速度管排水采氣井筒壓降模型的評價及優(yōu)選

田云，王志彬，李穎川，白慧芳，李克智

（1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；3.中國石化華北分公司工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006）

速度管排水采氣井筒壓降模型的評價及優(yōu)選

田云1，王志彬2，李穎川2，白慧芳1，李克智3

（1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；3.中國石化華北分公司工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006）

準(zhǔn)確計算速度管中氣液兩相流壓力降，是速度管排水采氣工藝優(yōu)化設(shè)計、生產(chǎn)動態(tài)及排液效果分析的基礎(chǔ)。文中以O(shè)rville Gaither 1963年以天然氣/水作為實驗流動介質(zhì)，在管徑25.4，31.75 mm速度管中測試的單相液流、氣液兩相流的實驗數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，首先優(yōu)選了摩阻系數(shù)計算方法，其次對速度管中氣液兩相流的壓降模型進(jìn)行評價和優(yōu)選，最后利用大牛地3口水平井速度管流壓測試數(shù)據(jù)進(jìn)行了驗證。利用單相液流測壓數(shù)據(jù)進(jìn)行摩阻系數(shù)優(yōu)選表明，AGA方法計算結(jié)果與實際情況最吻合，誤差最?。▔航灯骄^對誤差為22.37%）；8個常用氣液兩相管流壓降模型評價表明，Gray模型準(zhǔn)確性最好，其次為Ansari模型。這為速度管排水采氣井優(yōu)選出了可靠的兩相流壓降計算模型，有助于提高工藝設(shè)計及排液效果診斷水平。

速度管；排水采氣；井筒；壓降；評價與優(yōu)選

對于低壓、低滲、低產(chǎn)及有水氣藏，在生產(chǎn)中后期，部分井甚至在生產(chǎn)初期，氣井產(chǎn)量就開始低于攜液臨界氣流量［1］，井筒逐漸積液，嚴(yán)重影響氣井的正常生產(chǎn)，部分氣井甚至?xí)霈F(xiàn)積液停產(chǎn)現(xiàn)象。為此，需通過降壓帶液、泡排、氣舉、優(yōu)選管柱（速度管）等排水采氣工藝措施，來維持氣井連續(xù)生產(chǎn)［2-3］。

速度管柱排水采氣工藝技術(shù)能較好地解決積液氣井存在的問題，目前，其研究主要是依據(jù)連續(xù)攜液理論進(jìn)行速度管柱尺寸的選擇及工藝效果評價,而對速度管內(nèi)的壓降和摩阻分布研究涉及較少。筆者利用Orville Gaither［4］1963年公開發(fā)表的實驗數(shù)據(jù)和大牛地3口典型井的測試數(shù)據(jù)，對速度管井筒壓降模型進(jìn)行了優(yōu)選和評價，這為速度管排水采氣井工藝優(yōu)化設(shè)計和速度管排液效果分析提供了必要的理論依據(jù)。

1 速度管排水采氣工藝概述

速度管排水采氣工藝，是將優(yōu)選的較小管徑油管（即速度管）作為生產(chǎn)管柱，安裝于井筒，進(jìn)而降低井筒臨界攜液流速，增大井筒中氣體的流速，減少氣液的滑脫損失，提高氣井帶液能力，以達(dá)到排除井底積液、維持氣井平穩(wěn)生產(chǎn)的目的［5］。速度管排水采氣技術(shù)，工藝可靠，可不壓井作業(yè)，減輕了對地層的傷害；一次性投入低，依靠氣井自身能量排水，節(jié)省了人力、物力。該工藝技術(shù)在四川、大牛地、長慶等氣田得到了廣泛的試驗和應(yīng)用，取得了較好的排水采氣效果，為改善低產(chǎn)低效井的開發(fā)效果提供了新的技術(shù)手段。隨著油氣田的不斷開發(fā)，低產(chǎn)氣井逐年增多，該技術(shù)應(yīng)用前景廣闊［6-7］。

速度管排水采氣工藝設(shè)計的理論基礎(chǔ)主要是連續(xù)攜液理論［8］，以及速度管氣液兩相管流壓降計算模型。對于產(chǎn)氣量較高、氣液比較高、井筒流型為環(huán)狀流的氣井，可對比不同管柱尺寸的連續(xù)攜液氣流量與氣井產(chǎn)氣量的關(guān)系，優(yōu)化管柱尺寸及下深；但對于產(chǎn)氣量較低、氣液比較低、井筒流型為段塞流的氣井，若安裝速度管后仍不能連續(xù)攜液，則可對比分析井筒的滑脫損失、摩擦壓降及總壓降，以確定合理的速度管尺寸：這就需要正確選取氣液兩相管流壓降模型，以提高速度管設(shè)計的準(zhǔn)確性和可靠性。同時，速度管氣液兩相壓降計算模型，也是速度管排水采氣井動態(tài)分析、井筒積液量計算及排液效果診斷的理論基礎(chǔ)［9-10］。

