井筒携液问题的分析与认识(孙会来).doc

井筒携液问题的分析与认识孙会来 刘春雨 吴光 文相连 闫伟（采气分公司地质工艺研究所）摘要：气井开采过程中，很多原因会造成井底积液，对稳产能力构成很大挑战，也降低了气井开井时率和气井利用率，影响气田开发效果。结合两种临界流量计算模型的特点，采用徐深1区块、升深2-1区块的生产数据，对比气井的动态特征及积液情况，分析两种临界流量模型的适用性。从携液能力评价、油管状态、完井方式等方面，进一步对积液气井的积液原因加以分析。针对各种改善井筒携液能力的工艺技术手段，调研分析应用中的技术界限，以指导气井生产。主题词：井筒携液 临界流量 积液诊断 排液工艺 技术界限井底积液是指气井中由于气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中聚积的现象。气井中的液体逐渐累积导致产量下降,生产时间缩短,甚至停产。无论是高产井还是低产井,积液都可能影响气井生产,具体情况取决于油管尺寸、井口压力及产液量等因素。1 临界流量的计算方法1.1高速气流携带的液滴运动特点高速气流携带的液滴受到速度压力的作用，同时，它又受到力图保持它完整的表面力的作用。这两种相互对抗的力，一种是速度压力，另一种是界面表面力。这两种力的比值称为韦伯数，韦伯数临界值在2030之间变化。hinze认为如果韦伯数超过临界值，液滴就会粉碎。turner采用大的临界韦伯数30，导出了气井连续排液最小流速和临界产量公式。相对于高速气流运动的液滴，其前后存在一个压差。在这个压差的作用下，液滴产生很大的变形，从圆球形变为椭球形（如图1）。圆球形液滴的有效迎流面积小，需要较高的排液速度才能把液滴举升到地面；而椭球体有较大的有效迎流面积，更容易被气流带出地面（如图2）。 图1 在高速气流中运动的液滴形状 图2 预测临界流量的假设液滴模型1.2两种临界流量计算模型的对比对比turner模型和扁平模型，两种临界流量计算模型主要有三个方面的不同（见表1）：（1）假设条件不同，turner模型假设液滴形状为圆球形，而扁平模型假设为椭球体；（2）曳力系数不同，圆球形液滴的压力系数为0.44，而椭球形的曳力系数近似等于1.0；（3）计算公式的形式相同，但turner模型的系数比椭球形计算模型的系数要大很多。表1 两种临界流量计算模型对比表对比内容turner模型扁平液滴模型假设条件圆球形椭球形曳力系数取值0.441.0最小临界速度公式1.3临界流量计算结果对比分析收集徐深1区块、升深2-1区块的42口气井的动态数据，气体的比重取为0.6，界面张力取为0.060n/m。用两种模型分别计算出井口临界流量（见表2），turner模型的计算结果远大于扁平液滴模型的临界流量，为扁平模型计算结果的2.64倍。表2 实例对比分析井号油压（mpa）日产气104m3/d产水量（m3/d）圆形模型104m3/d扁平模型104m3/d是否积液xs118.414.07 5.63 11.66 4.42 未积液xs1-2011810.14 3.85 7.58 2.87 未积液xs1-20325.210.09 3.23 12.82 4.85 未积液xs1-324.911.26 2.48 11.74 4.45 未积液x1-30419.414.28 3.43 7.87 2.98 未积液xs1-410.96.39 2.94 8.38 3.17 未积液xs1-x202186.76 5.68 10.84 4.10 未积液xs6-208129.79 2.94 6.31 2.39 未积液xs1-113.714.36 4.31 6.86 2.60 未积液xs1-10123.813.59 5.44 8.27 3.13 未积液xs1-225.88.45 1.01 8.70 3.29 未积液xs6-108166.19 6.68 7.40 2.80 未积液xs511.382.14 3.98 6.26 2.37 已经积液xs623.513.90 3.06 8.43 3.19 未积液xs6-17.92.61 1.31 7.50 2.84 已经积液xs6-262.45 0.95 6.26 2.49 已经积液xs6-20794.25 1.70 5.48 2.07 未积液xs6-20915.35.83 2.10 7.35 2.78 未积液xs6-2105.41.49 1.02 4.20 1.59 已经积液xs6-211144.78 1.53 7.20 2.73 未积液xs6-319.64.65 1.77 8.32 3.15 未积液xs6-10427.710.88 1.52 8.99 3.40 