王鑫，王金鑫，劉正

不同因素對(duì)臨界攜液流量的影響

王鑫，王金鑫，劉正

（延長油田股份有限公司 ，陜西 延安 716000）

伴隨著科技的快速進(jìn)步和高速發(fā)展，增強(qiáng)對(duì)天然氣的開采開發(fā)已經(jīng)成為帶動(dòng)我國社會(huì)進(jìn)步和推動(dòng)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的首要任務(wù)。然而天然氣在開采過程中會(huì)不可避免的出現(xiàn)氣井產(chǎn)水的現(xiàn)象，隨著氣井的持續(xù)生產(chǎn)產(chǎn)水量一直增加，一旦井筒中形成積液，就會(huì)影響氣井的正常生產(chǎn)，降低氣井采收率。因此，如何準(zhǔn)確判斷各類因素對(duì)氣井積液的影響對(duì)氣井實(shí)施排水采氣工藝措施和有效提高氣井的采收率有著重要的指導(dǎo)意義。

氣井積液；臨界攜液流量；影響因素；天然氣物性

目前關(guān)于氣井?dāng)y液能力的分析全部都以井口處作為依據(jù)進(jìn)行計(jì)算。氣井在長期生產(chǎn)后井筒底部最容易發(fā)生攜液能力不足的現(xiàn)象，從而產(chǎn)生井筒積液。因此當(dāng)氣井的產(chǎn)量高于臨界攜液流量，井筒底部就不會(huì)產(chǎn)生積液現(xiàn)象。根據(jù)氣井臨界攜液流速推到出來的臨界攜液流量模型如下：

式中：—臨界攜液流量，m3·d-1；

—井口壓力，MPa；

—井筒內(nèi)油管橫截面積，m2；

—?dú)怏w偏差系數(shù)；

c—天然氣臨界攜液流速，m·s-1；

—井口溫度，K。

觀察臨界攜液流量模型可知，井口壓力、氣體種類、油管直徑、氣體偏差系數(shù)和井口溫度等參數(shù)都會(huì)影響臨界攜液流量的大小。假設(shè)對(duì)一口固定的氣井進(jìn)行攜液能力研究，在一個(gè)確定時(shí)間段其偏差系數(shù)為定值。這就說明在分析各類參數(shù)對(duì)臨界攜液流量的影響時(shí)，只須針對(duì)油管直徑、井口壓力、井口溫度這3項(xiàng)參數(shù)。

天然氣的密度、黏度等物性參數(shù)會(huì)隨著壓力、溫度等外界條件的改變而發(fā)生變化，從而影響天然氣在井筒中攜帶液體的能力。油管是天然氣從地層運(yùn)移至地面的通道，油管的直徑改變會(huì)影響天然氣在井筒中運(yùn)移的流速，從而對(duì)天然氣的攜帶液體的能力造成直接影響。因此，分析油管直徑、井口壓力及井口溫度等因素發(fā)生變化時(shí)對(duì)天然氣在井筒中攜帶液體能力的影響對(duì)合理開采氣井具有一定的指導(dǎo)意義。

給氣體偏差系數(shù)取值0.9，氣體相對(duì)密度取值0.6，選取直徑不同的油管，計(jì)算在不同井口溫度和不同井口壓力條件下井筒中天然氣的臨界攜液流量，以此作為依據(jù)分析油管直徑、井口壓力、井口溫度這3項(xiàng)參數(shù)對(duì)天然氣在井筒中攜帶液體能力的影響。

1 井口溫度及井口壓力對(duì)天然氣攜液能力的影響

氣井中天然氣攜帶液滴從井筒底部向井口運(yùn)移的過程中，液滴受氣體對(duì)其向上的拖拽力、向下的摩擦力、液滴自身向下的重力。當(dāng)氣井的井口壓力發(fā)生變化時(shí)，會(huì)改變井筒中的壓力分布，從而影響天然氣在井口處的流速。井口溫度的變化還會(huì)影響氣體的黏度，從而改變氣體對(duì)液滴向上的拖拽力和向下的摩擦力。因此對(duì)于同一口氣井，當(dāng)井口溫度或井口壓力發(fā)生變化時(shí)，井筒中天然氣的攜液能力也隨之發(fā)生變化，進(jìn)而改變氣井的臨界攜液流量。

首先計(jì)算內(nèi)徑為7.6 cm的油管在不同井口溫度條件下天然氣在井筒中的臨界攜液流量。

在井口溫度分別為10、20、30 ℃的條件下，計(jì)算井口壓力為1～10 MPa時(shí)油管內(nèi)徑為7.6 cm的井筒中天然氣的臨界攜液流量，計(jì)算結(jié)果如圖1所示。

由圖1可以得出，在井口壓力和油管直徑都相同的條件下，井筒內(nèi)天然氣臨界攜液流量隨井口溫度增大而增大，即在其他條件相同的情況下，井口溫度越高，氣體攜液能力越強(qiáng)。