2 摩阻系數(shù)計算方法優(yōu)選

速度管內(nèi)氣液混合物流速較高，摩阻壓降較大。準(zhǔn)確計算摩阻壓降是計算速度管總壓降的重要方面［11］，而摩阻系數(shù)是計算摩阻壓降的重要參數(shù)，其計算的準(zhǔn)確性直接決定了摩阻壓降計算的準(zhǔn)確性；因此，有必要對多相管流的摩阻系數(shù)進(jìn)行分析。

研究表明，氣液兩相管流摩阻壓降可采用單相氣流或單相液流的摩阻系數(shù)進(jìn)行近似計算［12］。Weymouth 1912年從生產(chǎn)實踐中歸納出計算井筒摩阻壓降的純經(jīng)驗公式。Moody 1944年發(fā)表了各種自然粗糙管道的摩阻系數(shù)圖版，被公認(rèn)為單相流體沿程摩阻系數(shù)的基準(zhǔn)圖版，被廣泛應(yīng)用［13］。Panhandle認(rèn)為，摩阻系數(shù)λ是雷諾數(shù)Re的函數(shù)，理論上只適用于水力光滑區(qū)（這是由于美國的管子很光滑（取粗糙度k=0.020 mm））。之后，Panhandle提出了可用于雷諾數(shù)較大的阻力平方區(qū)，即 Panhandle B式。美國燃?xì)鈪f(xié)會（American Gas Association，簡稱AGA）認(rèn)為：在紊流流速較低（不完全紊流）時，摩阻系數(shù)λ只與雷諾數(shù)Re有關(guān)；在紊流流速較高（完全紊流）時，摩阻系數(shù)只是相對粗糙度的函數(shù)。

1963年Orville Gaither利用天然氣作為流動介質(zhì)，對單相氣體在速度管中的流動規(guī)律進(jìn)行了研究。實驗測試的數(shù)據(jù)如下：氣流量1.37×104～5.31×104m3/d；天然氣相對密度0.62；平均溫度15～23℃；油管尺寸25.40，31.75 mm；井口壓力0.59～4.54 MPa；井底壓力1.52～5.55 MPa；壓降0.29～4.30 MPa；實驗組數(shù)為25（管徑25.40 mm）+27（管徑31.75 mm）。

粗糙度取0.032 mm，利用Moody，Panhandle A，Panhandle B，AGA，Weymouth摩阻系數(shù)計算方法計算了單相氣體在油管和環(huán)空中的流動壓力降，并與測試值進(jìn)行了對比（見圖1）。

圖1 不同方法下的壓降計算值與單相氣流測試壓降對比

不同摩阻系數(shù)計算方法計算的井筒壓降與測試壓降的誤差統(tǒng)計如表1所示。從表1可知，利用AGA方法計算的壓降誤差相對較小。

表1 單相氣體壓降計算誤差統(tǒng)計 %

3 兩相流井筒壓降計算

Orville Gaither1963年利用天然氣和地層水作為流動介質(zhì)，對氣液兩相流體在速度管中的流動規(guī)律進(jìn)行了研究。

實驗測試的數(shù)據(jù)參數(shù)范圍如表2所示。

表2 氣液兩相流動實驗參數(shù)范圍

利用文獻(xiàn)中的實驗數(shù)據(jù)，將粗糙度取為0.032 mm，選取AGA方法計算摩阻系數(shù)，各兩相管流模型計算的壓降與測試值對比如圖2所示。

圖2 兩相管流模型計算壓力降與測試值對比

表3為各模型預(yù)測壓降與實測壓降對比得到的壓降平均誤差、壓降平均絕對誤差和壓降標(biāo)準(zhǔn)差。其中：壓降平均誤差表示模型的整體偏差，平均絕對誤差表示平均誤差的大小，標(biāo)準(zhǔn)差表示模型計算結(jié)果的離散程度［14-15］。從表3可知，Gray模型的各項誤差最小，在各模型中性能最佳；從平均相對誤差和標(biāo)準(zhǔn)差可知，Gray模型的對中性和離散程度均最好。計算壓降平均誤差相對較小的兩相管流模型依次是 Gray模型、Ansari模型、No-Slip模型。

表3 油管內(nèi)流動壓降誤差統(tǒng)計 %

4 實例分析與驗證

以大牛地幾口典型的水平井為例。在3口水平井安裝速度管后進(jìn)行了流壓測試，其基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表4。

