提高气井携液能力的技术对策_孙会来.pdf

2022 年 第 12 期 化学工程与装备 2022 年 12 月 Chemical Engineering&Equipment 83 提高气井携液能力提高气井携液能力的的技术对策技术对策 孙会来（大庆油田公司采气分公司，黑龙江 大庆 163453）摘摘 要要：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，采用徐深气田的气井生产数据，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，对影响携液能力的因素加以分析，从提高气井自身能量的利用程度出发，针对各种改善井筒携液能力的工艺手段，分析应用中的时机界限，有效指导气井生产。关键关键词：词：井筒携液；携液流量；积液诊断；时机界限 气井产出气一般含有凝析水或地层水，当产量水平不高时，天然气膨胀能量可能不足以携带出液体，容易导致井底积液的发生，恶化近井地带的渗流条件，将引起产量的大幅降低甚至水淹停产。1 1 井底积液的诊断井底积液的诊断 气井生产过程中，井底积液的存在对气井产能的发挥造成很大影响，及时有效地判断井底积液的发生，对于优选排水采气工艺时机有着重要的指导意义。通过积液气井的生产动态特征，开展进行积液诊断。1.1 井口压力分析法 井底积液柱将加大对地层的回压，导致套压明显上升；油管垂直管流的举升压降增大，导致油压进一步降低。因此油压降低、油套压差增大表明井底存在积液。1.2 井筒压力梯度法 压力梯度测试是确定气井液面或是否积液的有效方法。由于气体的密度远远低于产出液体的密度，当测试工具遇到油管中的液面时，记录得到的压力梯度曲线斜率将发生明显变化。1.3 采气曲线分析法 分析产量递减特征的变化，可以发现积液井与正常气井的差异。纯气井的产量线表现平滑特点；发生井筒积液时，产量线表现上下波动特征，且产量递减程度加大。2 2 气井携液能力评价气井携液能力评价 高速气流携带的液滴受到速度压力的作用，同时又受到表面力作用。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，在 2030之间变化。Turner 采用大的临界韦伯数 30，导出气井连续排液最小流速和临界产量公式1。相对于高速垂管流运动的液滴，其前后存在压差。李闽认为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，而椭球体有较大的有效迎流面积，更容易被气流带出地面2。图图 1 1 在高速气流中运动的液滴形状在高速气流中运动的液滴形状 图图 2 2 预测临界流量的假设液滴模型预测临界流量的假设液滴模型 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。表表 1 1 两种临界流量计算模型对比表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 DOI:10.19566/35-1285/tq.2022.12.12484 孙会来：提高气井携液能力的技术对策 曳力系数取值 0.44 1.0 最小临界速度公式 142()6.6()Lggg=142()2.5()Lggg=收集徐深气田 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。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。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）。图图 3 Turner3 Turner 模型的计算结果模型的计算结果 图图 4 4 扁平液滴模型的计算结果扁平液滴模型的计算结果 调研几种最小临界流速的计算公式发现，最小临界流量与油管截面积、压力成正比，与液体密度、气水界面张力的1/4 次幂成正比，可以通过降低井口压力、减小油管内径、降低气水界面张力和液体密度，来降低井筒携液所需的最小流量。3 3 提高自身能量的利用程度提高自身能量的利用程度 3.1 自身能量的发挥 在实际的气井生产过程中，应加强携液动态分析，有针对性地预防井底积液的发生。对于关井压力恢复快，能够排出积液的井，利用自身能量；对于自身能量不足，排出积液能生产的井，采用连续气举；对于井口恢复压力低、水量大的积液停产井，采用强排方式。