气体钻井临界携水量计算

代锋李黔梁海波胡学明徐晓蓉张光华

1.西南石油大学 2.川庆钻探工程公司塔里木工程公司 3.中国石化胜利油田分公司鲁明石油开发有限责任公司

气体钻井临界携水量计算

代锋1李黔1梁海波1胡学明2徐晓蓉3张光华1

1.西南石油大学 2.川庆钻探工程公司塔里木工程公司 3.中国石化胜利油田分公司鲁明石油开发有限责任公司

代锋等.气体钻井临界携水量计算.天然气工业,2010,30(2):94-96.

地层出水是制约气体钻井顺利实施的一个瓶颈,准确计算一定注气量下的临界携水量对于气体钻井现场安全施工、避免井下复杂至关重要。基于最小动能标准建立了计算气体钻井临界携水量的数学模型,该模型综合考虑了地层出水后环空多相流动状态,利用该模型可确定气体钻井注气量和临界携水量的对应关系。计算结果表明:增加注气量和降低液气表面张力是提高气体钻井临界携水量的有效途径;当增加注气量不能满足携水要求时,必须转换钻井方式,通过降低液气表面张力来提高临界携水量;气体钻井临界携水量计算需兼顾携带岩屑和携水两个要求,当所需的最小携水动能等于最小携带岩屑动能时,液气表面张力达到极值,进一步降低液气表面张力失去意义。实例验证表明,该研究成果能够用于指导气体钻井现场实践,为地层出水后气体钻井转换钻井方式提供了理论依据。

气体钻井 地层出水 临界携水量 注气量 最小动能

0 引言

地层出水是影响气体钻井顺利实施的一大障碍。地层出水后,若处理不当,将影响井眼净化和井壁稳定,出现井下复杂情况[1-2]。目前有关气体钻井地层出水后临界携水量的计算,国内还处于探索阶段[3],现场主要依靠经验进行处理,没有形成明确的定量指导方法。笔者综合考虑了地层出水后环空多相流动状态,基于最小动能标准建立了计算气体钻井临界携水量的数学模型,以期得到气体钻井注气量和临界携水量的对应关系,用于指导气体钻井现场实践,为地层出水后钻井方式的转换提供理论依据。

1 数学模型

1.1 最小携水动能的求解

气体的携带能力表达式[4-5]:

式中:Ek为气体动能,J/m3;ρg为气体密度,kg/m3;vg为气体速度,m/s。

在气体钻井环空上升流动中,作用在液滴上的力主要有向下的重力和向上的牵引力。当这两个力相等时,自由下落的液滴速度达到临界值。学者Turner建立的预测临界速度的数学模型[6]如下:

式中:vsl为悬浮液滴的临界速度,m/s;σ为液气表面张力,N/m;ρL为地层水密度,kg/m3;Cd为阻力系数。

将式(2)带入式(1),取 Cd=0.44,忽略气体密度的影响(因ρgνρL),得到:

式中:Ekm为最小携水动能,J/m3。

携带液滴到井口的最小气体速度(vgm)包括悬浮液滴所需的临界速度(vsl)和液滴的传输速度(vtr),即

传输速度取临界速度的20%,该值考虑了非停滞速度、岩屑形状引起的阻力系数及临界韦伯数的影响,即

将式(5)和式(2)带入式(1),得到:

1.2 实际工况下气体携水动能的计算

气体密度(ρg)、速度(vg)计算如下:

将式(7)和式(8)带入式(1),得到:

式中:Sg为气体的相对密度;p为井深 H处的压力, MPa;T为井深 H处的温度,K;Qg为注气量,m3/ min;Ai为环空横截面积,m2。

上式需要准确计算环空压力,井深 H处的流动压力通过下式计算:

其中:

式中:ps为地面环境压力,MPa;Ts为地面温度,K;G为地温梯度,K/m;Ss为岩屑相对密度;So为地层油相对密度;Sw为地层水相对密度;Qo为出油量,m3/h; Qw为出水量,m3/h;Rp为机械钻速,m/h;db为钻头直径,m;dh为环空水力直径,m;ε为井眼的平均粗糙度,m;f为井眼摩阻系数;g为重力加速度,m/s2。

2 计算分析

将液气表面张力和液体的密度值分别带入式(3)和式(6),结果见表1。

表1 两种模型下所需的最小携液动能和最小携带岩屑动能[7]对比表 J/m3

1)从表1可看出,采用Turner理论计算的最小携水动能低于最小携带岩屑动能,即只要满足提供的动能高于最小携带岩屑动能,携水将不存在问题,但根据气体钻井现场实施情况来看,地层出水后携水比携带岩屑更棘手。

2)对于地层出油,不管是基于Turner理论还是根据本文结果,最小携油动能远低于最小携水动能和最小携带岩屑动能,说明气体钻井地层出油较地层出水更易解决,地层出油在井眼净化方面不是一个突出的问题。

3)式(6)表明地层出水时,降低液气表面张力,进而降低携水所需的最小动能以满足井眼净化是一种有效途径。但钻井现场液气表面张力仅能降低到某个水平,并不能无限制的降低。现场只要提供的最小携水动能和最小携带岩屑动能相等,即可按照最小携带岩屑动能标准进行临界携水量计算。

