牛 似 成

(中石化華北油氣分公司石油工程技術研究院， 鄭州 450006)

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大牛地氣田水平井井眼軌道參數對攜液能力的影響

牛 似 成

(中石化華北油氣分公司石油工程技術研究院， 鄭州 450006)

針對大牛地氣田水平井攜液難度大、井內易積液等問題，建立了不同井眼軌道參數下的仿真模擬井眼軌道和受力模型，分析井眼軌道參數對水平井攜液能力的影響。研究表明，大井眼曲率及最終井斜角大于90°有利于井內攜液，雙增井眼軌道穩(wěn)斜段井斜角應盡量避開40°至 70°造斜段，等靶前距條件下加大穩(wěn)斜段長度有利于攜液。在DPH-19井與DP55S井實踐應用中，對井眼軌道參數進行適當優(yōu)化后，井內攜液能力有所提高。

水平井； 攜液； 軌道參數； 井眼曲率； 最終井斜角

大牛地氣田水平井開發(fā)中，普遍存在井內積液的現象。井內積液會導致井內氣層回壓增大，生產能力下降，嚴重時甚至會導致氣井停產。對于低壓氣井，井內積液的危害更為顯著。大牛地氣田是典型的低壓氣田，必須防范并解決井內積液的問題。目前，通常通過優(yōu)選合理產量、泡沫排水采氣等方法提高井內攜液量，減少積液。本次研究將通過攜液模型優(yōu)化井眼軌道參數，分析各參數對攜液能力的影響作用。

1　水平井攜液能力模型分析

按照攜液狀況可將水平井井眼軌道劃分為直井段、造斜段和水平段，各段臨界攜液流量的計算方法不同。下面建立各井段臨界攜液流量的計算模型。

1.1直井段臨界攜液計算模型

以Turner攜液模型[1]為依據對攜液系數進行修正，建立水平井直井段臨界攜液計算模型。

臨界流速計算模型：

(1)

臨界流量計算模型：

(2)

式中：vcr—— 直井段臨界流速，ms；

ρl—— 地層水密度，一般為1 074 kgm3；

ρh—— 某井深處的天然氣密度，kgm3；

p—— 某井深處的壓力，MPa；

a—— 攜液系數，a=0.558 3 lnp+3.172；

Z—— 氣體壓縮因子，無因次；

T—— 溫度，K；

S—— 某井段的油管內橫截面積，m2。

1.2造斜段臨界攜液計算模型

造斜段攜液為環(huán)霧流，以液滴和液膜攜液方式為主。在Turner模型基礎上考慮井斜角對攜液的影響，引入了Belfroid模型[3]。

臨界流速計算模型：

(3)

臨界流量計算模型：

(4)

式中：θ—— 井筒方向與水平方向的夾角，0°～90°。

假設井內斜井段壓力、溫度、氣體密度均勻變化，且氣液組分基本不發(fā)生變化(理想條件下)， 則以大牛地氣田斜井段垂深2 500～3 000 m、壓力15.33～16.00 MPa、溫度95～110 ℃和氣體密度1 074 kgm3為例，根據式(3)和式(4)計算不同井斜角下的臨界攜液流速和臨界攜液流量。圖1所示為造斜段臨界流速與臨界流量隨井斜角變化規(guī)律。

由圖1可看出，在理想條件下，臨界攜液流速和流量隨著井斜角的增大，先增大后減小，即造斜段存在一個臨界攜液流速和流量均較大的井段，該井段直接決定了造斜段攜液能力的大小。室內造斜段攜液實驗表明，40°至 70°造斜段攜液過程中易發(fā)生逆流，即該段攜液流量要求最高，直接決定了造斜段攜液能力的大小。另外將造斜段攜液流量上調為直井段1.2倍時，造斜段可連續(xù)攜液。由此得到造斜段臨界攜液計算模型。

圖1　造斜段臨界流速與臨界流量隨井斜角變化規(guī)律

臨界流速計算模型：

(5)

臨界流量計算模型：

(6)

1.3水平段臨界攜液計算模型

在計算攜液臨界流速、臨界流量時，水平段與直井段、造斜段的差別較大[9～11]。水平段臨界攜液計算模型如下：

臨界流速計算模型：

(7)

臨界流量計算模型：

(8)

模型實例計算結果顯示，造斜段的臨界流速、臨界流量高于直井段和水平段，水平井攜液的關鍵井段為40°至70°造斜段。

2　水平井軌道參數攜液能力影響分析

前文研究表明，水平井攜液的關鍵井段為40°至70°造斜段。在此結論的基礎上，針對大牛地氣田常用的“直 — 增 — 平”和“直 — 增 — 穩(wěn) — 增 — 平”水平井軌道，進行軌道參數攜液能力影響分析。

2.1井眼曲率攜液能力影響

建立不同井眼曲率下的單增、雙增井眼軌道，分析井眼曲率對水平井攜液能力的影響。不同井眼曲率下單增井眼軌道和雙增井眼軌道分別見圖2和圖3。

圖2　不同井眼曲率下單增井眼軌道

圖3　不同井眼曲率下雙增井眼軌道

由表1可明顯看出，隨著井眼曲率的增大，40°至70°造斜段長度縮短，有利于提高井內攜液能力。水平井井眼軌道設計過程中，應選擇大井眼曲率、短靶前距，以縮短造斜段長度，提高造斜段攜液能力。

