页岩气井连续油管采气管柱优化设计

曹孟京,吴晓东,安永生,李鹏

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院教育部重点实验室,北京 102249;2.胜利油田鲁胜石油开发有限公司,山东 东营 257000)

0 引言

连续油管以可带压作业、起下速度快、施工时效性高和安全性高等特点,在钻井、压裂、传输射孔、冲砂解堵和井下打捞等油气井作业中得到了广泛的应用[1].当前,页岩气藏的开发和页岩气井的产能模型是研究热点,而针对连续油管在页岩气井中的压后压裂液返排和后期积液排采中的应用研究较少[2-3].张宏录等[4]针对单一排采工艺的不足,提出了一种页岩气井同心双管排采新工艺,以满足不同产液时期的气井排采要求.王伟佳等[5]针对连续油管应用存在的问题,提出了适合国内页岩气开发的连续油管铺助压裂试气集成技术.阎洪涛[6]研制了涪陵页岩气田连续油管完井管柱,并进行了现场应用,验证了连续油管在涪陵页岩气田实施的可行性.曹明等[7]分析了连续油管作业技术在页岩气井中的应用,重点优化了一套连续油管钻除桥塞及带压清理井筒的技术.韩慧芬等[8]分析总结了页岩气井压后返排的特征,并针对返排技术提出了5个方面的探索研究.黄灿[9]根据焦石坝页岩气井压力测试数据,对Orkiszewshi方法进行了修正,建立了页岩气井垂直管流压降计算新模型.

当前,页岩气井连续油管采气管柱的研究主要存在2个问题:一是未针对不同类型页岩气井开展连续油管的技术分析,二是尚未对作为采气管柱的连续油管进行优化设计.考虑以上原因,基于页岩气井分类和产能模型,采用节点分析方法,从协调产量、携液要求和冲蚀要求等3个方面对连续油管尺寸进行优化设计,以满足页岩气井安全生产和携液的需求.

1 页岩气井节点分析方法

气井节点分析是将流入和流出动态特性综合在一起进行分析的一种方法,通过计算节点处流入曲线和流出曲线,确定气井的合理产量[10-11].

1.1 页岩气井分类

针对页岩气井的生产差异性,参考涪陵页岩气田气井的产能测试结果和配产方案[12-14],根据页岩气井的无阻流量、测试产量及实际产量,将气井分为低产井、中产井和高产井3类(见表1).

表1 页岩气井分类 104m3.d-1

1.2 节点流入方程和流出方程

结合页岩气井试气结果,分别确定3种类型页岩气井的二项式地层稳定渗流方程[15]:

式中:pr为地层压力,MPa;pwf为井底流动压力,MPa;α,β分别为层流项系数和紊流项系数(可由页岩气井试气结果拟合得到),MPa2.(104m3/d)-2;qg为产气量,104m3/d.

本文采用黄灿对Orkiszewski方法的修正模型作为节点分析的流出方程,计算页岩气井连续油管采气管柱的井筒压降损失.

1.3 临界携液流量方程和冲蚀流量方程

气井积液是页岩气井生产过程中不容忽视的问题.当气井产气量小于临界携液流量时,气井产生积液,影响气井的正常生产.特别是在生产后期,气井产气量较小,极易发生积液现象.临界携液流量模型可用来预测气井井筒积液.Turner[16]提出了经典的液体模型,并推导了Turner公式,得到了广泛的应用.李闽[17]推导了椭球型液滴模型,被广泛应用于国内气井积液预测.由于Turner公式计算的临界携液流量更大,用于积液预测更为保险[18],因此本文采用经典的Turner公式计算页岩气井临界携液流量:

临界携液流速为

式中:qsc为标准状态下的临界携液流量,104m3/d;p为压力,MPa;ucr为临界携液流速,m/s;A为连续油管截面积,m2;Z为气体偏差系数;T为温度,K;σ为界面张力,N/m;ρL为液体密度,kg/m3;ρg为气体密度,kg/m3.

在气井生产中,高速气体在油管中流动,会对管壁产生冲蚀磨损,影响管柱使用期限和气井安全生产.发生明显冲蚀作用时的临界流量为冲蚀流量,为保证气井的安全生产,产气量应小于冲蚀流量.

