海上定向气井临界流量预测方法

于继飞，管虹翔，顾纯巍，齐 桃，李伟超

(1.中海油研究总院，北京 100027;2.中海油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

海上定向气井临界流量预测方法

于继飞1，管虹翔1，顾纯巍2，齐 桃1，李伟超1

(1.中海油研究总院，北京 100027;2.中海油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

目前广泛应用的天然气井临界流量计算模型均建立在直井基础之上，没考虑井斜角对气体携液的影响，但海上天然气井大多为定向井和水平井，现有模型不能准确预测海上气井是否积液。研究认为，液滴在斜井运动过程中会与管壁发生碰撞，碰撞后液滴呈“半球形”，并最终沿管壁滑动。同时根据海上天然气井的特点，以Turner模型为基础，考虑井斜角的影响，对Turner模型进行了修正，提出了海上气井携液临界流量预测的模型，并推导出了快速修正系数。

天然气;大斜度井;携液临界流量;修正系数

1 研究意义

气井一旦产水，若没有足够的能量将水连续带出井筒，最终在井底会形成积液将气井压死，因此避免气井积液发生的关键是保证天然气有足够的速度将地层产生的游离水或天然气中产生的凝析液携带到地面［1］。海上气田往往采用定向井甚至水平井进行开发，一旦发生积液现象造成气井停产，修井成本极高，对产量影响非常大。因此，在气藏开发的前期研究设计阶段，确定合理的气藏配产非常重要，对于已经投产的气井来讲，根据气井的携液能力判断什么时间采取合理的措施避免气井积液也是至关重要的［2］。

目前国内外携液模型均以直井为研究对象，忽略了定向井井斜对排液的影响［3－4］，杨文明在传统气井携液模型的基础上考虑了井斜角对液滴受力的影响［5］，但其假设前提仍然为液滴沿井筒运动，与油管管壁不发生碰撞，这在定向井的实际生产过程中是不合理的。为便于科学地指导生产，建立了海上气井携液临界流量预测模型。

2 临界速度和临界流量模型

2.1 液滴在油管内的运动过程

液滴在油管内的受力如图1所示，在运动过程中液滴主要受到3个力:天然气对其施加的拽力F、浮力Fr与重力Fg。在直井中拽力与浮力共同作用克服液滴的重力使液滴沿井筒方向前进。但在定向井中，由于拽力沿井筒方向，与浮力、重力的方向存在夹角，这3个力无法使液滴保持平衡，平衡被打破瞬间液滴不是沿井筒方向移动，而是向油管管壁运动，直至贴近管壁发生滑动。

图1 油管内液滴运动过程

2.2 模型的建立

从图1可以看出，当液滴与油管管壁接触后，由于球形液滴受各个方向气体的压力(管壁方向除外)，使得液滴无法保持1个完整的球形，而是液滴紧紧贴在油管管壁上，保持着近似“半球形”的形状［6］。此时液滴将受到天然气对其施加的拽力、浮力、重力、管壁的支撑力N和管壁的摩擦力f。当达到临界状态时，液滴前进的动力与阻力达到平衡，即:

式中:uc为气井临界流速，m/s;V为液滴体积，m3;ρl、ρg分别为液体和气体密度，kg/m3;S 为液滴的垂直投影面积，m2;CD为拽力系数［7－8］，为雷诺数的函数，球型牛顿流体(1 000＜Re＜200 000)取0.44［9］。

Turner认为只要气井中最大直径的液滴不滑落，气井积液就不会发生。液体的最大直径由韦伯数决定［10］，当韦伯数超过30后，气流的惯性力和液滴表面张力间的平衡被打破，液滴会破碎。因此最大液滴直径由下面表达式决定:

式中:σ为气液表面张力，N/m。

液滴所受油管管壁摩擦力遵循牛顿内摩擦定律，在管壁处流体拥有最大切应力为:

式中:τ为管壁处流体切应力，Pa;Δp为液体流经长度为l的管道压力损失，Pa;r为管道半径，m;Re为液体雷诺数。

将公式(8)化简，可得管壁处液体最大切应力，则液滴所受摩擦力为:

将公式(3)、(4)、(5)、(6)、(9)代入公式(1)可得携带最大液滴的最小气体流速为:

其中，C为修正系数，括号内为Turner公式计算结果。

2.3 井斜角与修正系数

从式(12)可以看出，修正系数由井斜角、拽力系数与雷诺数决定。表1为雷诺数与井斜角对修正系数的影响。可以看出，雷诺数对修正系数影响不大，随着井斜的增加，修正系数逐渐减小，与之相对应的携液临界流速与流量也相应降低，气井的携液能力随之增强。

3 应用实例

以海上某油田的S井为例:S井井斜角为60°，2010年因积液问题关井，通过分析现场的生产数据，发生积液时的临界产气量为10×104m3/d。表2为临界流量计算对比结果。其中，应用Turner模型模拟计算出的结果为13×104m3/d，李闵模型计算结果为5.9×104m3/d，而应用本文方法计算的结果为10.8×104m3/d。可见，应用本文方法计算结果更为接近实际，可以较好的指导生产。

表2 临界流量计算结果对比

4 结论

(1)针对定向气井的特点，分析了液滴在斜井中的受力情况，认为液滴最终呈“半球形”沿井壁滑动。

(2)考虑井斜角的影响，对Turner模型进行了修正，并给出了井斜修正系数的速查表，实际使用过程中可以根据本文提供的速查表进行快速修正。

［1］刘广峰，何顺利，顾岱鸿.气井连续携液临界产量的计算方法［J］.天然气工业，2006，26(10):114－116.

［2］康成瑞，徐斌，李兴.天然气井井筒积液预测方法解析［J］.新疆石油天然气，2009，5(2):74 －76.

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［6］王毅忠，刘庆文.计算气井最小携液临界流量的新方法［J］.大庆石油地质与开发，2007，26(6):82－84.

［7］姚玉英.化工原理［M］.天津:天津大学出版社，1999:139－141.

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［9］向耀权，辛松，何信海，等.气井临界携液流量计算模型的方法综述［J］.中国石油和化工，2009，16(9):55－58.

［10］李士伦.天然气工程［M］.北京:石油工业出版社，2000:253－263.

Prediction of critical flow rate for offshore directional gas wells

YU Ji－ fei1，GUAN Hong － xiang1，GU Chun– wei2，QI Tao1，LI Wei－ chao1
(1．CNOOC Research Institute，Beijing 100027，China;2．Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd，Zhanjiang，Guangdong 524057，China)

The existing models for calculating critical flow rate of natural gas wells were based on vertical wells without considering the effects of deviation angles on gas carrying fluids and they could not accurately predict whether liquid loading exists in offshore gas wells because these wells are mostly directional or horizontal wells．The study results indicate that fluid drops will collide with the tubing wall during the movement and slide along the tubing wall in the shape of“semisphere”after the collision in deviated wells．Based on the characteristics of offshore gas wells and the Turner model and considering the effects of deviation angles，the Turner model was modified to a new model for predicting the critical flow rate of offshore natural gas wells carrying fluids and the quick modification coefficients were derived．

natural gas;highly deviated well;liquid carrying critical flow rate;correction factor

TE319

A

1006－6535(2011)06－0117－03

20110418;改回日期20110920

国家重大专项“南海深水油气勘探开发示范工程”的部分研究成果(2008ZX05056－002)

于继飞(1982－)，男，工程师，2007年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业，现从事油气田开发方面的生产科研工作。

编辑 王 昱