大牛地气田水平井井眼轨道参数对携液能力的影响

牛 似 成

(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院， 郑州 450006)



大牛地气田水平井井眼轨道参数对携液能力的影响

牛 似 成

(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院， 郑州 450006)

针对大牛地气田水平井携液难度大、井内易积液等问题，建立了不同井眼轨道参数下的仿真模拟井眼轨道和受力模型，分析井眼轨道参数对水平井携液能力的影响。研究表明，大井眼曲率及最终井斜角大于90°有利于井内携液，双增井眼轨道稳斜段井斜角应尽量避开40°至 70°造斜段，等靶前距条件下加大稳斜段长度有利于携液。在DPH-19井与DP55S井实践应用中，对井眼轨道参数进行适当优化后，井内携液能力有所提高。

水平井； 携液； 轨道参数； 井眼曲率； 最终井斜角

大牛地气田水平井开发中，普遍存在井内积液的现象。井内积液会导致井内气层回压增大，生产能力下降，严重时甚至会导致气井停产。对于低压气井，井内积液的危害更为显著。大牛地气田是典型的低压气田，必须防范并解决井内积液的问题。目前，通常通过优选合理产量、泡沫排水采气等方法提高井内携液量，减少积液。本次研究将通过携液模型优化井眼轨道参数，分析各参数对携液能力的影响作用。

1　水平井携液能力模型分析

按照携液状况可将水平井井眼轨道划分为直井段、造斜段和水平段，各段临界携液流量的计算方法不同。下面建立各井段临界携液流量的计算模型。

1.1直井段临界携液计算模型

以Turner携液模型[1]为依据对携液系数进行修正，建立水平井直井段临界携液计算模型。

临界流速计算模型：

(1)

临界流量计算模型：

(2)

式中：vcr—— 直井段临界流速，ms；

ρl—— 地层水密度，一般为1 074 kgm3；

ρh—— 某井深处的天然气密度，kgm3；

p—— 某井深处的压力，MPa；

a—— 携液系数，a=0.558 3 lnp+3.172；

Z—— 气体压缩因子，无因次；

T—— 温度，K；

S—— 某井段的油管内横截面积，m2。

1.2造斜段临界携液计算模型

造斜段携液为环雾流，以液滴和液膜携液方式为主。在Turner模型基础上考虑井斜角对携液的影响，引入了Belfroid模型[3]。

临界流速计算模型：

(3)

临界流量计算模型：

(4)

式中：θ—— 井筒方向与水平方向的夹角，0°～90°。

假设井内斜井段压力、温度、气体密度均匀变化，且气液组分基本不发生变化(理想条件下)， 则以大牛地气田斜井段垂深2 500～3 000 m、压力15.33～16.00 MPa、温度95～110 ℃和气体密度1 074 kgm3为例，根据式(3)和式(4)计算不同井斜角下的临界携液流速和临界携液流量。图1所示为造斜段临界流速与临界流量随井斜角变化规律。

由图1可看出，在理想条件下，临界携液流速和流量随着井斜角的增大，先增大后减小，即造斜段存在一个临界携液流速和流量均较大的井段，该井段直接决定了造斜段携液能力的大小。室内造斜段携液实验表明，40°至 70°造斜段携液过程中易发生逆流，即该段携液流量要求最高，直接决定了造斜段携液能力的大小。另外将造斜段携液流量上调为直井段1.2倍时，造斜段可连续携液。由此得到造斜段临界携液计算模型。

图1　造斜段临界流速与临界流量随井斜角变化规律

临界流速计算模型：

(5)

临界流量计算模型：

(6)

1.3水平段临界携液计算模型

在计算携液临界流速、临界流量时，水平段与直井段、造斜段的差别较大[9～11]。水平段临界携液计算模型如下：

临界流速计算模型：

(7)

临界流量计算模型：

(8)

模型实例计算结果显示，造斜段的临界流速、临界流量高于直井段和水平段，水平井携液的关键井段为40°至70°造斜段。

2　水平井轨道参数携液能力影响分析

前文研究表明，水平井携液的关键井段为40°至70°造斜段。在此结论的基础上，针对大牛地气田常用的“直 — 增 — 平”和“直 — 增 — 稳 — 增 — 平”水平井轨道，进行轨道参数携液能力影响分析。

