牛 似 成

(中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院， 鄭州 450006)

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大牛地氣田水平井井眼軌道參數(shù)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(shù)研究院， 鄭州 450006)

針對大牛地氣田水平井?dāng)y液難度大、井內(nèi)易積液等問題，建立了不同井眼軌道參數(shù)下的仿真模擬井眼軌道和受力模型，分析井眼軌道參數(shù)對水平井?dāng)y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(nèi)攜液，雙增井眼軌道穩(wěn)斜段井斜角應(yīng)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(yīng)用中，對井眼軌道參數(shù)進行適當(dāng)優(yōu)化后，井內(nèi)攜液能力有所提高。

水平井； 攜液； 軌道參數(shù)； 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(nèi)積液的現(xiàn)象。井內(nèi)積液會導(dǎo)致井內(nèi)氣層回壓增大，生產(chǎn)能力下降，嚴重時甚至?xí)?dǎo)致氣井停產(chǎn)。對于低壓氣井，井內(nèi)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(nèi)積液的問題。目前，通常通過優(yōu)選合理產(chǎn)量、泡沫排水采氣等方法提高井內(nèi)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(shù)，分析各參數(shù)對攜液能力的影響作用。

1　水平井?dāng)y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(jù)對攜液系數(shù)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(shù)，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(nèi)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(chǔ)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(shè)井內(nèi)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(jù)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(nèi)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(diào)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(jié)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?dāng)y液的關(guān)鍵井段為40°至70°造斜段。

2　水平井軌道參數(shù)攜液能力影響分析

前文研究表明，水平井?dāng)y液的關(guān)鍵井段為40°至70°造斜段。在此結(jié)論的基礎(chǔ)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(shù)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?dāng)y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(nèi)攜液能力。水平井井眼軌道設(shè)計過程中，應(yīng)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(guān)鍵參數(shù)

為了驗證水平井井眼曲率對攜液能力的影響，對2012年投產(chǎn)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(dāng)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(dāng)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(nèi)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(guān)鍵參數(shù)進行分析(見表3)。

表3　不同穩(wěn)斜段長井眼軌道關(guān)鍵參數(shù)

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(yīng)井內(nèi)攜液要求提高。雙增井眼軌道應(yīng)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(shù)據(jù)分析

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

表4　DPH-19、DP55S、DPH-31、DPT-1井設(shè)計及實鉆數(shù)據(jù)

DPH-19井和DP55S井為導(dǎo)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(nèi)攜液。

通常判定井內(nèi)攜液效果較好的標準是，油套壓力下降緩慢，且產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量相對穩(wěn)定。根據(jù)實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)繪制DPH-19、DP55S、DPH-31和DPT-1井生產(chǎn)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(chǎn)10 d后即下降了4 ～ 5 MPa，這是因為井內(nèi)存在的積液所致。DPT-1井和DP55S井的日產(chǎn)氣量、日產(chǎn)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(chǎn)時的油套壓、日產(chǎn)水量和日產(chǎn)氣量變化較大。這是因為在初期投產(chǎn)過程中管路堵塞，降壓解堵引起油壓和產(chǎn)量的較大波動。

圖5　油壓隨時間變化關(guān)系曲線

圖6　日產(chǎn)氣量隨時間變化關(guān)系曲線

圖7　日產(chǎn)水量隨時間變化關(guān)系曲線

4　結(jié)　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(jié)合實際歷史數(shù)據(jù)分析大牛地氣田水平井井眼軌道參數(shù)對攜液效果的影響。大牛地氣田水平井井內(nèi)攜液的關(guān)鍵井段是40°至 70°造斜段。 如果適當(dāng)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(nèi)攜液。對于雙增軌道，應(yīng)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(chǎn)狀態(tài)保持穩(wěn)定后其產(chǎn)氣量和產(chǎn)液量也趨穩(wěn)定，且壓力下降緩慢平穩(wěn)，井內(nèi)攜液效果較好。

攜液能力是影響氣井水平井生產(chǎn)能力的重要因素，建議在以后的氣井水平井井眼軌道設(shè)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(jié)構(gòu)井鉆完井工藝技術(shù)”(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(shè)計。

TE355

A

1673-1980(2016)04-0014-04