表1　不同井眼曲率下單增、雙增軌道關鍵參數

為了驗證水平井井眼曲率對攜液能力的影響，對2012年投產的40口自噴水平井的靶前距與攜液狀況進行了統(tǒng)計(見表2)，這40口水平井均為單增井眼軌道。

隨著靶前距的加大(井眼曲率減小)，攜液效果好的井所占比例下降，即攜液效果變差；因此，減小靶前距、增大井眼曲率確實可以提高水平井的攜液效果。

表2　靶前距與攜液狀況

2.2最終井斜角攜液能力影響

建立造斜段環(huán)狀流液滴運移模型，并進行受力分析(見圖4)。

圖4　液滴沿井壁運動時受力分析

當最終井斜角大于90°時，液滴沿井壁運動下拖拽力和重力提供了液滴運動的動力，而阻力僅包括液滴與井筒的摩擦阻力和浮力沿井筒方向的分力；當最終井斜角小于90°時，液滴向上運動僅靠拖拽力和部分升力。由此判斷，最大井斜角大于90°時，液滴更容易沿井筒流動。

2.3穩(wěn)斜段井斜角及段長攜液能力影響

對于雙增井眼軌道(直 — 增 — 穩(wěn) — 增 — 平)，穩(wěn)斜段也是影響井內攜液能力的重要因素。建立等靶前距下不同穩(wěn)斜段長的井眼軌道，并對關鍵參數進行分析(見表3)。

表3　不同穩(wěn)斜段長井眼軌道關鍵參數

由表4可看出，等靶前距條件下，隨著穩(wěn)斜段長的增加，井眼曲率增大。40°至70°造斜段長增加，相應井內攜液要求提高。雙增井眼軌道應確保穩(wěn)斜段井斜角避開40°至70°范圍，并加長穩(wěn)斜段長。

3　實例數據分析

為驗證水平井井眼曲率、靶前距等軌道參數對攜液能力的影響，選擇2012年4口投產井DPH-19、DP55S、DPH-31、DPT-1數據(表4)進行驗證分析。

表4　DPH-19、DP55S、DPH-31、DPT-1井設計及實鉆數據

DPH-19井和DP55S井為導眼井，因此其鉆井周期較DPH-31井和DPT-1井更長。DPH-19、DP55S、DPH-31、DPT-1井均為單增軌道。DPH-19和DP55S井實鉆靶前距僅為300 m，實鉆平均井眼曲率為0.19°m。與DPH-31和DPT-1井相比，DPH-19和DP55S井的靶前距和井眼曲率更加有利于井內攜液。

通常判定井內攜液效果較好的標準是，油套壓力下降緩慢，且產氣量、產水量相對穩(wěn)定。根據實際生產數據繪制DPH-19、DP55S、DPH-31和DPT-1井生產曲線，如圖5、圖6和圖7所示。

DPH-19井與DP55S井的油壓下降較平緩，壓力下降幅度為0.05 MPad左右。DPT-1井和DPH-31井的油壓在投產10 d后即下降了4 ～ 5 MPa，這是因為井內存在的積液所致。DPT-1井和DP55S井的日產氣量、日產水量低于DPH-19井和DP55S井。DPH-19井和DP55S井的攜液效果優(yōu)于DPT-1井和DPH-31井。DPH-19井最初投產時的油套壓、日產水量和日產氣量變化較大。這是因為在初期投產過程中管路堵塞，降壓解堵引起油壓和產量的較大波動。

圖5　油壓隨時間變化關系曲線

圖6　日產氣量隨時間變化關系曲線

圖7　日產水量隨時間變化關系曲線

4　結　語

本次研究建立了井眼軌道直井段、造斜段和水平段模型，結合實際歷史數據分析大牛地氣田水平井井眼軌道參數對攜液效果的影響。大牛地氣田水平井井內攜液的關鍵井段是40°至 70°造斜段。 如果適當增大井眼曲率、減小靶前距，并使最終井斜角大于90°，則有利于井內攜液。對于雙增軌道，應確保穩(wěn)斜段井斜角避開40°至70°造斜段，并使穩(wěn)斜段加長。

靶前距較小而井眼曲率較大的DP55S井和DPH-19井，在生產狀態(tài)保持穩(wěn)定后其產氣量和產液量也趨穩(wěn)定，且壓力下降緩慢平穩(wěn)，井內攜液效果較好。

攜液能力是影響氣井水平井生產能力的重要因素，建議在以后的氣井水平井井眼軌道設計過程中加以考慮。

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TheStudyoftheInfluenceoftheHorizontalWellPathParametersontheLiquid-CarryingCapabilityinDaniudiGasField

NIU Sicheng

(Petroleum Engineering and Technology Research Institute of North China Branch,Sinopec,Zhengzhou450006,China)

Inordertoimprovetheliquid-carryingcapabilityandremoveliquidloading,thesimulationwellpathandforcemodelsarebuiltunderdifferentwellpathparameters,andthentheinfluenceofthewellpathparametersonliquid-carryingisanalyzed.Theresultsshowthattheliquid-carryingcapabilitycanbeimprovedwithbiggerboreholecurvatureandtheenddriftanglebeingabove90°,andthedriftangleofholdingsectionofdouble-buildingwellpathshouldavoid40°～70°.Besides,itisalsoprovedthattheliquid-carryingcapabilitycanbeimprovedbyprolongingthelengthofholdingsection.Theanalysisoffieldapplicationshowsthattheliquid-carryingcapabilityofwellDPH-19andDP55Sisgoodwithbiggerboreholecurvature,whichindicatesthattheliquid-carryingcapabilityofhorizontalwellscanbeimprovedwithoptimizedwellpathparameters.

horizontalwell;liquidcarrying;wellpathparameter;boreholecurvature;enddriftangle

2015-10-20

國家科技重大專項“特殊結構井鉆完井工藝技術”(2011ZX05045-03-01)

牛似成(1987 — )，男，山東沂水人，碩士，助理工程師，研究方向為鉆完井設計。

TE355

A

1673-1980(2016)04-0014-04