蘇里格氣田節流氣井積液規律分析

韓茈茈， 安永生， 郭萍， 蔣成銀， 馮應海， 張強

(1.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠， 烏審旗 017300； 2.中國石油大學石油工程教育部重點實驗室, 北京 102249)

蘇里格氣田儲層物性差，非均質性強，是典型的致密性砂巖氣田[1]。由于其儲層物性差，氣水分布規律復雜，氣井易產水[2]。到生產后期，隨著壓力、產量的進一步降低，氣井的產氣量小于最小攜液流量，井筒內的液體不能完全被攜帶出井筒，氣井產生積液，逐步導致減產甚至水淹關井[3-4]。為提高氣井攜液能力，同時抑制水合物生成，降低地面管線壓力，簡化地面流程，蘇里格氣田廣泛使用了井下節流工藝[5-6]。與常規氣井不同，節流器在安裝初期可以起到節流降壓和預防水合物生成的作用，但是隨著生產的進行，節流器會對積液動態產生明顯影響，尤其是到了生產中后期需要排水采氣措施的干預時，節流器會限制柱塞氣舉、速度管柱等措施的實施，需要選擇合適時機拔出節流器[7-8]。

劉鵬程等[9]通過開展井筒積液氣井套壓變化規律分析，明確了氣井開始積液到氣井積液至節流器時的套壓變化特征，根據井筒積液高度，提出了一種利用井口生產數據計算積液氣井井底流壓和氣井產能方法。王振嘉等[10]利用氣井常規生產資料，結合節流器氣嘴尺寸、下深等參數，提出產量比較法和油、套壓差預測法，并結合現場測試數據進行方法驗證，預測了氣井積液量。尤星等[11]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，在此基礎上提出了泡沫排水工藝的指導意見。楊旭東等[12]采用Fluent軟件進行了節流流場計算流體動力學(computational fluid dynamics,CFD)模擬，研究了井下節流氣井的積液規律，得到了節流氣井積液過程和積液原因。牛駿等[13]結合理論研究和室內實驗，揭示了氣井積液的機理，預測了氣井積液的臨界攜液流量。韓興剛等[14]通過理論研究，推導出井筒、環空積液量計算方法，建立了帶節流器水平井積液預測模型。杜偉等[15]通過對實施井下節流工藝技術的天然氣井生產情況跟蹤分析和現場摸排，提出了積液判斷和排水措施優化建議。以上學者僅研究了節流氣井的部分積液過程，未結合實驗模擬對氣井整個生產過程進行積液規律研究。

為使蘇里格節流氣井提產增效，實現有效開發，在分析蘇里格節流氣井生產動態規律的基礎上，現結合室內實驗，深入研究節流器拔出前后井筒積液的變化過程，提出一種新的節流器打撈時機優化方法，為后期節流器的打撈以及排水采氣措施的介入提供依據。

1 節流氣井積液物理模擬實驗

1.1 室內物理模擬實驗裝置

為了研究蘇里格氣田節流氣井的積液規律，采用可視化氣液兩相流動模擬實驗裝置(圖1)，用長度2 m、直徑50 mm的有機玻璃管代替，其他主要設備包括空氣壓縮機、儲氣罐、空氣調壓閥、氣體流量計、水箱、柱塞泵、液體流量計、氣液混合裝置、壓力傳感器、壓差傳感器和管線等，主要裝置的性能參數如表1所示。

1.水箱；2.柱塞泵；3.液體流量計；4.空氣壓縮機；5.儲氣罐；6.節流閥；7.氣體流量計；8.氣液混合裝置；9.滑動翻轉支撐架；10.壓差傳感器；11.實驗觀察管段；12.高清相機；13.實驗平臺圖1 實驗裝置Fig.1 Experimental device

表1 主要裝置性能

1.2 積液規律實驗

蘇里格氣井產水較少，水氣比一般在1 m3/104m3以下，因此實驗過程中設定產水量為1 m3/d。為了模擬井下節流器的影響，在有機玻璃管中部安裝了節流器安裝定位裝置，并配套了不同尺寸的節流器(圖2)。

圖2 實驗裝置圖Fig.2 Throttle devices

開展室內物理模擬實驗，首先設定產水量1 m3/d，逐步增大供氣量到節流器上下兩端均為環形流，然后逐步減小供氣量，觀察井筒內的積液現象，結果如圖3所示(節流器尺寸3 mm)。

圖3 節流器對積液的影響圖Fig.3 The influence of the restrictor on the effusion

從圖3中可以看出，當節流器下端為段塞流或過度流(即產生明顯積液現象)時，節流器上端仍為環形流，可以達到穩定攜液的效果。因此，相比于節流器上端，節流器下端更容易達到積液條件，即在生產過程中節流器上下兩端井筒并非同時積液，而是節流器下端首先小于臨界攜液流量，形成積液，然后節流器上端才逐步積液。

