苏里格气田井下节流气井积液高度计算方法

尤　星，李　赟，李　媛，刘晓军，孙　扬，王历历，项文钦，寇苗苗，孙泽虎（.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，陕西西安　7008；.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西西安　7008；.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安　7008）



苏里格气田井下节流气井积液高度计算方法

尤星1，李赟2，李媛3，刘晓军3，孙扬1，王历历1，项文钦3，寇苗苗3，孙泽虎1
（1.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，陕西西安710018；2.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西西安710018；3.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安710018）

摘要：产水气井井底积液会给气田及气井本身带来严重的危害，准确诊断气井的积液情况是把握排水采气措施实施的关键。但苏里格气田气井多采用井下节流方式进行生产，常规方法已经不能准确用于其积液深度计算。为此，本文将节流动态模块套入井筒压降系统，采用流动气柱法从井口油压向井底计算压力，采用Ansari流态模拟法从井底向井口计算两相流压力，两种方法的交汇点计算气井积液高度，并在泡沫排水的携液能力、消泡、破乳等问题上，提出积液高度对泡沫排水工艺实施的指导。

关键词：井下节流；井筒积液；积液量计算；泡沫排水；携液能力

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部，是典型的低渗透、低压、低丰度，以河流砂体为主体储层的致密砂岩岩性气藏。苏里格气田平均水气比0.542 9 m3/104m3。随着气田的持续开发，积液气井占气井总数的0.32，气井积液已严重影响气井的产量和产能，因此及时准确计算气井积液深度是保障气井正常生产的关键。

苏里格气田气井多采用井下节流方式进行生产，井下节流工艺将地面油嘴转移到井筒中，在实现井筒节流降压的同时充分利用地温对节流后的天然气气流加热，从而达到降低地面管线压力、防止水合物生成、取消地面加热装置、减少注醇量等目的。但由于节流前后压力温度系统发生改变，使常规的井筒积液深度计算方法不能直接应用于井下节流气井。为此，笔者将节流动态嵌入普通井筒压降系统，采用流动气柱法和Ansari流态模拟法分别从井口和井底开始迭算压力，获取井筒压降曲线。

1　气液两相流压降模型

采气工程中的气液两相管流，其核心问题是探讨沿程的压力损失及影响因数。自从20世纪70年代中期，对管道中和生产系统内的两相流研究有了重大的进步，这一进步促进了几个井筒稳定流动和瞬态流动的力学模型的产生[1-4]。力学或者现象学的方法假设了不同流型的存在，并分别给出了每种流型的模型来预测液相持液率和井筒压力等主要流动参数，因此力学模型在设计多相流生产系统时与经验公式模型相比被使用的频率越来越高[5]。

图1　井筒典型流态分布

1990年Ansari等对井筒中气液两相流动进行了研究，他们在前人工作的基础上，给出了井筒中气液两相流的流动型态判别方法（见图1），并对各种流动型态的流动机理和特点进行了分析，建立了描述泡状流、段塞流和环状流流动特性的模型[6-8]。Ansari模型最大的改进之处是提高了段塞流模型的预测精度，考虑了段塞流的两种可能出现的情况，一是充分发展的段塞流，充分发展的段塞流发生的条件是气泡头部长度与整个泰勒泡长度相比可以忽略时，在这种条件下，对于整个液膜区域液膜厚度是不变的；另一种是只包括泰勒泡头部的发展中的段塞流，在这种情况下，液膜厚度在整个液膜区域是不断变化的，不能看成是不变的。

1.1流型判断

曲线A：气泡流系向段塞流转变：

曲线B：气泡流向分散泡状流转变：

曲线C：分散泡沫流向段塞流转变：

曲线D：段塞流向环雾流转变：

由图1可知，产液速率较低时，井筒某一深度气体的流速决定着气井流态模型。苏里格气田积液气井产气量较小，气液比较高，产液量较少。所以判断流型时，主要计算井筒一定深度处的气体流速，确定在流态分布图的区域，即可判断流体的流型。

