泡排工艺临界点分析及现场试验

/NaturalGasTechnology摘要川西气田的泡沫排水被广泛应用并取得了良好效果。但仍有气井排液效果不理想，分析认为最主要的原因是泡沫排水采气的时机选择不当。为此，以气井最小携液流速理论为基础，选用改进后的Tuener携液模型，对泡沫排水采气应用时机的初点和末点进行了分析，选择出最佳泡排时机，避免了因时机不对盲目采用泡沫排水而造成不必要的浪费。关键词低压气井泡沫排水Tuener改进模型临界携液泡排工艺临界点分析及现场试验李宝昌1杨逸2赵哲军2雷炜2（1.中国石化西南油气分公司川北采气厂，四川阆中637400；2.中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳618000）收稿日期：2008-10-09作者简介：李宝昌（1980-），工程师，现从事采油采气工作。E-mail：[e-mail]。文章编号：1673-9035（2009）02-0028-03天然气技术NaturalGasTechnology2009年第3卷·第2期Vol.3，No.2Apr.2009中图分类号：TE375文献标识码：A对于泡沫排水采气工艺，要想获得良好的应用效果，就要对其应用时机进行优化选择，因为并不是所有气井在任何情况下都可以应用泡沫排水采气工艺。笔者研究重点是何时采用泡沫排水采气工艺，即泡排工艺应用初点，以及何时停止泡沫排水，即泡排工艺应用末点。1气井携液理论分析1.1最小携液理论气井最小携液流速是气井生产过程中气流能携带液体的最小流速，也称临界流速。对于一个给定尺寸的液滴，气体流速必须大于携带液滴的最小流速，气井才能连续排液。因此当最小携液流速大于或等于实际流速时，气流能连续将进入井筒的液体排出井口，反之，井筒将会产生积液，这是确定气井排水采气的重要依据[1-2]。长期以来，人们一直沿用Tuener建立的液滴模型计算最小流速。后来，中国石油大学的李闽教授将这个模型的液滴进行了修正，即将原来的圆形液滴变为椭圆形液滴。修正后的临界流速公式为：临界流速：书书书!#!$!!%&![]#$（1）临界流量：书书书!#$!%&#$%&’()*+,（2）式中：vg为临界流速，m／s；qsc为临界流量，104m3／d；A为油管截面积，cm2；p为油管流压（井底或任意点的压力），MPa；T为油管流温（井底或任意点的温度），K；Z为p和T条件下的气体偏差系数；ρL、ρg分别表示液体、气体密度，g／cm3；σ为界面张力，mN／m。资料缺乏时，以下数据供参考：对水，σw=60mN／m；对凝析油，σo=20mN／m。用上式计算的数据与气井实际生产数据对比，计算获得的气井最小排液产量与实际生产数据相吻合，完善了气井连续排液的最小流速携液模型。1.2低产水气井泡排时机确定根据临界携液理论，当实际产量低于临界携液流量时井底就会产生积液，一般认为一旦气井不能连续携液，那么应该启用泡沫排水采气工艺。但事实并非如此，在川西大部分气藏采用排水采气的时机普遍都较晚，这主要是因为川西气田绝大部分气井产水量有限，从井筒开始积液到气井停产的时间较长，而且当积液量较小时加药，由于积液量计算误差较大，不能很好地优化加药量，达不到将积液带出井筒的目的，反而会形成新的污染[3]，因此对/NaturalGasTechnology28天然气技术／于低压低产水气井排水采气工艺应用初点的确定不能严格按照临界携液理论来计算。对于低压低产水气井，可在监测、分析井筒内积液的基础上进行井底压力计算，并且把计算值与井底流压进行对比，当井底压力大于井底流压则气井被压死，否则气井仍有产能。并可根据气井日产水情况进行井筒内积液高度预测，适时选择采用泡沫排水采气时机，低产水气井的井底压力计算可根据液柱和气柱的压力叠加获得，井底积液高度可通过气井井口油压力之差计算得出。分别应用静止气柱（套压）和流动气柱（油压）方法可计算井筒没有积液时的井底压力pws和pwf：书书书!#$!!!#!$%$%&’(!