3.2 优化油管的设计 最小携液流量与油管截面积成正比，可通过气井的初期预测产量水平及产水规律，优选合理的油管内径；对于直井普遍采用的油管悬挂在射孔段上部的完井方式，评价管鞋以下部位携液能力应以油层套管内径为标准，积液风险将大大提高，可通过优化油管下入深度，或油管以下悬挂小油管，来避免射孔小层多、井段跨度大造成管鞋以下部位发生积液。3.3 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，增加了产量和流入井筒的流速；第二，井口压力下降，携液所需的临界流量也下降。低渗致密气藏的气井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，应更重视提高开井时率、延缓产量递减。3.4 降低界面张力和液体密度 降低气水界面张力和液体密度是泡沫排液的重要机理，泡沫排水试验表明，液体密度降低达 30%50%，降低气水界面张力达 50%66%，进而降低最小携液流量达 2436%，说明泡沫排水工艺可有效降低最小携液流量至三分之一左右。降低气液密度的同时，有利于降低井底压力，进一步降低最小携液流量，实际应用中也证明了泡沫排水具有良好的协同效应。4 4 排液采气工艺的排液采气工艺的时机时机界限界限 为提高气井井筒携液能力，应高度重视携液评价及积液诊断，避免因积液造成产能的快速递减；方案阶段优化油管内径及油管下入深度；气水同产阶段，提高气井自身能量的利用程度，能量严重不足时采用附加能量助排的方式，时间界限参见表 3。孙会来：提高气井携液能力的技术对策 85 表表 3 3 排水采气工艺优选的时间界限排水采气工艺优选的时间界限 技术手段 方案阶段 无水采气阶段（凝析水）气水同产阶段（地层水）能量充足 能量不足 能量严重不足 优选管柱及下入深度 降低井口压力 泡沫排水 连续气举 小直径油管 井下泵 国外排水采气有几点重要界限经验：生产水气比在3.628.8m3/104m3的气井选择泡沫排水较好；对于低水气比的井，柱塞气举可能有效；对于更高水气比或低恢复压力的井，可选择井下泵，但如果水气比低于 100m3/104m3，应充分重视气水分离效果对泵效的影响3。参考文献参考文献 1 李颖川,等.气田与凝析气田开发新技术新理论M.石油工业出版社,2005.2 李闽,等.气井携液新观点J.石油勘探与开发,2001,28(5).3 James F.Lea,Henry V.Nickens,Mike R.Gas Well DeliquificationM.Wells Gulf Professional Publishing,2008.（上接第（上接第 7676 页）页）_ 在炎热时，1 天的用水量大概是 800m3。冷却电动机可以由更换自然中的空气来实现这是该装置研制的主要目的，进而使其用水量降低，把职员的劳动强度降低。3.3.2 基本的工作原理 把通风装置安装到电动机的表壳中，并且通风装置的规格是 360mm x 290mm x50mm，数量是 1 个，有过滤灰层的网存在于其中，并且层数是 2 层-3 层，可以通风电动机，使节约水、降低温度、换热的目的实现。3.3.3 比较效果 在改造之后，使用的这 2 年的状况得知，平均 1 天的用水量小于 300m3，而且冬季的用水量小于 200m3，乃至比 200m3还要小好多。换水的次数也有所下降，1 天只要更换 1 此就可以了，该革新，把冷却水使用量降低了，1 年就能结约大概 16.2 x 104m3左右，而且有利于控制电动机的温度，提高了经济效益。4 4 结结束语束语 （1）经过探究注水站的实际措施，对注水站中的注水泵的总窜量与总抬量进行了确定，分别是 7mm、0.65mm。（2）关于注水系统有比较高的能耗问题，经过对对窜量与抬量进行调整、对注水泵所具有的最佳排量进行摸索，来降低本站的能耗，并且单耗从之前的 5.72kWh/m3一直下降到 5.35 kWh/m3;与此同时，也把正在使用的机泵的寿命延长了，1 年所节约的成本大概在 110 万元左右。（3）空气换热冷却装置的研发，1 年冷水却的用量就会下降 16.2x 104m3。参考文献参考文献 1 吴泽美,马伟娜,刘万斗,等.油田注水系统腐蚀率在线监测技术的应用J.石油石化节能,2021,11(12):36-38.2 石通.油田注水系统节能降耗途径探讨J.化学工程与装备,2020(12):69-71.3 高蕊,霍夙彦.高含水油田注水系统节能改造对策及分析J.石油石化节能,2019,9(06):93-95.