3 应用实例

3.1 基本参数

某井钻至井深2970m,下∅244.5mm技术套管固井。2970～3600m井段,由于地层可钻性差、研磨性强、机械钻速低、蹩跳钻严重以及地层倾角大、井斜无法控制等因素,采用空气钻井。钻具组合为:∅215.9mm钻头+∅165mm箭形单流阀+∅158mm钻铤×2+∅214mm扶正器+∅158mm钻铤×13+∅127mm钻杆×若干+∅127mm钻杆(18°)×300m+∅165mm下旋塞+∅165mm箭形单流阀+∅165mm下旋塞+∅133.4mm六棱方钻杆。地面环境温度为20℃;地温梯度为2.2℃/100m,井口回压为0.1MPa,地层水相对密度为1.04,岩屑相对密度为2.6,该井段平均机械钻速为4.72m/h,设计注气量为70m3/min。

3.2 计算结果及分析

计算结果表明,模拟计算井深3600m、当地层不出水时,需最小注气量为67.06m3/min,与设计注气量70m3/min相吻合(见图1);增加注气量和降低液气表面张力是提高气体钻井临界携水量的有效途径,与理论分析结论一致。当地层出水量较大以致通过增加注气量无法正常携水时,必须转换钻井方式,通过向气流中连续泵入含有一定表面活性物质的雾化液,充分乳化地层水,降低地层水的表面张力,提高临界携水量,即空气钻井转化为雾化钻井。如图1所示,当注气量为76.31m3/min时,临界携水量为3m3/h。通过加入表面活性剂降低表面张力至0.04N/m,同样采用76.31m/min的注气量,能携带的临界携水量提高至6.3m3/h,提高幅度超过100%,显著地提高了临界携水能力。

图1 气体钻井注气量与临界携水量关系曲线图

4 结论

1)基于最小动能标准建立了计算气体钻井临界携水量的数学模型,模型考虑了地层出水后环空多相流动状态,计算结果更符合现场实际。

2)气体钻井地层出油较出水更易解决,地层出油在井眼净化方面不是一个突出问题。

3)增加注气量和降低液气表面张力,是提高气体钻井临界携水量的有效途径;当增加注气量不能有效携水时,必须转换钻井方式,通过降低液气表面张力来提高临界携水量。

[1]赵业荣.气体钻井理论与实践[M].北京:石油工业出版社,2007.

[2]吴志均,唐红君.浅谈气体钻井需要关注的问题[J].钻采工艺,2008,31(3):28-30.

[3]王存新,孟英锋,邓虎,等.气体钻井注气量计算方法研究进展[J].天然气工业,2006,26(12):97-99.

[4]GUO B,YAO YUAN.Liquid carrying capacity of gas in underbalanced drilling[R].SPE113972,California,USA: SPE,2008.

[5]TABATABAEI M,GHALAMBOR A,GUO A.The minimum required gas-injection rate for liquid removal in air/ gas drilling[R].SPE116135,Colorado,USA:SPE,2008.

[6]TURNER R G,HUBBARD M G,DU KL ER A E.Analysis and prediction of minimum flow rate for the continuous removal of liquids from gas wells[J].J PT,AIME,Nov1969:246.

[7]GUO B,GHALAMBOR A.Gas volume requirements for underbalanced drilling:deviated holes[M].Tulsa:Penn Well,2002.

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.025

Dai Feng,born in1984,is studying for a Ph.D degree,being engaged in research of oil and gas well engineering.

Add:No.18,Xindu Avenue,Xindu District,Chengdu,Sichuan610500,P.R.China

Mobile:+86-15882402816 E-mail:swpu_dai@163.com

Calculation of critical w ater-carrying capacity of gas in air drilling

Dai Feng1,Li Qian1,Liang Haibo1,Hu Xueming2,Xu Xiaorong3,Zhang Guanghua1
(1.Graduate School of Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan610500,China;2.Tarim Engineering Company,CN PC Chuanqing Drilling Engineering Co.,L td.,Ku’erle,Xinjiang841000,China;3. L uming Petroleum Development Co.,L td.,Sinopec S hengli Oilf ield Company,Dongying,S handong257000,China)

Formation water production is one of the bottlenecks restricting the smooth operation in gas/air drilling.Therefore,to accurately calculate the critical water-carrying capacity under a certain gas-injection rate is essential for safe operation and prevention of complicated downhole accidents.Based on Guo’s minimum kinetic energy theory,a mathematical model was set up for calculating thecritical water-carrying capacity of gas in air/gas drilling.Taking into account the flow state of multi-phase fluids in the annular space after formation water influx,this model can determine the corresponding relation between air/gas injection rate and critical water-carrying capacity of air/gas.The calculation results demonstrate that a.to increase air/gas injection rate and to lower down liquid-gas interfacial tension are effective means to improve the critical water-carrying capacity of air/gas,b.when the increased air/gas injection can not meet the requirement of the liquid removal,the modes of drilling have to be transferred and the critical water-carrying volume will be enhanced by reducing the liquid-gas interfacial tension,c.the calculation of critical water-carrying capacity takes into consideration both water influx and debris carrying capacity,but when the required minimum kinetic energy of both are equivalent to each other,and the liquid-gas interfacial tension reaches the extreme value,there is no need to lower down the liquid-gas interfacial tension.Many cases of study prove that this model provides a theoretical basis for the guidance of gas drilling on fields and the switch of the drilling methods when the formation water influx occurs in air/gas drilling.

gas drilling,formation water production,interface water carrying capacity of gas,gas injection rate,minimum kinetic energy

book=1,ebook=102

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.025

2009-09-11 编辑 钟水清)

中国石油天然气集团公司重大应用基础研究项目(编号:07A20402)。

代锋,1984年生,硕士研究生;从事油气井工程研究工作。地址:(610500)四川省成都市新都区西南石油大学研究生部。电话:15882402816。E-mail:swpu_dai@163.com

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE2,pp.94-96,2/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)