不同产能气井携液能力的定量分析

刘捷 廖锐全 赵生孝

长江大学石油工程学院 2.中国石油青海油田公司

不同产能气井携液能力的定量分析

刘捷1廖锐全1赵生孝2

长江大学石油工程学院 2.中国石油青海油田公司

在老气田的生产开发过程中,井筒积液是一个非常严重的问题。为了保证气井不产生积液,国内外很多学者对气井的最小携液流量都进行了研究,建立了一系列的数学模型,但对气井产量大于临界流量时其液体能否被携带至地面的问题尚未深入探讨。为此,在井筒积液水力学分析的基础上,运用多相流理论,从垂直管柱内环雾流的动量方程出发,建立了气井最大携液量计算的数学模型,并利用VB软件实现了对该模型的求解。分析和计算结果表明:在气井产量大于最小临界携液流量的条件下,不是所有的液体都能够被携带至井口,而是存在一个最大的临界携液量。该临界携液量随着井口压力的减小而增大,随着管径的增大而减小。因此,应用气井临界携液量资料可以分析井筒积液,从而确定气井实施排水采气工艺的时机。这对于气井的稳定生产具有重要的支撑和指导作用。

气井 携液能力 井筒积液 环雾流 动量方程 分析

国内外研究工作者对气井最小携液流量进行了大量的研究[1-3],但对气井的携水能力则鲜有涉及。而在气井生产过程中,多数气井正常生产时流态为环雾流,液体以液滴的形式由气体携带到地面。因此,可以从环雾流的动量方程出发,应用多相流理论对气井携水能力进行研究。

1 垂直管内流型的转换准则

气液两相流动过程中,只有当气井在环雾流状态下才能够完成气体的携液过程。而实际生产过程中影响环雾流存在的因素很多,在液体质量流量很高的情况下,管壁上较厚的液膜区有可能在气芯区形成桥接而使流型发生改变。为此,Tengesdal[4]提出了新的判别准则以保证实际流型为环雾流。根据他们的思想,可以先根据李闽[5]模型确定环雾流存在的气体临界速度,然后在气井流速大于临界流速的条件下根据环雾流模型的计算方法计算实际条件下的流动参数。如果计算出来的气体体积分数(α)的值大于下式计算出来的值,则可以认为实际流型确为环雾流,否则就不是环雾流。

在气井携液过程中,管柱中出现段塞流动的实质是液相流量过大,气流缺乏足够的动能携带液相流动而堵塞管柱。可见,气井生产过程中气体的携液能力是有限的,要达到携液的要求就应该控制管柱中气体的携水运动处于环(雾)流状态。

2 气井携液量数学模型

垂直管柱中环雾流存在的条件由式(1)确定。在环状流中,液体大部分通常以液滴的形式被携带于中央气流中,因此管柱中央核心部分的流体密度不同于单相气体的流动密度。同时,管壁附近的液膜表面是一个不稳定的“粗糙”面。如图1所示,设管柱的直径为d,液膜厚度为hF,可以得到:

液膜与气芯区的水力直径为:

图1 环状流示意图

将气芯区的气液混合物视为均相混合物,则有:

fE为气芯区携液量占总携液量的分数,可以表示为[6]:

根据管柱中气液流动过程的动量守恒,可以得出液膜与气芯区的动量方程[7]:

假设液相与气相之间达到平衡,结合式(2)、(3)消去压力梯度,得到如下的方程式:

其中

气体分数(α)同样可以用气芯区的面积占整个管柱截面总面积的百分比来表示,即

结合环雾流的判别准则即式(1),可以计算一定气体流速条件下液体的临界流速。此时实际条件下的气体分数与判别式计算的气体分数相等,即式(1)与式(15)的计算结果相等,即

3 气井携液量计算及影响因素分析

3.1 气井携液量计算

步骤为:①假设该井的临界携水量为Qw0;②根据实际井的井口压力、气井产量、井口温度以及井深,结合①步中假设的 Qw0,计算此时的井底流压、气体黏度、地层水黏度以及压缩因子;③根据气体状态方程将气井产量换算成井底产量,然后利用连续性方程将井底的气体流量计算成气体流速,将临界携水量计算成水的流速;④根据式(16)确定此时的液膜厚度;⑤进行式(14)左边的计算,若计算结果大于0,令Qw0=Qw0-ΔQw,从①重新计算,若计算结果小于0,令 Qw0=Qw0+ΔQw,从①重新计算;⑥若式(15)左边的计算结果近似为零,则认为此时的Qw0即为计算结果。

3.2 气井携液量影响因素分析

涩北气田A井的基本参数为:井深1 300 m,井口温度20℃,油管直井62 mm,气体相对密度0.557 6,液体相对密度1.05,温度梯度0.042℃/m。利用笔者所建模型对气井携液量进行分析,可见两方面的影响。

