郭玲玲　李　巖　吳學(xué)松　勞斌斌

（北京奧伯特石油科技有限公司，北京　100084）

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含水氣井積液診斷及分析新方法

郭玲玲李巖吳學(xué)松勞斌斌

（北京奧伯特石油科技有限公司，北京100084）

摘要積液是含水氣井的常見問題，也是導(dǎo)致氣井產(chǎn)量下降的主要因素。及時診斷氣井是否積液并在必要時采取排液措施對氣井生產(chǎn)至關(guān)重要。低產(chǎn)含水氣井一般均存在積液現(xiàn)象，一旦已經(jīng)形成積液，如果能夠準(zhǔn)確地計算積液液面的位置和積液量，將為后續(xù)的生產(chǎn)與排采提供重要參考依據(jù)。綜合目前常見積液的預(yù)測方法，提出了一種新的積液高度計算方法。該方法將氣井生產(chǎn)動態(tài)與氣井產(chǎn)能相結(jié)合來判斷氣井的積液液面位置，并可以分析積液液面的動態(tài)變化。使用該方法通過產(chǎn)能方程以及井筒多相流動計算，得到井筒中壓力分布特征，井筒底部純液流與上部氣液兩相流的分界點(diǎn)，即可以認(rèn)為是積液液面位置。通過不同生產(chǎn)日期的積液液面位置變化，可以判斷后續(xù)生產(chǎn)的積液變化趨勢。使用該方法對現(xiàn)場實(shí)際生產(chǎn)井進(jìn)行計算，積液診斷的液面高度與實(shí)際液面測量結(jié)果非常接近。

關(guān)鍵詞氣井積液積液高度多相流積液動態(tài)

修訂回稿日期：2016-02-17

0　引言

氣井積液會嚴(yán)重影響氣井的生產(chǎn)，甚至?xí)?dǎo)致氣井被壓死［1-2］。積液過程是一個漸進(jìn)的過程，如果能夠較早地判斷出氣井的積液狀況并及時采取排液措施，可以有效地減輕積液對氣井生產(chǎn)的影響，提高氣井的采出程度。筆者將氣井生產(chǎn)動態(tài)與氣井產(chǎn)能相結(jié)合來判斷氣井的積液液面位置，以及積液液面的動態(tài)變化，可以有效地計算氣井積液液面的高度，判斷其變化趨勢，為后續(xù)的氣井生產(chǎn)開發(fā)提供重要的參考依據(jù)。

1　問題的提出

很多學(xué)者針對井筒積液位置的計算做了大量研究［1-8］，目前常用的方法有兩種，第一種是油套壓差法初步估算已經(jīng)出現(xiàn)積液的氣井。第二種是根據(jù)井筒多相流計算不同位置處持液率，通過人為劃分或指定實(shí)際持液率對比分析來確定積液高度［4］。

1.1油套壓差確定積液高度

在氣井生產(chǎn)過程中，如果井口的油、套壓在短期內(nèi)有明顯下降［5］，表明井筒存在積液且液量不斷增加。從未積液到積液，油套壓從穩(wěn)定到下降，其下降主要是由于井筒內(nèi)液柱的附加壓力造成。因此，根據(jù)油壓、套壓下降幅度，根據(jù)計算公式（1）和（2），可以分別計算出油套環(huán)形空間的液面位置深度［6］。

油管內(nèi)液面深度為：

套管內(nèi)液面深度為：

式中，p1r、p2r為油管分別在無積液、有積液時的穩(wěn)定流動壓力，MPa；p1c、p2c為套管分別在無積液、有積液時的穩(wěn)定流動壓力，MPa；ρ為液體的密度，g/cm3；H為井深，m。

采用油套壓差值估算積液位置存在一些局限性。首先這種方法對于下有封隔器氣井不適用，此時套壓并不能直觀反應(yīng)井下壓力的變化；其次積液并不是造成油套壓下降的唯一原因，因此使用該方法有可能造成對積液的誤判。

1.2兩相流流型分布確定積液高度

利用氣體沿井筒攜液臨界流速和真實(shí)流速剖面圖可以確定井筒內(nèi)段塞流可能出現(xiàn)的位置上限［7］。方法如下：先利用臨界攜液流量的模型做出井筒內(nèi)氣體的臨界流速剖面圖，再根據(jù)實(shí)際的氣體產(chǎn)量做出井筒真實(shí)的氣體流速分布。兩條曲線若有交點(diǎn)，則交點(diǎn)以下氣體真實(shí)流速低于攜液臨界流速，液滴破碎下落，使交點(diǎn)以下壓力損失增加。隨著地層水不斷進(jìn)入井筒，井筒下部的液相含量增加，流態(tài)呈段塞流和環(huán)狀流［8-9］，交點(diǎn)以上為環(huán)霧流，氣體可以將液滴帶出井筒。因此，交點(diǎn)即為可能的積液液面高度的上限。