1.2压力梯度

泡流模型：

段塞流模型：

环雾流：

采用Ansari方法计算井筒压力时，首先根据气液两相流的特点把整个井筒空间沿轴向分成多个微小井段，假设该微元段的压降，取其微小井段内的起始点的压力、温度的平均值为其微小井段内压力、温度，根据平均温度、压力计算该微元段内的气液两相流的流动特性参数，根据气液相表观速度应用流型判别准则来划分流型及计算压降，比较计算压降与假设压降的误差是否满足精度要求，若满足要求开始下一微元段内的计算，依次叠加计算到压力小于油压（见图2）。

图2　Ansari两相流迭代算法

2　节流气井积液过程分析

一般认为由于节流降压作用，使得节流井在节流器下游的气体膨胀、气流速度增加，从而使节流器上游气体的携液能力增加，节流器下游的流体中不容易出现积液。但由于苏里格气田“三低”特点，气井压力下降较快，当气井产量小于临界携液流量时，井底及井筒便产生积液。采用流压测试和回声仪探液面对苏里格气田46口节流气井进行积液测试，发现所有节流器上段积液的气井，节流器下段都出现了积液现象，而节流器下段未出现积液的气井，节流器上段也未出现积液现象。积液过程（见图3）。

当井筒流态为环雾流，气体流速高，尤其在节流器出口处，流速甚至可达到当地音速，能够将进入井内的水全部带出而不产生滑脱，节流器下上方均无积液（见图3（a））。

随着气井压力下降，节流器下段流态为段塞流，液体段塞经过节流孔时，液体段塞在气孔剪切作用以及高速气流的冲击下变成尺寸相对较小的液体，节流器上段流态变为雾状流，与液体段塞相比，携带小液滴所需的能量较小，造成上方无积液下方有积液，此时气井依旧能够较稳定地产出一定量的水，而且气井能持续生产很长时间（见图3（b）、图3（c））。

图3　节流器积液过程

当气井压力损失很大，液体段塞经过节流孔时，由于气流流速很低，气孔不再对液体段塞产生作用，经过气孔的段塞逐渐累积，节流器上段便变为泡状流，此时节流器上方压力梯度迅速增大，致使节流器下上方基本不存在节流压差，天然气只以气泡形式穿过液柱缓慢上升，节流器上下方充满积液（见图3（d）、图（e））。

3　节流动态

天然气通过节流器的流动可近似为可压缩绝热流动，其流态可分为亚临界流与临界流，判别条件为：

对于天然气，天然气绝热指数取1.3，节流临界流压力比值（pcr/p1）为0.546。当流体为气液两相流时，节流临界流压力比会随着两相气液比的变化而变化。Ashord和Pierce等通过实验研究发现：气液两相通过节流气嘴时，气液比小于100时，气液比越大，临界音速压力比值越高；气液比大于100，临界音速压力比（pcr/p1）不受气液比大小影响，两相流流动形态近似于单一气体流动形态（见图4）。

图4　气液比对临界音速压力比的影响（两相流）

苏里格气田为高气液比气井（一般大于10 000:1），因此气液两相通过节流器时，可按照纯气体进行计算，即：

节流器处于临界流状态：

节流器处于亚临界流状态：

4积液高度预测算法步骤

图5中：①采用流动气柱法，井口油压为初值，迭代步长200 m，从井口往井底计算流动气柱压力，绘制压力曲线A；②采用静止气柱法，井口套压为初值，迭代步长200 m，从井口往井底计算静止气柱压力；③将套压计算得出的井底压力作为井底流压，采用Ansari方法，从井底开始每100 m按照所判断的流态模型，计算一次气井的压力。沿井筒一直计算到井筒内的压力小于等于井口油压为止，绘制曲线B。曲线A与曲线B的交点，即为井筒积液深度，算法流程图（见图6）。

图5　积液深度算法示意图

图6　积液高度算法

5　实例计算

苏R1井泡沫排水前的井口油压为1.12 MPa，套压6.28 MPa，从套管计算的井底压力为7.80 MPa，产气量为0.385×104m3/d，节流器在1 806 m深处，节流器的直径为2.5 mm。

