的變化，管柱內(nèi)液體的受力會發(fā)生改變，氣液兩相流型會發(fā)生明顯變化。直井段中，液膜厚度和自身重力在管柱內(nèi)均勻分布，管柱內(nèi)液體主要以液滴為主;斜井段中，液體重力與氣流作用力方向的差異，導(dǎo)致在管柱底部形成較厚的液膜;而在水平井段中，管柱底部液膜厚度遠大于井管柱頂部，分層流是主導(dǎo)流型。

2.1 直井段模型分析

垂直油管內(nèi)，液滴在曳力和重力的相互作用下沿井筒方向移動，氣體對液滴的曳力與液滴的沉降重力相等時的氣體流速即臨界攜液流速。基于垂直管柱建立的攜液模型主要有Turner模型和李閩模型 [1]兩種。Turner模型是建立在高速氣流攜帶的液滴是圓球形的基礎(chǔ)上，適用于水氣比非常高、流態(tài)屬霧狀流的氣液井。李閩認為在高速氣流的作用下，氣流攜帶的液滴前后存在壓差，導(dǎo)致液滴變形成橢球體。

Turner模型和李閩模型假設(shè)前提的不同在公式上表現(xiàn)為系數(shù)的差異，我國氣田技術(shù)人員一般以Turner模型公式計算結(jié)果的1/3為參考確定氣井的實際臨界流速和流量。中江氣田氣井產(chǎn)水量不大，以凝析水為主，水氣比范圍為0.1～2.5 m3/104m3，平均水氣比為0.6 m3/104m3，水氣比較低。從經(jīng)驗分析和水氣比來看，李閩模型更符合中江氣田實際生產(chǎn)情況。

公式（2）為李閩模型：ρl、ρg為液相、氣相密度，kg/m3;σ為氣液表面張力，N/m。

2.2 斜井段模型分析

在斜井段中，由于水平方向上受力不平衡，所以液滴沿水平方向發(fā)生位移，移動至靠近管壁位置后沿管壁滑動形成液膜，此時液體以液膜和液滴兩種形式分別沿管壁流動和被夾帶在中心湍動氣流中。據(jù)此，國內(nèi)外研究人員分別提出了液滴模型、液膜模型及Belfroid模型3種斜井段臨界攜液模型 [2]。

楊功田等人 [2-3]通過建立斜井段模擬裝置，將液滴模型、液膜模型及Belfroid模型公式計算得出的臨界攜液流量值與實驗測得的不同井斜角的臨界攜液流量數(shù)據(jù)進行了對比 [3]。如圖1所示，Belfroid模型公式計算的臨界攜液流量值隨井筒井斜角變化趨勢與實驗測試結(jié)果一致。根據(jù)實驗測試結(jié)果和中江氣田氣井實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，對Belfroid攜液模型公式進行擬合修正，得到修正后的臨界攜液流速公式：

公式（3）為Belfroid修正模型：α為井斜角，°。

2.3 水平井段模型分析

在水平管柱中，液體由于重力作用在較短的距離內(nèi)就會沉降在水平井段底部，主要以液膜的形式沿著井底向氣流方向移動。基于液膜的流動與分布機理，國內(nèi)外研究人員提出了分層流模型、攜帶沉降機理模型及Kelvin-Helmholtz波動理論模型3種水平井段攜液模型 [4-5]。

肖高棉等人 [2-5]通過建立水平管柱氣液兩相流模擬裝置，觀察水平管柱中氣液兩相流動現(xiàn)象，總結(jié)出了不同壓力、流量、水氣比條件下的水平管柱臨界攜液流量變化規(guī)律，并將實驗測試數(shù)據(jù)與分層流模型、攜帶沉降機理模型和K-H波動理論模型公式計算得出的臨界攜液流量進行對比。如圖2所示，攜帶沉降機理模型計算值較大，分層流模型的計算值則偏小，而K-H波動理論模型的計算值和變化趨勢與實驗數(shù)據(jù)比較接近。在此選用基于K-H波動理論模型的臨界流速公式作為水平井段連續(xù)攜液臨界流速公式，根據(jù)實驗測試結(jié)果和中江氣田氣井實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，對K-H攜液模型進行擬合修正得到公式（4）（K-H修正模型）：

3 簡化計算公式

從臨界流速和臨界流量的計算公式可以看出，影響氣井攜液的因素有井口壓力、油管內(nèi)徑、井斜度、氣液密度、溫度和界面張力，其中井口壓力和油管面積對臨界攜液流量的影響最大。Turner、李閩等人認為氣液密度、界面張力和溫度等在本文研究范圍內(nèi)對臨界流速和臨界流量的影響不大 [1]。

中江氣田氣井井口壓力主要在2～20 MPa，在研究的壓力范圍內(nèi)，平均壓縮因子為0.85，溫度取323 K，水的密度取1 074 kg/m3，天然氣相對密度取0.6，水氣界面張力取0.06 N。

天然氣密度ρg=3 484.4■，γg為天然氣的相對密度。將確定的參數(shù)代入臨界攜液流量和臨界攜液流速公式中，得到簡化公式（直井段李閩公式和斜井段Belfroid修正公式及水平段K-H修正公式）：

4 應(yīng)用分析

將由極限油套壓差法和液面監(jiān)測判斷出的積液狀態(tài)標注在臨界攜液流量與日產(chǎn)氣關(guān)系圖上（如圖3至圖6所示），對角線以上為未積液區(qū)域，對角線以下為積液區(qū)域。從圖3可以看出，接近積液的氣井投在積液區(qū)域的中部，說明在直井段Turner模型公式計算結(jié)果偏大。圖4中李閩模型公式計算結(jié)果與實際數(shù)據(jù)相吻合，驗證了在直井段中李閩模型的有效性。圖5、圖6為選用公式計算的斜井和直井臨界攜液流量與日產(chǎn)氣關(guān)系，數(shù)據(jù)分布范圍與實際積液狀態(tài)分布十分吻合。對中江氣田55口低壓氣井進行分析，符合率達93%，證明所選模型及修正公式能有效預(yù)測中江氣田氣井積液狀況。

5 結(jié)論

（1）通過總結(jié)分析，選用李閩模型、Belfroid模型、K-H波動理論模型分別作為直井段、斜井段和水平井段的臨界攜液模型，并根據(jù)實驗和實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)對攜液模型公式進行修正以適用于中江氣田氣井。

（2）在前人研究成果的基礎(chǔ)上，給出了中江氣田氣井臨界攜液流量的簡化計算公式，只要得到井口壓力、油管內(nèi)徑和井斜角度，即可計算出該井的最大臨界攜液流速和流量，便于現(xiàn)場的應(yīng)用。

（3）將中江氣田55口不同井型氣井的計算結(jié)果與通過油套壓差法和液面監(jiān)測判斷得出的積液情況進行對比分析，符合率達93%，驗證了本文選用的臨界攜液模型能有效預(yù)測中江氣田氣井的積液狀態(tài)。

參 考 文 獻

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

[2]周興付，楊功田，高升，等.川西氣田大斜度井臨界攜液模擬實驗研究[J].鉆采工藝，2012，35（4）：47-49.

[3]楊功田，鄒一鋒，周興付，等.定向井攜液臨界流量模型對比研究[J].新疆石油天然氣，2012，8（1）：76-81.

[4]肖高棉，李穎川，喻欣.氣藏水平井連續(xù)攜液理論與實驗[J].西南石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2010，32（3）：122-125.

[5]肖高棉，李穎川.水平井段連續(xù)攜液理論與實驗研究[J].石油天然氣學(xué)報，2010，32（1）：324-332.