未积液xs6-105304.83 3.50 9.51 3.60 未积液xs6-10724.39.04 3.62 8.84 3.35 未积液xs6-20528.915.03 3.31 12.45 4.72已经积液xs6-10122.28.42 3.37 12.25 4.64 未积液xs6-102157.41 8.89 10.62 4.02 未积液xs6-10318.25.82 6.17 12.21 4.62 未积液xs6-20225.810.58 3.38 13.37 5.06 未积液xs6-x20122.52.70 7.55 8.84 3.35 已经积液xs60325.910.44 3.97 13.08 4.95 未积液ss2-123.712.04 1.02 8.43 3.19 未积液ss2-1218.57.70 1.38 11.72 4.44 未积液ss2-5225.65 1.16 8.65 3.28 未积液ss2-6226.62 2.97 8.44 3.20 未积液ss2-723.86.91 68.847.83 2.96 已经积液ss2-25195.65 0.94 11.75 4.45 未积液ss20222.45.48 1.60 8.47 3.21 未积液ssg218.69.13 0.94 4.65 1.76 未积液ss2-1718.58.34 1.16 7.51 2.84 已经积液ss2-1923.28.00 0.93 12.34 4.67 未积液ss2-2123.36.33 0.81 8.51 3.22 未积液如图3所示，采用turner模型计算得到的临界流量与气井日产气量的对比来看，近70%的气井，日产气量小于井口临界流量。按照turner模型计算得到的临界流量明显偏高，三分之二以上的气井有积液风险，与实际的气井生产动态特征偏差较大。图4描述了扁平液滴模型计算的井口临界流量与气井日产气量的对比情况。显示有5口井由于携液能力不足，存在积液风险，与实际的气井生产动态特征符合程度较好（见表3）。图3 turner模型的计算结果 图4 扁平液滴模型的计算结果表3 气井积液情况表（徐深1区块、升深2-1区块）井号日产气量(104m3/d)井口临界流量(104m3/d)稳产能力(三类)无阻流量(104m3/d)积液原因徐深52.142.37类13.36携液能力不足徐深6-12.612.84类8.76携液能力不足徐深6-22.452.49类10.68携液能力不足徐深6-x2011.491.59类3.99携液能力不足徐深6-2102.703.35类7.59携液能力不足升深2-76.912.96类12.82关井积液徐深6-20515.034.72类88.65关井积液升深2-178.342.84类49.48油套连通2 气井井底积液原因及诊断井底积液的存在对气井产能的发挥造成很大影响。气井生产过程中，很多原因会引发井底积液，如气井自身产量不高，不能满足井筒携液的要求；油管渗漏使得产出流体必须通过油管和环空流到井口，大大降低气井的携液能力，易造成井底积液；出水气井关井时，井储效应的存在使得气、水继续流向井底，造成井底积液。2.1 井底积液的原因（1）自身携液能力影响携液能力不足的5口气井，包括徐深5井、徐深6-1井、徐深6-2井、徐深6-x201井、徐深6-210井，都属于稳产能力较差的类气井，无阻流量小，单位压降产气量低。投产之后，这些气井的产气量很快就降低到临界流量以下，造成气井发生井底积液。（2）油管状态的影响2009年4月，升深2-17井油压等于套压，判断油管发生渗漏，导致油管与环空连通，大大降低了井筒携液能力，引发气井井底积液（见图5）。 图5 升深2-17井采气曲线 图6 徐深6-205井采气曲线（3）出水气井关井的影响出水气井正常生产时，气井产出地层水。关井后，由于井筒储集效应的影响，使得气、水继续流向井底。连续生产的产水气井关井时如果未采取有效措施，容易导致气井再次开井时井筒积液。如徐深6-205井（见图6）、升深2-7井出现的井底积液现象。（4）完井方式的影响分公司所辖气井（直井）均采用油管悬挂在射孔段上部一定位置的完井方式。这种情况下，对于油管底部至射孔段的部分，需要利用井底附近的套管直径进行分析（见图7）。对徐深1区块、升深2-1区块的42口气井进行计算，得到油管底部射孔段上部的临界流量，与实际日产气量进行对比（见图8），油管底部以下无积液风险的气井只有9口，占比21.4%。