泡排工艺临界点分析及现场试验_李宝昌

5min 后泡沫密度 （kg／m3）
A
40
85
140
B
38
90
115
C
42
80
110
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 0.235 8×104 m3／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 0.129 1× 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 0.352 8×104m3 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）。





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（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 ，
&
&'()* +,
（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 ，
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。
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
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
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：yangyi79234@126.com。
28 /Natural Gas Technology
总第 14 期
天然气技术·勘探与开发
2009 年
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。
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。
2009 年 第 3 卷·第 2 期
文章编号：1673-9035（2009）02-0028-03
天然气技术
Natural Gas Technology
Vol.3，No.2
Apr.2009
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）
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：

[ ]


（1）
临界流量：
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2ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ2 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。
关键词 低压气井 泡沫排水 Tuener 改进 模型 临界携液
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。
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 60 000 ppm，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）。
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
表面张力 泡沫初始密度 （mN／m） （kg／m3）
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
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
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：
MPa；γg为天然气相对密度；H 为井深，m；为井
筒 内 平 均 压 缩 系 数 ； 为 井 筒 内 平 均 温 度 ， K；
( )





；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
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：


（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。
mN／m。资料缺乏时，以下数据供参考：对水，σw= 60 mN／m；对凝析油，σo=20 mN／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
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-pw）f ]
（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
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／ 29
第3卷
李宝昌，等：泡排工艺临界点分析及现场试验
第2期
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。
艺技术优化研究［J］. 天然气工业，2004，24（增刊 B）： 93-95.
（编辑：蒋龙）
30 /Natural Gas Technology
may reduce pore loss; (4) the main reservoir spaces in Penglaizhen Formation, such as intergrannular dissolution pore, intragrannular dissolution pore and mould pore, are formed by acid dissolution from overlying source bed; and (5) the Upper Jurassic Penglaizhen Formation is featured by low-porosity and low-permeability (type I reservoir), extra low-porosity and extra low-permeability (type II reservoir) and partly poor developed (type III reservoir), additionally, natural gas in the formation is mainly produced from type I-type II reservoirs. KEY WORDS: Sumatou Structure, Penglaizhen Formation, diagensis, reservoir characteristics, reservoir evaluation
表 2 川孝某井两种产量下泡排结果对比表
泡排日期
油压（MPa） 套压（MPa）
泡排前 0.43
0.85
2008-01-29 泡排后 0.43
0.83
日产气量 （104m3） 0.129 1
0.113 8
泡排前 0.43
0.85
0.352 8
2008-02-18 泡排后 0.52
0.75
0.373 5
（1010m3）
（MPa）
1.0 0.8 0.6 0.4 0.2
0 2.0
1.5
1.0
0.5
0 2008-01-012008-01-21 2008-02-10 2008-03-01 2008-03-21 2008-04-10 2008-03-30
图 1 川孝某井生产曲线图
3.2 最小携泡流量计算及验证