计算结果（见图7），苏R1井的积液液面在节流器以下，节流器处的压差为3.2 MPa。井深3 100 m处为气水界面，积液高度为491 m左右。其中，3 300 m～3 491 m为泡状流，压力梯度在0.75 MPa/100m～0.77 MPa/100m；3 100 m～3 300 m为段塞流，压力梯度在0.33 MPa/100m ～0.34 MPa/100m。

图7　苏R1井的压力梯度计算和积液深度计算图

6　积液深度对泡沫排水采气的指导

根据积液高度和产气量大小，选择合适的排水采气制度。本文针对泡沫排水采气工艺，分析积液深度对排水采气制度的指导。

Ansari积液模型在积液计算过程中，首先对流体流型进行判断，有助于对采取何种排水采气方法进行指导。试验研究表明，流态为段塞流时泡沫排水采气效果最好；流态为环雾流时，注入泡排剂反而会使井底压降升高，故不适合泡排；若流态为泡状流或搅拌流，加注起泡剂后关井复压再开井，有助于井底能形成段塞流，使泡沫排水施工的效果达到最佳。

图8　泡排生产曲线图

泡排井制度可分为两个阶段（见图8）：排出气井大量积液阶段和维持气井稳定生产阶段。计算出A时刻气井的积液高度，确定泡排剂加注量，若积液深度大于1 000 m，应采取气举等复合手段，将积液大量排出。在维持稳定生产阶段，气井的积液高度更为重要，即B时刻，因为其直接关系到泡排剂的用量及加注周期的确定。

在水溶液中，随着起泡剂浓度的增加界面张力降低，起泡性能变好；当浓度达到起泡剂CMC（临界胶束浓度）值时，界面张力最低，起泡性能最佳；继续增加起泡剂浓度，起泡剂在溶液形成胶束，而在气液界面的浓度基本不变，甚至降低。表现在现场试验中即泡排剂浓度过低，携液能力不佳。泡排剂浓度太高，一方面生成的泡沫太稠，给下游消泡、破乳造成负担，进而引起管线堵塞、气液不易分离等一系列问题；另一方面过稠的泡沫在节流器处发生贾敏效应，在节流气嘴前发生泡沫堆积现象，堵塞气嘴。

而苏里格目前的排水采气井加药制度主要采取每井次50 mL～150 mL起泡剂溶液。为了提高泡排效率，有必要加强泡排井的精细化管理，首先通过实验确定起泡剂的最佳浓度；计算气井积液高度，确定起泡剂加注量；最后通过产气量和套压变化确定积液周期。

7　结论与建议

（1）采用Ansari模型从井底向井口计算两相流压力梯度；采用流动气柱法从井口向井底计算纯气柱压力梯度。由两条曲线交点确定积液高度。

（2）Ansari方法计算至节流器处时，由于苏里格气井气液比较高，可将气嘴处的流态考虑为纯气柱分析。

（3）利用积液高度，确定气井泡排剂加量，提高泡沫携液能力，降低后续消泡、破乳难度。

参考文献：

［1］李晓平.浅谈判别气井井底积液的几种方法［J］.钻采工艺，1992，15（2）:41-44.

［2］TurnerRG.Analysisand Prediction of MinimumFlow Rateforthe Continuous Removal Liquidsfrom Gas Wells［J］.JPT，1969，（11）:1475-1482.

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

［4］何自新，等.苏里格大气田成藏地质特征［J］.石油学报，2003，24（2）:6-12.

［5］杨继盛.采气工艺基础［M］.北京:石油工业出版社，1992.

［6］李安，等.铅直气液两相管流研究现状综述［J］.石油钻采工艺2000，22（4）:45-47.

［7］苟三权.气井井筒液面位置确定的简易方法［J］.油气井测试2006，15（4）:25-26.

［8］穆林，王丽丽，温艳军.气井积液动态分布研究［J］.石油天然气学报，2005，27（2）:406-408.

油气地质

*收稿日期：2016－02-02

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.022

中图分类号：TE312

文献标识码：A

文章编号：1673-5285（2016）03-0085-05