携液安全区积液风险区图7 油管底部至射孔段临界流量 图8 油管底部射孔段上部携液风险图2.2 井底积液的诊断方法（1）孔板压力峰值法当气井有液体产出而没有井底积液时，液体以小液滴的形式存在于气体中，呈雾状流特征，并且对孔板压力没有任何影响；而当液体以段塞流的形式流过孔板时，由于液体密度相对较大，会导致孔板压力产生一个峰值，说明液体开始在井筒或管线中堆积，或者液体以段塞流的形式到达地面，并开始以不稳定的流量产出。（2）井口压力分析法井底积液增加了流体对地层的回压，降低了井口油压。此外，随产液量不断增加，油管内气体携带的液体增多，导致井口油压逐渐减低。井筒积液特征主要表现为产量下降而套压升高，维持气井所需的压差增大。因此油压降低且套压升高表明井底存在积液。（3）井筒压力梯度测试法流压或静压测试是确定气井液面或气井是否积液的有效方法。压力测试就是测量关井及生产过程中不同深度的压力，压力梯度曲线与流体密度和井深有关。由于气体的密度远远低于水的密度，当测试工具遇到油管中的液面时，压力梯度曲线斜率会有明显的变化，如图9。 图9 井筒压力梯度分布 图10 纯气井与积液井产量递减曲线对比（4）产量递减曲线分析法分析产量递减曲线随时间的变化，可以发现积液井与正常气井曲线的区别。如图10所示的两条产量递减曲线，平滑的曲线是纯气井的产量递减曲线，有剧烈波动的一条是井筒积液气井的产量递减曲线。通过分析较长时间的产量递减曲线的递减趋势会发现，发生井底积液时产量递减曲线会突然偏离原来的曲线，形成一条斜率更陡的曲线。3 改善井筒携液能力的方法改善井筒携液能力的方法，总体分为两种：利用气井自身能量的方法和利用附加能量的方法。利用自身能量的方法，要求气井有一定的产气能力，通过优化气井工作制度来实现井筒携液安全，或者采用机械、化学等工艺手段提高天然气膨胀能量的利用程度，确保井筒无积液，如柱塞气举、小直径油管、泡排等排液工艺。利用附加能量的方法就是通过机抽、泵排等手段，补充举升能量来实现有效排液，如电潜泵、射流泵、抽油机等排液工艺。3.1 降低井口压力的方法降低井口压力对排液有两点好处：第一，井口压力下降，引起井底压力的下降，增加了产量和流入井筒的流速；第二，井口压力下降，井筒携液所需的临界流量也下降。可以通过提高气井产量、安装压缩机、地面工艺简化等方式实现井口压力的降低。 深层气井的产能曲线特征来看，接近垂直于横轴，压力响应缓慢。特别是类稳产能力的井，当产量增加到一定程度后，井底流压的降低并不能带来产量的大幅增加，这也是部分井放空排液效果不理想的重要原因。3.2 排液采气工艺的应用界限四川气田在排液采气方面积累了比较丰富的经验，国外的气井排液工艺相对更加成熟。优化兼顾气藏能量的利用以及技术经济可行性，针对气藏能量、日排液量、井深、温度等条件，形成了一定的选择原则，主要的应用界限及特点（见表4）表现以下方面：（1）按照气井能量从高到低来选择排液方式，一般按柱塞气举或泡沫排液或小直径油管、表面活性剂或间歇气举、各种井下泵排液工艺的顺序来选择。（2）生产水气比在3.628.8m3/104m3的低产气井选择泡沫排水较好；对于低水气比的井，用柱塞气举效果可能会更好。对于更高水气比或低恢复压力的井，井下泵可能更适合。（3）选择井下泵排液工艺的同时，如果水气比低于100m3/104m3，应充分重视气水分离效果对井下泵的泵效影响。表4 国外排液采气工艺的选择界限及特点工艺分类气藏压力mpa日排液量m3/d水气比m3/104m3气体流速m/s井深m技术关键柱塞举升103.55012/4000柱塞运行速度优化柱塞运行的管理维护小直径油管103.5120/3500开采矛盾的适应性泡排103.51003.628.80.515.104000降低井底压力的效果水力喷射泵3.5128.8/2800气水分离及泵效优化水力活塞泵3.51/气水分离及泵效优化有杆泵170/2000抽空控制及泵效优化电潜泵1500/3000气水分离及泵效优化3.3 排液采气的新技术、新工艺除目前相对成熟的各种排液采气工艺外，国外气田在排液新技术、新工艺方面取得了很多的技术进展，从原理来看主要有以下几个方面：1）利用热力方法处理凝析水热力举升方法主要是利用改进的电缆绕在油管的外面。电缆通电产生热量加热气体，使其保持在露点以上。但该方法的热量损失较大，约80%的热量通过环空散失到底层。另一种方法是减少气体从高温地层流向地面时的热量损失。实现的途径是用套管隔热衬管，也可以在油管外部或内部增加隔热层。2）油管环空交替控制方法对于油管直径较小的井，尽管油管内流动的气体流速大于临界速度，但仍会产生大量的摩擦损失。通过让气体在环空内流动可增大气井的产量，因为在环空内摩擦损失较小。当监测到积液时，又可转换到油管排液。3）油管内接箍方法putra和christiansen提出了一种当气体流速低于临界速度呈涡流状时提高产量的方法。该方法在油