2 蘇里格氣田節流氣井積液分析

蘇里格井下節流氣井的積液過程比實驗所觀察到的更加復雜，本節將利用理論方法進一步對積液規律進行分析。

2.1 氣井井筒壓力計算模型

研究氣液兩相流的模型有很多，本次研究選用Hasan和Kabir建立的模型開展計算分析。Hasan和Kabir模型基于水動力學原理，以氣液兩相介質分布特點為依據，將鉛直圓管中的兩相流動形態分為泡狀流、段塞流、攪動流和環狀流，并得出了流動形態的判別準則[16]。

Hasan等[16]認為過流斷面的孔隙率為0.25時，在氣泡的碰撞和聚集的作用下，泡狀流將轉變為段塞流，泡狀流的判別依據為

vsg≤0.429vsl+0.357v0∞

(1)

(2)

fg<0.25

(3)

式中：vsg為氣相的折算速度，m/s；vsl為液相的折算速度，m/s；v0∞為單個氣泡的極限上升速度，m/s；vm為氣液混合物的速度，m/s；D為管子的直徑，m；g為重力加速度，m2/s；ρl為液相的密度，kg/m3；ρg為氣相的密度，kg/m3；σ為表面張力，N/m；ρm為氣液混合物的密度，kg/m3；μl為液相的黏度，Pa·s；fg為空隙率，無量綱。

隨著小氣泡的不斷聚集，圓管的過流斷面幾乎被泰勒氣泡完全占據，液體被泰勒氣泡分割成段，在管壁處圍繞泰勒氣泡形成下落的液膜，當流量繼續增加，下落的液膜會與上升的泰勒氣泡相互作用，破壞泰勒氣泡，段塞流向攪動流轉變。段塞流的判別依據為

vsg>0.429vsl+0.357v0∞

(4)

(6)

在環狀流中，氣流中攜帶有保持懸浮狀態的液滴，如果氣體的流速不足以保持液滴處于懸浮狀態，則液滴會下落，形成攪動流，因此保持液滴處于懸浮狀態所需的最低氣體流速可作為判斷環狀流和攪動流的依據。攪動流的判別依據為

(9)

環狀流的判別依據為

(10)

2.2 節流器計算模型

節流器相當于一個氣嘴裝置，滿足嘴流流動規律，當流體通過固定尺寸的節流器時，在臨界流動狀態下，通過節流器的氣體存在一個最大流量，隨著節流器上端(出口)和節流器下端(入口)壓力比P2/P1不斷增大，氣體流量會隨之下降，此時氣體處于非臨界流動狀態。

臨界流動狀態下，通過節流器的氣體流量為

(11)

非臨界流動狀態，通過節流器的氣體流量為

(12)

式中：d為氣嘴直徑，mm；rg為天然氣的相對密度，無量綱；T1為氣嘴下端溫度，K;P1為氣嘴下端壓力，MPa；Z1為氣嘴下端氣體壓縮系數；P2為氣嘴下端壓力，MPa；K為天然氣絕熱指數。

2.3 臨界攜液模型

氣井開始積液時，井筒內氣體的最低流速稱為氣井臨界攜液流速，對應的流量稱為氣井攜液臨界流量，當井筒內氣體實際流速小于臨界流速時，氣流就不能將井筒內的所有液體全部攜帶至地面[17]。

Turner等[18]提出了確定氣井攜液臨界流速和臨界流量的兩種物理模型，即管壁液膜連續移動模型和高速氣流攜液液滴模型。他認為這兩種模型都是實際存在的，氣流中夾帶的液滴和管壁上的液膜之間將會不斷交換，液膜下降最終又破碎成液滴，液滴模型更加實用。他假設氣井中的液滴是圓球形，排出氣井積液所需的最低條件是使氣流中的最大液滴能連續向上運動，根據最大液滴受力情況分析確定氣井臨界攜液流速，即氣體對液滴的曳力等于液滴的沉降重力，假設液滴曳力系數為0.44，推導出臨界攜液最小氣體流速和臨界攜液產量并增加20%的保險系數，以適應現場需求。其臨界流速和臨界流量分別為

(14)

式中：ug為氣井攜液臨界流速，m/s；qc為氣井臨界攜液臨界流量，104m3/d；A為油管面積，m2；P為壓力，MPa；Z為氣體偏差系數，無量綱；T為溫度，K。

2.4 井下節流氣井積液過程分析

從蘇里格典型節流氣井A1井的生產動態(圖4)可以看出，該井深度為3 000 m,節流器安裝深度1 800 m，其生產階段可以分為4個，分別為投產后正常生產階段、節流器下端積液階段、節流器上端積液階段和打撈節流器后再積液階段。