&’()书书书!#$%!!&’(#!$)%&#!*+,-!!&./[]’%(’（3）式中：pws为井底静压，MPa；pwf为井底流压，MPa；p油压为井口油压，MPa；p套压为井口套压，MPa；γg为天然气相对密度；H为井深，m；书书书!为井筒内平均压缩系数；书书书!为井筒内平均温度，K；书书书!!#$#%$%&’()!%&()’(；f为Moody摩阻系数；qg为产气量，104m3／d；D为油管直径，m。当井筒没有积液时，pws-pwf=p套压-p油压；当井筒有积液时，pws-pwf＜p套压-p油压。同时可根据油套压力之差来计算井筒积液的高度和积液量：井筒积液高度：ΔH=100×[（p套压-p油压）-（pws-pwf）]（4）井筒积液量：WL=0.785ρLD2ΔH通过此法判断井底积液量，然后进一步预测井筒携液能力和确定排水采气的时机，以延长自然排水期，降低二次污染与减少作业成本。1.3高产水气井泡排时机确定对于高产水气井，一旦气井不能连续携液，少则几小时，多则几天该井就会停喷。因此，为了保证产水井有稳定的产能，减少停喷后的修井及排水费用，排水采气的时机选择应以气井能否连续携液为标准，并且由于高产水气井水淹速度较快，一旦不能连续携液很快就会停产，因此建议提前进入泡沫辅助排水阶段。2最小携泡理论研究2.1理论基础根据Tuener液滴模型假设，排出气井积液所需要的最低条件是使气流中的最大液滴能连续向上运动，即气体对液滴的曳力大于液滴的重力，而对于携液的泡沫而言，通过引入泡排剂使液滴结构发生改变，其密度和表面张力较单相的液滴都会降低。考虑到气泡相对于液滴在举升过程中的形变量更大。因此，在李闽教授液滴模型的基础上，提出了计算携带泡沫的最低气体流速公式，即临界携泡流量公式。通过临界携泡模型修正计算出的临界携泡流量，也是泡沫排水采气所需的最小流量。临界携泡流量：书书书!#$!!%&![]#（5）该式与临界携液流量公式原理相同，a的取值根据实验结果确定，在没有实验数据的情况下，a取值为2.3。2.2最小携泡流量认识泡沫排水采气工艺在应用一段时间以后，随着地层能量的进一步降低，泡沫排水的难度将增加。前期施工方法已不能完全奏效，施工效果较初期变差或无效，有的甚至连施工加入的泡沫液都未返排出来，这标志着泡沫排水采气工艺进入到应用末点，即地层能量已不能满足携带泡沫的要求，需要采用其他工艺排液。通过计算加入不同泡排剂后的临界携泡流量可知，泡排剂的起泡能力和表面张力是影响临界携泡流量大小的主要因素，并且随着泡沫逐渐破碎成液滴，气井携泡能力会有所下降。根据计算，若与tuener临界携液模型比较，则临界携泡流量为临界携液流量的1／6±，若与李闽教授的改进模型比较，则临界携泡流量为临界携液流量的1／3±。结合川西气藏的实际情况分析，当产能继续下降至临界携液流量的1／6±时，将进入到泡沫排水采气工艺的末点，此时泡沫排水作用越来越小，甚至对地层造成二次污染。3现场应用与验证3.1气井简况川孝某井投产于2000年6月，2005年进入泡排天然气技术·勘探与开发总第14期2009年天然气技术／29/NaturalGasTechnology辅助生产期，目前该井需要采用泡排工艺才能间歇生产。图1是该井进入到2008年后的生产曲线及油套压差值。该井目前的情况是关井复产一段时间后，加入泡排剂排液效果较好，而当生产一段时间后，随着产能的降低，泡排效果变差，直至无效。图1川孝某井生产曲线图3.2最小携泡流量计算及验证模拟川孝某井实际井况，在井筒平均温度45℃，地层水矿化度为60000ppm，天然气相对密度为0.567的情况下进行室内实验，测得现场常用的泡排剂A、B、C在不同浓度下的泡沫表面张力和密度（表1）。根据泡排剂基本性能结合该井井况，进行临界携泡流量计算，结果为0.2358×104m3／d。即当气井产量高于此临界产量时，该井可通过泡排携液，而当低于该临界产量时，加注泡排剂不但不能起到辅助排液的效果，还会造成井筒污染。