該方法只能預(yù)測積液前臨界狀態(tài)，對于已經(jīng)出現(xiàn)積液的氣井預(yù)測精度會降低，而且根據(jù)流型判斷帶有一定的主觀性。

2　氣井井筒積液診斷新方法

井筒中的積液會造成井筒流動阻力的增加，使井底流壓增大，生產(chǎn)壓差減小，產(chǎn)氣量降低。如圖1所示，在積液氣井中，假設(shè)液柱與氣體有明顯的分界界面，此時液柱以下壓力主要由靜液柱產(chǎn)生，而在積液液面以上，壓力主要受氣液多相流流動的影響［10-11］。根據(jù)氣井的產(chǎn)能，可以得到產(chǎn)氣量所對應(yīng)的井底流壓。分別從井口按氣液多相流動計算井筒壓力分布，從井底按積水后靜液柱計算壓力分布，兩者的交點(diǎn)，即為該井積液液面的高度。這樣，只需通過容易測量得到的氣井產(chǎn)量及井口壓力，結(jié)合氣井產(chǎn)能方程及物性、井身結(jié)構(gòu)等數(shù)據(jù)，即可方便地計算氣井積液液面高度。

圖1　模型示意圖

在實(shí)際使用模型時，考慮到現(xiàn)場情況的復(fù)雜性，為了有效減小計算分析的誤差，可以將一段時間內(nèi)的生產(chǎn)數(shù)據(jù)輸入模型，批量計算得到積液高度，通過積液高度的變化趨勢，更好地分析氣井積液情況。

2.1模型建立

2.1.1氣井物性模型

氣井天然氣物性參數(shù)需要高壓物性實(shí)驗(yàn)才能得到，在實(shí)際生產(chǎn)中，通常采用由大量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)回歸得到的關(guān)系式來求解。氣體物性兩個關(guān)鍵參數(shù)是壓縮因子和黏度。

對于壓縮因子采用Hall-Yarborough關(guān)系式［12］

式中，ppr為擬對比壓力，MPa；t為擬對比溫度的倒數(shù)，即Tpc/T；Y為由下方程求得的對比密度。

對于黏度采用Lee-Gonzalez-Eakin關(guān)系式

其中：

式中，ρg為在計算溫度和壓力下的天然氣密度，g/cm3；T為計算溫度，℃；MWa為天然氣的視分子量，MWa=28.96γg。

2.1.2氣井流入動態(tài)模型

氣井流入動態(tài)目前普遍使用二項(xiàng)式或指數(shù)式或一點(diǎn)法［13-15］。指數(shù)式產(chǎn)能方程是一種經(jīng)驗(yàn)公式，其準(zhǔn)確程度相對較差，二項(xiàng)式是根據(jù)滲流力學(xué)方程推導(dǎo)而來，因此筆者采用二項(xiàng)式產(chǎn)能方程求解。當(dāng)氣井產(chǎn)水，地層中為氣水兩相流動，二項(xiàng)式中參數(shù)的滲透率應(yīng)該為氣相滲透率。

系數(shù)

式中，qsc為標(biāo)準(zhǔn)狀況下產(chǎn)氣量，104m3/d；qmax為氣井絕對無阻流量，104m3/d（當(dāng)pwf=0）；pr為平均地層壓力，MPa；pwf為井底流壓，MPa；A為氣層層流系數(shù)，（MPa）2/（104m3/d）；B為氣層紊流系數(shù)，（MPa/（104m3/d））2；S為表皮因子，無因次；D為非達(dá)西流動系數(shù)，（104m3/d）-1；Kg為氣相滲透率，mD；h、rw為層有效厚度、井徑，m；μg為地層流體黏度，mPa·s；Tr為氣層溫度，K；Z為氣體壓縮因子，無因次。

在沒有產(chǎn)能試井的情況下，根據(jù)實(shí)測數(shù)據(jù)擬合來估算A、B值，擬合法步驟為：①根據(jù)井口油壓、相應(yīng)的日產(chǎn)氣量、日產(chǎn)水量，用井筒模型計算對應(yīng)井底流壓；②根據(jù)目前的地層壓力，計算對應(yīng)的井底流壓，日產(chǎn)氣量及相關(guān)參數(shù)，結(jié)合式（5）可求得對應(yīng)的氣相滲透率；③將求得的氣相滲透率代入即可求得二項(xiàng)式產(chǎn)能系數(shù)A、B。從而確定目前地層壓力下氣水兩相流動時的氣相二項(xiàng)式產(chǎn)能方程。這樣求解的產(chǎn)能方程會較好地修正單相流動二項(xiàng)式產(chǎn)能方程帶來的誤差。