表4 水平井速度管流壓測試基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

將壓力計下放點置于造斜點附近，完成水平井垂直段的流壓測試。利用流壓測試數(shù)據(jù)對兩相管流模型再次進(jìn)行了評價，測試壓降與計算值對比見表5。

表5 水平井速度管測試壓降與模型計算壓降對比 MPa

壓降誤差統(tǒng)計見表6。

表6 水平井速度管流動壓降誤差統(tǒng)計 %

本文主要以壓降平均絕對誤差為依據(jù)，并參考其他誤差，比較各壓降模型的準(zhǔn)確性。

從表5和表6可知：Gray模型壓降平均絕對誤差為13.70%，標(biāo)準(zhǔn)差為4.80%，是參與比較的模型中最佳的；其次為Hagedorn-Brown模型和Ansari模型。而常規(guī)管柱氣水兩相流壓降模型的評價結(jié)果表明，Hagedorn-Brown模型計算的誤差最小。這是由于該模型是唯一根據(jù)現(xiàn)場試驗井?dāng)?shù)據(jù)推導(dǎo)而來，對于產(chǎn)水氣井條件，它明顯優(yōu)于其他基于實驗數(shù)據(jù)的經(jīng)驗方法［16］。

由此可見，速度管兩相流壓降模型評價結(jié)果與常規(guī)管柱模型評價結(jié)果存在一定的差異。出現(xiàn)這種差異的原因在于：在相同流量的情況下，速度管中氣液混合物流速比常規(guī)尺寸管柱流速高，流型也有一定的差異，井筒的滑脫損失程度有一定差異；加之小管徑流動時的實驗數(shù)據(jù)量相對較少，以上幾種經(jīng)驗?zāi)Ｐ褪腔诖蠊苤鶜庖簝上嗔鲃拥膶嶒灁?shù)據(jù)建立起來的，未充分考慮管徑的影響，因而導(dǎo)致對速度管氣液兩相流壓降計算不準(zhǔn)，誤差較大。

為此，綜合考慮Orville Gaither的實驗數(shù)據(jù)和大牛地速度管的流壓測試數(shù)據(jù)，以及各氣液兩相管流模型的評價結(jié)果，應(yīng)首選Gray模型對大牛地氣田速度管井筒壓力分布進(jìn)行計算，其次選用Ansari模型。

5 結(jié)論

1）速度管中氣液混合物流速較高，摩阻壓降較大，準(zhǔn)確選取摩阻系數(shù)計算方法是進(jìn)行速度管壓降計算的基礎(chǔ)。利用單相液流測壓數(shù)據(jù)進(jìn)行摩阻系數(shù)優(yōu)選表明，AGA方法計算結(jié)果與實際情況最吻合，誤差最小。

2）根據(jù)1963年Orville Gaither的實驗數(shù)據(jù)和大牛地速度管的流壓測試數(shù)據(jù)，對8個常用氣液兩相管流壓降模型評價。結(jié)果表明，速度管排水采氣時，宜首選Gray模型，其次為Ansari模型進(jìn)行流壓計算。

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（編輯 李宗華）

Evaluation and optimization of wellbore pressure drop model for drainage and gas recovery by velocity string

Tian Yun1,Wang Zhibin2,Li Yingchuan2,Bai Huifang1,Li Kezhi3
(1.School of Petroleum and Gas Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China; 2.State key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500, China;3.Research Institute of Engineering and Technology,Huabei Company,SINOPEC,Zhengzhou 450006,China)

Accurately calculating the pressure drop of two-phase flow in velocity string is the basis of optimizing design for drainage and gas recovery and analyzing production performance and drainage effect.In this paper,experiment data are from Orville Gather (1963)who carried out a single-phase and two-phase experiment in 25.4 and 31.75 mm velocity strings using natural gas/water as experimental medium.Firstly,the calculation method of friction factor is optimized.Secondly,the pressure drop of two-phase flow is evaluated and optimized.Finally,the optimum pressure drop of two-phase flow is verified by production data of three typical horizontal wells in Daniudi Gas Field after installing velocity string.Using the measured pressure data of pure liquid flow to optimize friction coefficient shows that the calculation of AGA method is the most consistent with actual results,whose error is the least（the average absolute error of pressure drop is 22.37%）.The evaluation of eight frequently-used two-phase flow pressure models shows that the priority selection to calculating wellbore pressure drop is Gray model and the second is Ansari model.This study can optimize a dependable calculation model of two-phase flow pressure drop for drainage and gas recovery by velocity strings and help to improve the technology design and the diagnosis level of drainage effect.

velocity string;drainage and gas recovery;wellbore;pressure drop;evaluation and optimization

國家科技重大專項課題“大牛地致密低滲氣田特殊結(jié)構(gòu)井滲流機(jī)理與采氣工藝研究”（2011ZX05045-05-01）

TE375

：A

10.6056/dkyqt201501029

2014-09-15；改回日期：2014-11-21。

田云，女，1989年生，在讀碩士研究生，研究方向為采油采氣理論與工程技術(shù)。E-mai：swputy@163.com。

田云，王志彬，李穎川，等.速度管排水采氣井筒壓降模型的評價及優(yōu)選［J］.斷塊油氣田，2015，22（1）：130-133.

Tian Yun，Wang Zhibin，Li Yingchuan，et al.Evaluation and optimization of wellbore pressure drop model for drainage and gas recovery by velocity string［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（1）：130-133.