海上天然气生产井油管尺寸速查图版的建立

2021-01-20管虹翔

化工设计通讯 2021年1期

孙明，管虹翔

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

1 概述

随着海上油气田的开发，海上天然气生产油田逐渐增多，截止到2019年底，海上天然气产量已超过到了海上油气田产能的40%，并且随着越来越多的海上大型天然气田的逐渐投入开发，天然气产量在我国海上能源总产量中占的比例会逐年增多。

对于海上天然气田，由于各气源之间没有联网，调峰能力弱，并且开发投资高，天然气井在稳产期与产量递减后期的产量往往存在巨大的差异，加大了油管尺寸的选择难度。气井的油管选择，需要综合考虑流程所需要的井口压力、油管的冲蚀、生产后期携液等因素，在设计过程中需要进行大量的计算及烦琐的方案比较。同时，天然气的体积、密度遵循气体状态方程，需要考虑压力、温度、水气比的影响，其计算是烦琐而复杂的。

《海上油气田完井手册》中的油管选择图表中仅考虑磨阻因素给出了不同油管适用的最大产液量与最大产气量，对于气井，因为天然气的可压缩性，其体积受压力与温度影响，因此不考虑压力与温度因素笼统地讲最大产量是不科学的。

天然气井的计算过程中，冲蚀因素影响的是气井生产的最高产量，携液因素影响的是气井稳定生产的最低产量。因此，本文在考率天然气状态方程的基础上，重点考虑冲蚀与携液工况，绘制了海上天然气井油管尺寸选择速查图版，以简化天然气井的油管选择计算，为天然气田的快速评价提供基础。

2 气井油管适用的最大与最小产量

2.1 气体状态方程

由于气体的可压缩性，天然气生产井沿井筒剖面各处其压力、密度、流速是不相同的，增加了天然气井计算的难度。天然气的压缩特性遵循气体状态方程，因此气体状态方程是天然气井计算的基础方程，其表达式为：

式中：

p1为标况下的压力，近似为0.1MPa；

V1为标况下的气体体积，m3；

T1为标况下的大气温度，近似291K；

Z1为标况下的天然气压缩因子，无量纲；

p2为计算工况下的压力，MPa；

V2为计算工况下的气体体积，m3；

T2为计算工况下的大气温度，K；

Z2为计算工况下的天然气压缩因子，无量纲；

n为物质的量，mol；

R为气体常数，为8.31J/（mol·K）。利用气体状态方程，可以根据标况下的井口产气量计算天然气在不同工况下的体积与密度。

2.2 气井油管适用最大产量计算

冲蚀流速是油管安全性的一个重要因素。对于天然气井油管来讲，其最大产量主要受制约于冲蚀，因此达到冲蚀临界的产量也就是气井油管所能适用的最大产量，冲蚀流速计算公式如下：

式中：

Ve为冲蚀流速，m/s；

ρho为流体混合密度，kg/m3；

K为经验系数，碳钢推荐100，防腐管材可放宽至不超过200。

从式（2）可以看出，气井的冲蚀流速仅与井筒流体的密度有关，流体的密度越大，所允许的流速越低。而天然气井的井流物密度，与其所处位置压力、温度、水气比均有关系，根据气体状态方程，考虑气井产水量后，气井油管适用最大产量公式为：

式中：

ρgs为标准工况下天然气密度，kg/m3；

ρl为地层水密度，kg/m3；

f为水气比，m3/m3；

Qmax为气井油管适用最大产气量，m3/d；

r为油管内径，m。

2.3 气井油管适用最小产量计算

随着气井产气量的降低，气井油管中气体流速逐渐降低，随之会发生积液现象，导致气井因积液而停产。因此，气井油管适用的最小产量要能够满足气井的携液需求，保证气井不发生积液。

当气产量较低时，气相流速不能使井筒中液体连续流出井口时，气井中将出现积液，此时气体的最低流速称气井临界携液流速，对应的流量称为气井临界携液流量。

气井携液的理论基础是液滴在流动天然气中的悬浮与受力，目前临界携液流速计算方法有很多，本文选用李闽模型进行计算，其计算公式为：

式中，

σ为界面张力N/m。

利用气体状态方程，可以根据标况下的井口产气量计算天然气在不同工况下的密度，将其带入公式，可得到气井油管适用最小产量公式：

式中：

Qmin为气井油管适用最小产气量，m3/d；

ρg为计算工况下天然气密度，kg/m3。

3 速查图版的建立

利用公式（3）与公式（5）进行计算，假设一定的水气比与温度将曲线绘制在一张图上，就可得到气井油管尺寸速查图版。如图1～图3所示。

4 速查图版的应用案例

海上油田某天然气田某井，单井产气量在2×104～70×104m3/d，井底压力在5.246.7MPa，地层温度133 ～142℃，水气比0.00006m3/m3，该井产气量及地层压力变化范围极大，油管尺寸选择难度较大。利用传统方法计算，需要建模综合分析后方可做出选择，工作量较大，而《海上油气田完井手册》中油管尺寸推荐表在该井这么大的变化范围下，是无法进行推荐的。