2.1.3井筒多相流動模型

常用于氣井井筒多相流動計算的方法有Hagedorn&Brown、Beggs&Brill、Gray等。其中，格雷（Gray）方法是在1974年建立的適用于高氣液比氣液兩相流在垂直井中的經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ?。模型在計算由摩擦、重力、變速引起的壓降時，考慮了氣流攜帶液滴、溫度梯度、流體變速、非烴組分等多種因素［16］。格雷（Gray）經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ涂紤]了液滴被拖拽時的滑脫效應(yīng)因素，可以根據(jù)井筒壓力和氣液比計算全井筒各段的實(shí)際壓力梯度，在氣井多相流計算中準(zhǔn)確度較高，因此本文優(yōu)選Gray方法作為井筒多相流動模型。

2.2模型求解

模型主要求解流程如圖2、圖3所示。

圖2　模型求解流程圖

圖3　程序錄入?yún)?shù)界面圖

圖2展示的是積液計算算法邏輯圖，輸入?yún)?shù)基本參數(shù)，從兩個方向試算，一個方向從井口壓力、井口溫度、實(shí)際產(chǎn)量向井底計算管流壓力梯度線，另一個方向從井底壓力、產(chǎn)量向井口計算靜液柱壓力梯度線。當(dāng)兩條壓力梯度線相交的深度點(diǎn)就是積液位置點(diǎn)。

圖3展示的是軟件錄入?yún)?shù)界面圖，參數(shù)分為基礎(chǔ)信息、井身參數(shù)、物性數(shù)據(jù)、流入動態(tài)模型、溫度模型、流動模型，參數(shù)錄入完整運(yùn)行計算，可以得到積液深度結(jié)果圖。

3　實(shí)例分析

使用以上方法，利用編制的程序?qū)δ秤吞飳?shí)際氣井DP的積液情況進(jìn)行分析。

3.1基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

DP井實(shí)際參數(shù)如下：天然氣相對密度為0.596 5；原油相對密度為0.800 0；地層水密度為1.007 g/cm3；地層溫度為133.24℃。

產(chǎn)能試井采用二項(xiàng)式（壓力平方）：二項(xiàng)式截距為57.453 0；二項(xiàng)式斜率為0.516 9。

井身數(shù)據(jù)油管數(shù)據(jù)：外徑為73.02 mm；內(nèi)徑為62.00 mm；套管數(shù)據(jù)為118.62 mm。

3.2診斷結(jié)果

采用該井一段時間內(nèi)的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行積液診斷計算，得到積液面高度變化如圖4所示。

根據(jù)診斷計算結(jié)果：2012年1月的積液面深度平均值為2 450 m，2012年2月的積液面深度平均值為2 423 m，2012年3月的積液面深度平均值為2 388 m。該計算結(jié)果與實(shí)際測量結(jié)果的對比如表1所示。

對比結(jié)果表明，積液診斷的液面高度與實(shí)際液面測量結(jié)果非常接近，表明該方法適用于現(xiàn)場氣井積液的診斷及積液面高度的計算。

表1　 DP井實(shí)測液面和軟件預(yù)測液面對比結(jié)果表m

圖4　DP井2012年1-3月計算井筒積液深度圖

同時，從計算結(jié)果可以看出，該井積液液面有逐漸升高的趨勢，表明井筒積液量逐漸增大，需考慮采取必要措施，以免影響氣井后續(xù)生產(chǎn)。

4　結(jié)論

1）總結(jié)目前關(guān)于對含水氣井積液的研究方法，綜合現(xiàn)有研究方法的優(yōu)勢和不足，提出一種新的積液計算方法。

2）提出的積液方法，考慮積液對產(chǎn)能影響和適合積液的管流方法，極大提高了計算結(jié)果的精度。

3）將氣井生產(chǎn)動態(tài)與氣井產(chǎn)能相結(jié)合來判斷氣井的積液液面位置，以及積液液面的動態(tài)變化，所需數(shù)據(jù)易獲取，計算過程簡單，并且通過實(shí)例驗(yàn)證效果良好，可以很好地預(yù)測氣井積液及液面變化。

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（編輯：李臻）

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：B

文章編號：2095-1132（2016）02-0043-04

doi：10. 3969/j. issn. 2095-1132. 2016. 02. 011

基金項(xiàng)目：國家科技重大專項(xiàng)“南海深水油氣開發(fā)示范工程”（編號：2011ZX05056）。

作者簡介：郭玲玲（1982-），女，工程師，從事采油氣工程、人工舉升方面的管理工作。E-mail：lily_guo2014@126.com。