3.2.1 井口压力对气井携液量的影响

在油管直径为6.2 cm时,分别计算不同井口压力下不同产能气井的携液能力,其计算结果见图2。结果表明:相同气井产量的条件下,井口压力越低气井的携液能力越强,携液量越大;井口压力越小,气井最大携液量随产气量增大的幅度越大。

图2 不同井口压力下产气量与最大携液量曲线图

3.2.2 管径对气井携液量的影响

在井口压力为7.0 MPa时,分别计算不同管径下不同产能气井的携液能力,计算结果见图3。结果表明:相同气井产量的条件下,管径越小气井的携液能力越强,携液量越大;管径越小,气井最大携液量随产气量增大的幅度越大。

图3 不同管径下产气量与最大携液量曲线图

4 实例计算

涩北一号气田气井产量大于临界流量的16口生产井为例进行气井临界携液量的计算,其结果见表1。

表1 不同产能气井最大携液量计算结果表

5 结论与建议

1)当气井产量大于临界携液流量时,如果液相流量小,液体会被气体以液滴的形式携带到地面;当液相流量过大时,管柱中会出现段塞流动,部分液体被携带到地面,但部分液体会在井筒聚集形成积液。

2)采用气体分数对环雾流进行识别,从垂直管内环雾流的动量方程出发,建立气井最大携液量计算的数学模型,并用VB软件实现该模型的求解。

3)气井生产过程井口压力和管柱直径对最大携液量有不同程度的影响,降低井口压力或减小生产管柱直径有利于增强气井的携液能力。

4)建议采用现场试验对本模型进行进一步的检验和修正。

符 号 说 明

[1]TURNER R G,HADBARD M G,DU KLER A E.Analysis and prediction of minimum flow rate for the continuous removal of liquid from gas well[J].Journal of Petroleum Technology,1969,21(11):1475-1482.

[2]刘双全,吴晓东,吴革生,等.气井井筒携液临界流速和流量的动态分布研究[J].天然气工业,2007,27(2):104-106.

[3]梁发法,曹学文,魏江东,等.积液量预测方法在海底天然气管道中的应用[J].天然气工业,2009,29(1):103-105.

[4]ENGESDAL JФ,KAYA A S,SARICA C.Flow-pattern transition and hydrodynamic modeling of churn flow[J]. SPE Journal,1999,4(4):342-348.

[5]李闽,郭平.气井携液新观点[J].石油勘探与开发,2001,28 (5):105-106.

[6]张远君.两相流体动力学基础理论及工程应用[M].北京:北京航空学院出版社,1987:386-481.

[7]ALVES A E,CAETANO E F.Modeling annular flow behavior for gas well[J].SPE Production Engineering,1991,6 (4):435-440.

[8]WALLIS G B.One dimensional two-phase flow[M].New York:McGraw-Hill,1969.

Quantitative analysis of the capability of liquid removing from different-productivity gas wells

Liu Jie1,Liao Ruiquan1,Zhao Shengxiao2
(1.School ofPetroleum Engineering,Yangtze University,J inzhou,Hubei434023,China;2.Qinghai Oilf ield Company,PetroChina,Dunhuang,Gansu736200,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 31,ISSUE 1,pp.62-64,1/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Liquid loading is a serious problem in the development of mature gas fields.To avoid liquid loading in gas wells,many scholars at home and abroad have conducted their studies on the minimum unloading gas flow rate and built a series of corresponding mathematical models.However,the issue whether fluids can be taken up to the surface ground when the output of gas wells is larger than the critical flow has not yet been deeply discussed.For this reason,based on the mechanical analysis of liquid loading and by using the theory of multiphase flow,starting from the momentum equation of mist flow in the vertical pipe column,a mathematical model for calculating the maximum unloading gas rate is constructed and the corresponding solution is obtained by using VB programs.The calculation results and the corresponding analysis show that when the output of gas wells is larger than the minimum unloading gas flow rate,not all the fluids will be taken up to the wellhead.There is a maximum critical unloading gas flow rate,which will increase with the decrease of the wellhead pressure while decrease with the increase of tubing diameter.Therefore,the data a-bout the critical unloading gas flow rate of gas wells can help engineers analyze the liquid loading.Accordingly,the timing for applying techniques of gas recovery by discharge water can be determined.This study is important in supporting and directing the stable development of gas wells.

gas well,liquid removing capacity,liquid loading,annular and mist flow,momentum equation,analysis

国家自然科学基金资助课题“复杂动态网络的优化计算及其应用”(编号:60873021)。

刘捷,1979年生,博士研究生;从事油气田开发研究工作。地址:(434023)湖北省荆州市南环路1号。电话: 13477801335。E-mail:fatestren@126.com

刘捷等.不同产能气井携液能力的定量分析.天然气工业,2011,31(1):62-64.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.013

(修改回稿日期 2010-11-08 编辑 韩晓渝)

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.013

Liu Jie,born in 1979,is studying for a Ph.D degree,being mainly engaged in oil and gas development research.

Add:No.1,Nanhuan Rd.,Jingzhou,Hubei 434023,P.R.China

Mobile:+86-13477801335E-mail:fatestren@126.com