利用Hasan和Kabir模型、節流器計算模型及臨界攜液模型，將井口油壓和井口套壓作為已知條件分別得到4個不同產階段的井筒內壓力分布，利用壓力和溫度可以分別求得不同深度下節流氣井井筒內的表觀流速和臨界攜液流速，結果如圖5所示。

從圖5可知，生產初期，氣井產量高，井筒內各點氣體表觀流速大于臨界攜液流速，未出現積液現象[圖5(a)]；隨著生產時間增加，氣井產量開始降低，井筒內一些地方氣體表觀流速大于臨界攜液流速，節流器下端開始積液[圖5(b)]；隨著產量進一步降低，井筒內各處氣體表觀流速小于臨界攜液流速，節流器上下端均出現積液現象[圖5(c)]；打撈節流器后，產氣量有所恢復，井筒內部分點氣體表觀流速小于臨界攜液流速，氣井內液體不能夠被完全帶出，仍處于積液狀態，影響氣井的正常生產[圖5(d)]。

圖4 蘇里格氣田典型節流氣井生產動態曲線Fig.4 Production performance curve of typical throttle gas well in Sulige gas field

圖5 蘇里格節流氣井不同生產階段井筒實際流速與臨界攜液流速對比圖Fig.5 Comparison of actual flow velocity and critical liquid-carrying velocity of Sulige choke gas well in different production stages

根據以上分析，將蘇里格節流氣井的積液規律總結為4個階段，即初始生產階段、節流器下端積液階段、節流器上端積液階段、打撈節流器后生產階段(圖6)。

圖6 蘇里格節流氣井不同生產階段示意圖Fig.6 Different production stages of Sulige throttle gas well

3 節流器打撈后的積液情況分析

根據蘇里格氣田100余口節流氣井的生產動態分析，節流器打撈后，一般會有兩種情況出現：第一種情況，儲層條件較好或者節流器打撈的時間較早，節流器上端積液現象不嚴重，當節流器打撈后氣井產量得到一定程度的回升，排出積液正常生產一段時間，產量進一步下降，井筒重新積液，隨后進入排采階段；第二種情況，儲層條件較差或者節流器打撈的時間較晚，節流器上下兩端均產生了嚴重的積液現象，節流器打撈后氣井產量沒有太大變化，隨著積液情況的加重，產量繼續遞減，需要直接進入排水采氣階段。相比之下，第二種情況的氣井在蘇里格氣田廣泛存在，為了研究這種現象產生的原因，本文進行了理論上的分析。

根據地面回壓要求，假設節流器打撈前后的井口油壓均為2 MPa，井筒深度為3 000 m,節流器安裝深度為1 800 m，節流器直徑1.5、1.7、2.0 mm，節流器打撈前，其上端和下端均有一定高度的液柱(圖7)。

利用Hasan和Kabir模型、節流器計算模型及臨界攜液模型分別對比不同積液情況下節流器打撈前后井筒實際流速與臨界攜液流速，計算得到節流器打撈前后的井底流壓變化情況(圖8)。

圖7 節流器打撈前后積液示意圖Fig.7 Schematic diagram of fluid loading before and after salvaging by the restrictor

圖8 節流器打撈前后井底流壓變化情況Fig.8 Changes of bottom hole flow pressure before and after choke salvaging

從圖8中可以看出，節流器上端、下端均積液的情況下，節流器打撈前后井底流壓變化并不大，由于儲層條件在這個階段不會發生太大變化，對氣井產量的影響小，打撈效果不明顯。

因此，為了保障生產的正常進行，消除積液對生產效益的巨大影響，在保障地面安全的前提下，應在節流器上端未發生嚴重積液時進行打撈。

4 打撈時機分析

以蘇里格典型節流氣井A1井的實際生產數據為基礎，采用數值模擬軟件和井筒壓力計算軟件對蘇里格節流氣井進行耦合模擬研究，計算不同節流器打撈時機對該井1 000 d累產效果的影響，打撈時機從節流器上端開始積液作為開始，結果如圖9所示。

圖9 不同打撈時機對累積產氣量的影響Fig.9 The impact of different salvaging opportunities on cumulative production

從圖9中可以看出，當節流器上端開始發生積液時就拔出節流氣嘴可以獲得最大的累積產氣量，但增產效果并不明顯，當節流器上端開始發生積液120 d后，累積產氣量產生明顯的下降。因此，在這個時間之前打撈節流器，均可以獲得較好的累積產氣量，該時間即可以認為是該井節流器的最佳打撈時機。

5 結論

(1)開展了節流氣井室內物理模擬實驗，節流器下端先產生積液現象，然后節流器上端產生積液現象。

(2)蘇里格節流氣井的積液可以分為4個階段，即初始生產階段、節流器下端積液階段、節流器上端積液階段、打撈節流器后生產階段。

(3)在保障地面安全的前提下，節流器打撈越早越容易消除積液對生產的影響，節流氣井存在最優打撈時機。