不同因素对临界携液流量的影响

王鑫，王金鑫，刘正

不同因素对临界携液流量的影响

王鑫，王金鑫，刘正

（延长油田股份有限公司 ，陕西 延安 716000）

伴随着科技的快速进步和高速发展，增强对天然气的开采开发已经成为带动我国社会进步和推动经济发展的首要任务。然而天然气在开采过程中会不可避免的出现气井产水的现象，随着气井的持续生产产水量一直增加，一旦井筒中形成积液，就会影响气井的正常生产，降低气井采收率。因此，如何准确判断各类因素对气井积液的影响对气井实施排水采气工艺措施和有效提高气井的采收率有着重要的指导意义。

气井积液；临界携液流量；影响因素；天然气物性

目前关于气井携液能力的分析全部都以井口处作为依据进行计算。气井在长期生产后井筒底部最容易发生携液能力不足的现象，从而产生井筒积液。因此当气井的产量高于临界携液流量，井筒底部就不会产生积液现象。根据气井临界携液流速推到出来的临界携液流量模型如下：

式中：—临界携液流量，m3·d-1；

—井口压力，MPa；

—井筒内油管横截面积，m2；

—气体偏差系数；

c—天然气临界携液流速，m·s-1；

—井口温度，K。

观察临界携液流量模型可知，井口压力、气体种类、油管直径、气体偏差系数和井口温度等参数都会影响临界携液流量的大小。假设对一口固定的气井进行携液能力研究，在一个确定时间段其偏差系数为定值。这就说明在分析各类参数对临界携液流量的影响时，只须针对油管直径、井口压力、井口温度这3项参数。

天然气的密度、黏度等物性参数会随着压力、温度等外界条件的改变而发生变化，从而影响天然气在井筒中携带液体的能力。油管是天然气从地层运移至地面的通道，油管的直径改变会影响天然气在井筒中运移的流速，从而对天然气的携带液体的能力造成直接影响。因此，分析油管直径、井口压力及井口温度等因素发生变化时对天然气在井筒中携带液体能力的影响对合理开采气井具有一定的指导意义。

给气体偏差系数取值0.9，气体相对密度取值0.6，选取直径不同的油管，计算在不同井口温度和不同井口压力条件下井筒中天然气的临界携液流量，以此作为依据分析油管直径、井口压力、井口温度这3项参数对天然气在井筒中携带液体能力的影响。

1 井口温度及井口压力对天然气携液能力的影响

气井中天然气携带液滴从井筒底部向井口运移的过程中，液滴受气体对其向上的拖拽力、向下的摩擦力、液滴自身向下的重力。当气井的井口压力发生变化时，会改变井筒中的压力分布，从而影响天然气在井口处的流速。井口温度的变化还会影响气体的黏度，从而改变气体对液滴向上的拖拽力和向下的摩擦力。因此对于同一口气井，当井口温度或井口压力发生变化时，井筒中天然气的携液能力也随之发生变化，进而改变气井的临界携液流量。

首先计算内径为7.6 cm的油管在不同井口温度条件下天然气在井筒中的临界携液流量。

在井口温度分别为10、20、30 ℃的条件下，计算井口压力为1～10 MPa时油管内径为7.6 cm的井筒中天然气的临界携液流量，计算结果如图1所示。

由图1可以得出，在井口压力和油管直径都相同的条件下，井筒内天然气临界携液流量随井口温度增大而增大，即在其他条件相同的情况下，井口温度越高，气体携液能力越强。

图1 不同井口温度下内径7.6 cm油管临界携液流量

计算内径为8.7 cm的油管在不同井口温度条件下天然气在井筒中的临界携液流量。

在井口温度分别为10、20、30 ℃的条件下，计算井口压力为1～10 MPa时油管内径为8.7 cm的井筒中天然气的临界携液流量，计算结果如图2所示。

图2 不同井口温度下内径8.7 cm油管临界携液流量

计算内径为10.1 cm的油管在不同井口温度条件下天然气在井筒中的临界携液流量。

在井口温度分别为10、20、30 ℃的条件下，计算井口压力为1～10 MPa时油管内径为10.1 cm的井筒中天然气的临界携液流量，计算结果如图3所示。

图3 不同井口温度下内径10.1 cm油管临界携液流量

由图1、图2、图3可知，在油管内径和井口温度都相同的条件下，气井井口压力越大，天然气的临界携液流量就越大，即井口压力越大，井筒内气体的携液能力越强。

在油管内径和井口压力都相同的条件下，气井井口温度越高，天然气的临界携液流量越大。但井口温度变化时，临界携液流量的变化幅度很很小，即井口温度的变化对天然气临界携液流量的影响很小。

2 油管尺寸大小对天然气携液能力的影响

气井中天然气携带液滴从井筒底部向井口运移的过程中，液滴受气体对其向上的拖拽力、向下的摩擦力、液滴自身向下的重力。在气井产量确定的条件下，油管的尺寸发生变化，天然气在井筒中的流速也随之发生变化，从而改变了气体对液滴向上的拖拽力以及向下的摩擦力。因此对于同一口气井，当油管尺寸发生变化时，井筒中天然气的携液能力也随之发生变化。

给井口温度取值20 ℃，油管内径分别取值7.6、8.7、10.1 cm，计算气井井口处临界携液流量并在同一图形中进行对比，计算结果如图4所示。

图4 同一井口温度不同油管尺寸临界携液流量

由图4可知，在井口温度和井口压力都相同的条件下，井筒内油管内径越大，天然气的临界携液流量就越大，也就是说随着管径尺寸的增加，井筒内气体的携液能力增强，进而改变气井的临界携液流量。

3 结 论

研究压力、温度及油管尺寸等对天然气临界携液流量的影响，分析后得出结论：

1）在井口压力、油管直径相同的条件下，井筒内天然气的临界携液流量随井口温度增大而增大，但增大的幅度并不明显，即井口温度对天然气携液能力的影响相对较小。

2）在井口温度、油管直径相同的条件下，井筒内天然气的临界携液流量随井口压力的增大而增大。

3）在井口温度、井口压力相同的条件下，井筒内天然气的临界携液流量随油管直径增大而增大。

[1] 杨川东．采气工程[M]．北京：石油工业出版社，2000.

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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-），陕西省渭南市人，助理工程师，硕士， 2019年毕业于西安石油大学油气田开发专业，研究方向：采油工艺技术。

TE377

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1004-0935（2021）06-0876-03