根据APIRP14E推荐公式计算冲蚀流量[19-20]:

式中:qe为冲蚀流量,104m3/d;C为经验系数(与气体组分及夹带固体颗粒有关);d为连续油管直径,m;γg为气体相对密度.

本文参考涪陵页岩气井相关参数计算(见表2).

表2 基础参数数据

2 连续油管优化设计

2.1 最大产气量

以页岩气井的井底为节点,根据流入动态方程确定流入曲线,根据流出方程计算不同连续油管尺寸下的流出曲线.2条曲线的交点为一定油管尺寸、井口压力和地层压力条件下的合理产气量,即在该压力条件下连续油管满足的气井最大产气量.

由图1可知:井口压力越大,最大产气量越小;连续油管尺寸越大,气井最大产气量越大.

结合高产井的产量特点,直径为44.5 mm的油管不能满足高产井的生产要求,满足生产要求的连续油管直径分别为50.8,60.3,73.0,88.9 mm.低产井和中产井的产气量相对较小,5种连续油管都满足其生产要求,即低产井和中产井满足生产要求的连续油管直径分别为44.5,50.8,60.3,73.0,88.9 mm.

图1 不同连续油管尺寸的最大产气量

2.2 压力损失

气井在连续油管自井底向井口流动的过程中,会产生压力损失.针对3类页岩气井,分别计算不同连续油管尺寸、不同产气量时的井口压力,分析页岩气井生产时的油管压力损失.3种类型气井的井口压力与连续油管尺寸、产气量的关系如图2所示.

由图2可以看出:连续油管尺寸一定时,产气量越高,油管压力损失越大,井口压力越小;气井产气量一定时,连续油管尺寸越小,油管压力损失越大,井口压力越小.同时,相比于低产井和中产井,随产气量的增加和连续油管尺寸的减小,高产井的井口压力减小幅度更大.

图2 不同连续油管尺寸的井口压力

根据井口压力计算结果,满足低产井和中产井生产要求的连续油管直径为44.5,50.8,60.3,73.0,88.9 mm.满足高产井生产要求的连续油管直径分别为60.3,73.0,88.9 mm.

2.3 油管携液和冲蚀分析

由临界携液流量和冲蚀流量计算公式可知,连续油管尺寸直接影响着连续油管的携液能力和抗气体冲蚀能力.分别计算低产井、中产井和高产井在不同连续油管尺寸和井口压力下的临界携液流量和冲蚀流量,以确定满足页岩气井携液和生产安全要求的连续油管尺寸.

以高产井为例,不同连续油管尺寸的临界携液流量和冲蚀流量如图3所示.由图3a可知,井口压力一定时,连续油管尺寸越大,临界携液流量越大,即尺寸越小的连续油管携液能力越强.

由图3b可知,井口压力一定时,连续油管尺寸越大,冲蚀流量越大,即尺寸越大的连续油管抗冲蚀能力越强.与临界携液流量相比,连续油管尺寸一定时,井口压力越大,气井冲蚀流量越大.

图3 不同连续油管尺寸的临界携液流量和冲蚀流量

2.4 尺寸优选

综合以上分析结果,从合理产气量、油管压力损失、油管携液和抗气体冲蚀等方面,优选出的低产井连续油管直径分别为44.5,50.8,60.3 mm,中产井连续油管直径分别为50.8,60.3,73.0 mm,高产井连续油管直径分别为60.3,73.0,88.9 mm.

3 结论

1)为更合理确定不同生产井的连续油管尺寸,根据页岩气井无阻流量、测试产量和实际产量,将页岩气井分为低产井、中产井和高产井3类.

2)结合产能方程和管流压降方程,分别建立低产、中产和高产井的节点分析模型,计算不同连续油管尺寸的最大产气量、井口压力、临界携液流量和冲蚀流量,并分析连续油管尺寸对气井产量、井筒管流压力损失、携液和抗冲蚀的影响.

3)综合考虑最大产气量、管流压力损失、连续油管携液和抗气体冲蚀等因素,优选出3种类型的页岩气井连续油管尺寸,可满足不同类型页岩气井的安全生产和携液要求.