为验证结论的准确性，该井选择两个不同产能情况下进行了泡排试验验证，当实际生产过程中当日产气量为0.1291×104m3时进行泡沫排水，油套压差不变，积液没有被排出；当日产气量为0.3528×104m3时，油套压差明显减少，井内积液被带出，理论计算得到验证（见表2）。4认识与建议1）实践证明，利用临界携液理论、极限油套压法以及改进后的临界携泡流量公式计算泡沫排水采气时机的选择是简单、有效的。2）用该方法进行泡沫排水时机的选择能有效避免泡沫排水采气工艺的盲目性，对于不适合泡排的气井在理论上首先排除，有效节约了成本。3）形成了以临界携液理论和临界携泡流量公式为核心的泡沫排水采气时机的选择方法，对排水采气工艺的实施具有一定指导意义。建议开展泡排井复查和优选，选出适合的气井进行泡排，避免不必要的浪费和井筒污染。参考文献［1］金忠臣，杨川东，张守良，等.采气工程［M］.北京：石油工业出版社，2004.［2］杨继盛.采气工艺基础［M］.北京：石油工业出版社，1989.［3］蒋建勋，王永清，张百灵，等.川西气田泡沫排水采气工艺技术优化研究［J］.天然气工业，2004，24（增刊B）：93-95.（编辑：蒋龙）表1模拟川孝某井井况条件下的泡排剂A、B、C溶液的基本性能泡排剂ABC表面张力（mN／m）403842泡沫初始密度（kg／m3）8590805min后泡沫密度（kg／m3）140115110表2川孝某井两种产量下泡排结果对比表泡排日期2008-01-292008-02-18泡排前泡排后泡排前泡排后油压（MPa）0.430.430.430.52套压（MPa）0.850.830.850.75日产气量（104m3）0.12910.11380.35280.373500.20.40.60.81.0日产气量00.51.01.52.02008-01-012008-01-212008-02-102008-03-012008-03-212008-04-102008-03-30油压套压压力（）MPa产气量（）10m103生产日期第3卷第2期李宝昌，等：泡排工艺临界点分析及现场试验/NaturalGasTechnology30/NaturalGasTechnology/NaturalGasTechnologymayreduceporeloss;(4)themainreservoirspacesinPenglaizhenFormation,suchasintergrannulardissolutionpore,intragrannulardissolutionporeandmouldpore,areformedbyaciddissolutionfromoverlyingsourcebed;and(5)theUpperJurassicPenglaizhenFormationisfeaturedbylow-porosityandlow-permeability(typeIreservoir),extralow-porosityandextralow-permeability(typeIIreservoir)andpartlypoordeveloped(typeIIIreservoir),additionally,naturalgasintheformationismainlyproducedfromtypeI-typeIIreservoirs.KEYWORDS:SumatouStructure,PenglaizhenFormation,diagensis,reservoircharacteristics,reservoirevaluationGasDistributionandReservoir-formingCharacteristicsinLangguDepressionBySUNTong-tong,ZHUJianABSTRACT:GasdistributionofLangguDepressionhasthecharacteristicsofoilandgas