2.1井眼曲率携液能力影响

建立不同井眼曲率下的单增、双增井眼轨道，分析井眼曲率对水平井携液能力的影响。不同井眼曲率下单增井眼轨道和双增井眼轨道分别见图2和图3。

图2　不同井眼曲率下单增井眼轨道

图3　不同井眼曲率下双增井眼轨道

由表1可明显看出，随着井眼曲率的增大，40°至70°造斜段长度缩短，有利于提高井内携液能力。水平井井眼轨道设计过程中，应选择大井眼曲率、短靶前距，以缩短造斜段长度，提高造斜段携液能力。

表1　不同井眼曲率下单增、双增轨道关键参数

为了验证水平井井眼曲率对携液能力的影响，对2012年投产的40口自喷水平井的靶前距与携液状况进行了统计(见表2)，这40口水平井均为单增井眼轨道。

随着靶前距的加大(井眼曲率减小)，携液效果好的井所占比例下降，即携液效果变差；因此，减小靶前距、增大井眼曲率确实可以提高水平井的携液效果。

表2　靶前距与携液状况

2.2最终井斜角携液能力影响

建立造斜段环状流液滴运移模型，并进行受力分析(见图4)。

图4　液滴沿井壁运动时受力分析

当最终井斜角大于90°时，液滴沿井壁运动下拖拽力和重力提供了液滴运动的动力，而阻力仅包括液滴与井筒的摩擦阻力和浮力沿井筒方向的分力；当最终井斜角小于90°时，液滴向上运动仅靠拖拽力和部分升力。由此判断，最大井斜角大于90°时，液滴更容易沿井筒流动。

2.3稳斜段井斜角及段长携液能力影响

对于双增井眼轨道(直 — 增 — 稳 — 增 — 平)，稳斜段也是影响井内携液能力的重要因素。建立等靶前距下不同稳斜段长的井眼轨道，并对关键参数进行分析(见表3)。

表3　不同稳斜段长井眼轨道关键参数

由表4可看出，等靶前距条件下，随着稳斜段长的增加，井眼曲率增大。40°至70°造斜段长增加，相应井内携液要求提高。双增井眼轨道应确保稳斜段井斜角避开40°至70°范围，并加长稳斜段长。

3　实例数据分析

为验证水平井井眼曲率、靶前距等轨道参数对携液能力的影响，选择2012年4口投产井DPH-19、DP55S、DPH-31、DPT-1数据(表4)进行验证分析。

表4　DPH-19、DP55S、DPH-31、DPT-1井设计及实钻数据

DPH-19井和DP55S井为导眼井，因此其钻井周期较DPH-31井和DPT-1井更长。DPH-19、DP55S、DPH-31、DPT-1井均为单增轨道。DPH-19和DP55S井实钻靶前距仅为300 m，实钻平均井眼曲率为0.19°m。与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内携液。

通常判定井内携液效果较好的标准是，油套压力下降缓慢，且产气量、产水量相对稳定。根据实际生产数据绘制DPH-19、DP55S、DPH-31和DPT-1井生产曲线，如图5、图6和图7所示。

DPH-19井与DP55S井的油压下降较平缓，压力下降幅度为0.05 MPad左右。DPT-1井和DPH-31井的油压在投产10 d后即下降了4 ～ 5 MPa，这是因为井内存在的积液所致。DPT-1井和DP55S井的日产气量、日产水量低于DPH-19井和DP55S井。DPH-19井和DP55S井的携液效果优于DPT-1井和DPH-31井。DPH-19井最初投产时的油套压、日产水量和日产气量变化较大。这是因为在初期投产过程中管路堵塞，降压解堵引起油压和产量的较大波动。

图5　油压随时间变化关系曲线

图6　日产气量随时间变化关系曲线

图7　日产水量随时间变化关系曲线

4　结　语

本次研究建立了井眼轨道直井段、造斜段和水平段模型，结合实际历史数据分析大牛地气田水平井井眼轨道参数对携液效果的影响。大牛地气田水平井井内携液的关键井段是40°至 70°造斜段。 如果适当增大井眼曲率、减小靶前距，并使最终井斜角大于90°，则有利于井内携液。对于双增轨道，应确保稳斜段井斜角避开40°至70°造斜段，并使稳斜段加长。

靶前距较小而井眼曲率较大的DP55S井和DPH-19井，在生产状态保持稳定后其产气量和产液量也趋稳定，且压力下降缓慢平稳，井内携液效果较好。

携液能力是影响气井水平井生产能力的重要因素，建议在以后的气井水平井井眼轨道设计过程中加以考虑。

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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

国家科技重大专项“特殊结构井钻完井工艺技术”(2011ZX05045-03-01)

牛似成(1987 — )，男，山东沂水人，硕士，助理工程师，研究方向为钻完井设计。

TE355

A

1673-1980(2016)04-0014-04