圖1 不同井口溫度下內(nèi)徑7.6 cm油管臨界攜液流量

計(jì)算內(nèi)徑為8.7 cm的油管在不同井口溫度條件下天然氣在井筒中的臨界攜液流量。

在井口溫度分別為10、20、30 ℃的條件下，計(jì)算井口壓力為1～10 MPa時(shí)油管內(nèi)徑為8.7 cm的井筒中天然氣的臨界攜液流量，計(jì)算結(jié)果如圖2所示。

圖2 不同井口溫度下內(nèi)徑8.7 cm油管臨界攜液流量

計(jì)算內(nèi)徑為10.1 cm的油管在不同井口溫度條件下天然氣在井筒中的臨界攜液流量。

在井口溫度分別為10、20、30 ℃的條件下，計(jì)算井口壓力為1～10 MPa時(shí)油管內(nèi)徑為10.1 cm的井筒中天然氣的臨界攜液流量，計(jì)算結(jié)果如圖3所示。

圖3 不同井口溫度下內(nèi)徑10.1 cm油管臨界攜液流量

由圖1、圖2、圖3可知，在油管內(nèi)徑和井口溫度都相同的條件下，氣井井口壓力越大，天然氣的臨界攜液流量就越大，即井口壓力越大，井筒內(nèi)氣體的攜液能力越強(qiáng)。

在油管內(nèi)徑和井口壓力都相同的條件下，氣井井口溫度越高，天然氣的臨界攜液流量越大。但井口溫度變化時(shí)，臨界攜液流量的變化幅度很很小，即井口溫度的變化對(duì)天然氣臨界攜液流量的影響很小。

2 油管尺寸大小對(duì)天然氣攜液能力的影響

氣井中天然氣攜帶液滴從井筒底部向井口運(yùn)移的過程中，液滴受氣體對(duì)其向上的拖拽力、向下的摩擦力、液滴自身向下的重力。在氣井產(chǎn)量確定的條件下，油管的尺寸發(fā)生變化，天然氣在井筒中的流速也隨之發(fā)生變化，從而改變了氣體對(duì)液滴向上的拖拽力以及向下的摩擦力。因此對(duì)于同一口氣井，當(dāng)油管尺寸發(fā)生變化時(shí)，井筒中天然氣的攜液能力也隨之發(fā)生變化。

給井口溫度取值20 ℃，油管內(nèi)徑分別取值7.6、8.7、10.1 cm，計(jì)算氣井井口處臨界攜液流量并在同一圖形中進(jìn)行對(duì)比，計(jì)算結(jié)果如圖4所示。

圖4 同一井口溫度不同油管尺寸臨界攜液流量

由圖4可知，在井口溫度和井口壓力都相同的條件下，井筒內(nèi)油管內(nèi)徑越大，天然氣的臨界攜液流量就越大，也就是說隨著管徑尺寸的增加，井筒內(nèi)氣體的攜液能力增強(qiáng)，進(jìn)而改變氣井的臨界攜液流量。

3 結(jié) 論

研究壓力、溫度及油管尺寸等對(duì)天然氣臨界攜液流量的影響，分析后得出結(jié)論：

1）在井口壓力、油管直徑相同的條件下，井筒內(nèi)天然氣的臨界攜液流量隨井口溫度增大而增大，但增大的幅度并不明顯，即井口溫度對(duì)天然氣攜液能力的影響相對(duì)較小。

2）在井口溫度、油管直徑相同的條件下，井筒內(nèi)天然氣的臨界攜液流量隨井口壓力的增大而增大。

3）在井口溫度、井口壓力相同的條件下，井筒內(nèi)天然氣的臨界攜液流量隨油管直徑增大而增大。

[1] 楊川東．采氣工程[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2000.

[2] 康成瑞．天然氣井井筒積液預(yù)測(cè)方法解析[J]．新疆石油天然氣，2009，5（2）：74-76．

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[4] 劉安琪．井筒零液流研究[J]．石油鉆采工藝，2009，31（4）：75-78．

Influence of Different Factors on the Critical Fluid Carrying Rate

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（Yanchang Oilfield Co., Ltd., Yan’an Shaanxi 716000, China）

With the rapid advancement of science and technology, enhancing the exploitation and development of natural gas has become the primary task to advance China’s social progress as well as the economic development. However, production of water will inevitably occur during the production of gas wells,and the accumulation of the produced water can lead to liquid loading in the wellbore interfering in the normal production process and reducing the recovery of gas wells. Therefore, how to accurately judge the impact of various factors on the accumulation of liquid in gas wells has important guiding significance for the implementation of drainage gas production technology measures and the effective improvement of gas well recovery.

Gas well liquid loading; Critical liquid carrying flow rate; Influencing factor; nature of gas

2021-01-06

王鑫（1992-），陜西省渭南市人，助理工程師，碩士， 2019年畢業(yè)于西安石油大學(xué)油氣田開發(fā)專業(yè)，研究方向：采油工藝技術(shù)。

TE377

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1004-0935（2021）06-0876-03