水平井组合管柱排水采气研究及应用:以鄂北D气田为例

陈 旭

(中石化华北油气分公司 石油工程技术研究院，河南 郑州 450006)

许多学者在研究气液两相流在类似水平井的透明管内流动规律时，发现管径一定条件下，随着气流量逐渐降低，液相会首先在倾斜段聚集而出现积液[1-3]。那么对于天然气水平井而言，随着气井压力、产量不断降低，倾斜段将先于垂直段出现积液情况，导致水平井自主携液期较同规格生产管柱的直井大幅缩短。为了实现水平井全井筒协调携液，延长天然气水平井自主携液期，本研究以临界携液流量理论为基础，通过论证设计了水平井组合管柱并在鄂北D气田进行了现场应用，为天然气水平井排水采气工艺提供了新思路。

1 水平井临界携液流量规律

1.1 垂直段

垂直段临界携液气流速模型有很多，应用较多的主要有Turner[4]、Coleman[5]提出的的圆球模型，李闽[6]提出的椭球模型及王毅忠[7]等人提出的球帽模型。

根据鄂北D气田气井基本生产数据，适用的垂直段临界携液气流速模型如下[8]：

(1)

式中，vc为垂直段临界携液气流速，m/s；σ为界面张力，N/m；ρl为液体密度，kg/m3；ρg为气体密度，kg/m3。

1.2 倾斜段

倾斜段临界携液气流速模型与井斜角θ相关。根据鄂北D气田气井基本生产数据，D气田气井适用的垂直段临界携液气流速模型如下[9]：

(2)

根据式(2)计算了Φ60.3 mm油管不同井斜角条件下的临界携液流量(10 MPa，90 ℃)，见图1。

由图1可知，对于倾斜段而言，临界携液气流速随井斜角增加表现出先增大、后减小的趋势，在井斜角为40°～60°时达到最大。因此，当气体流速大于倾斜段最大临界携液气流速时，才能实现整个倾斜段的携液。故将倾斜段最大临界携液气流速定义为水平井对应的倾斜段临界携液气流速。

1.3 垂直段与倾斜段临界携液流量对比

以临界携液气流速为基础，按照下式计算临界携液气流量。

(3)

式中，qcc为临界携液期流量，m3/d；A为油管横截面积，m2；p为流压，MPa；Z为压缩因子；T为温度，K。

计算了生产管柱为Φ60.3 mm油管(内径50.7 mm)时水平井垂直段、倾斜段的临界携液流量并进行对比，如图2所示。

由图2可知，管径一定时，倾斜段临界携液流量总是高于垂直段临界携液流量，倾斜段排液难度高于垂直段。

2 组合管柱排水采气技术设计

由式(3)可知，管径减小时，气井临界携液流量减小。因此可通过缩小倾斜段生产管柱内径，降低倾斜段临界携液流量，实现水平井垂直段与倾斜段临界携液流量协调相近，延长水平井自主携液期。

2.1 组合管柱尺寸优选

利用式(1)～(3)计算了不同管径的市售标准规格油管的倾斜段临界携液流量，并与Φ60.3 mm油管垂直段临界携液流量进行对比，见图3。

由图3可知，Φ48.26 mm、Φ42.16 mm、Φ33.4 mm油管倾斜段临界携液流量均小于Φ60.3 mm油管垂直段临界携液流量，即采用上述几种标准油管作为倾斜段生产管柱时，当气井产气量能够满足Φ60.3 mm油管垂直段携液要求时，也必定能满足倾斜段排液要求。

根据气液两相管流压降规律，其他条件一定时，若管径减小，摩阻系数增加，则对应摩阻增大[1]。综合考虑携液及摩阻影响，当垂直段生产管柱为Φ60.3 mm油管时，倾斜段生产管柱为Φ48.26 mm油管较为适宜。

2.2 变径短节位置设计

垂直段Φ60.3 mm油管与倾斜段Φ48.26 mm油管应采用变径短节相连。如前所述，40°～60°为倾斜段临界携液流量最大区域，因此Φ48.26 mm油管分布范围应包含该区域，故变径短节可设计在井斜角0°至40°范围内。此外，为使水平井倾斜段、垂直段临界携液流量协调相近，变径短节处对应的Φ60.3 mm油管临界携液流量应不高于Φ60.3 mm油管垂直段临界携液流量。

利用式(2)、式(3)，反算出不同压力下，当Φ60.3 mm油管垂直段临界携液流量与倾斜段某处临界携液流量相等时，对应的井斜角，见表1。

根据表1中数据，结合图1中的规律可知，当井斜角大于15°左右时，Φ60.3 mm油管在此处的临界携液流量将大于其垂直段临界携液流量，造成变径处携液难度最大，不符合全井筒携液的目标。故变径点应设计在井斜角0°～15°范围内。

表1 不同压力下，当Φ60.3 mm油管垂直段与倾斜段的临界携液流量相等时对应的井斜角

2.3 下入深度设计

如前所述，Φ48.26 mm油管分布范围应包含井斜角40°～60°部分。从提高整个倾斜段的携液能力方面考虑，宜下至A靶点附近。同时综合考虑气井出砂带来的管柱砂埋风险，结合现场生产经验，选择A靶点以上50 m作为组合管柱下入深度。

3 现场应用情况

2017年至2020年，鄂北D气田共有43口水平井应用组合管柱排水采气技术。以A1井为例(见图4)，2019年6月，A1井产气量已经低于Φ60.3 mm油管倾斜段临界携液流量，采用组合管柱仍持续稳产，延长自主携液期超过400 d。

4 结论

1)根据鄂北D气田垂直段、倾斜段临界携液气流速公式，明确管径相同时，倾斜段最大临界携液流量总是高于垂直段临界携液流量。

2)以缩小倾斜段生产管柱内径为思路，优选Φ48.26 mm油管作为倾斜段生产管柱。

3)基于临界携液流量与井斜角关系，明确变径短节应设置在井斜角0°～15°范围内；结合现场生产经验，确定组合管柱下入深度为A点以上50 m。

4)现场应用情况表明，组合管柱与原Φ60.3 mm油管相比，可提升气井携液能力，延长水平井自主携液期。