張 春，張金波，王 晉，于 爽，劉剛果(中石油長慶油田公司第四采氣廠，陜西 西安 710021)

連續(xù)油管排水采氣工藝技術(shù)在蘇東41-33區(qū)塊的應(yīng)用

張 春，張金波，王 晉，于 爽，劉剛果(中石油長慶油田公司第四采氣廠，陜西 西安 710021)

蘇里格氣田為低壓低產(chǎn)氣藏,氣井在生產(chǎn)中后期攜液能力差,導(dǎo)致井筒積液不斷增多,嚴(yán)重影響氣井正常生產(chǎn)，部分氣井甚至出現(xiàn)積液停產(chǎn)現(xiàn)象。為提高氣井?dāng)y液能力，結(jié)合蘇里格氣田現(xiàn)場情況，開展了連續(xù)油管排水采氣工藝試驗(yàn)。依據(jù)管柱優(yōu)選理論,根據(jù)不同油管規(guī)格臨界攜液流量的不同，優(yōu)選臨界攜液流量低、油管磨阻小的?38.1mm油管作為生產(chǎn)管柱,通過對(duì)2口井試驗(yàn)前后油套壓差和產(chǎn)氣量對(duì)比分析發(fā)現(xiàn),采用該油管有助于提高氣井?dāng)y液能力,取得了良好的排水采氣效果。

蘇里格氣田;蘇東41-33區(qū)塊;連續(xù)油管;排水采氣

蘇東41-33區(qū)塊位于蘇里格東區(qū)西部，與蘇6、蘇5區(qū)塊相鄰，面積約779km2，區(qū)域構(gòu)造屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡北部中帶，蘇東41-33區(qū)塊探明含氣面積694.41km2，探明儲(chǔ)量762.72×108m3。截至目前，蘇東41-33區(qū)塊共有生產(chǎn)井170口，單井平均套壓9.8MPa，平均單井日產(chǎn)0.65×104m3/d，區(qū)域整體產(chǎn)水量較大，隨著生產(chǎn)年限較長，局部產(chǎn)水區(qū)域的氣井已經(jīng)進(jìn)入生產(chǎn)中、后期，壓力和產(chǎn)能普遍較低，不能滿足生產(chǎn)過程中的自身攜液要求，導(dǎo)致部分氣井井底或井筒內(nèi)產(chǎn)生積液，嚴(yán)重影響了氣井連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)。因此，采取必要的排水采氣工藝措施成為蘇東41-33區(qū)塊發(fā)掘氣井產(chǎn)能的有力保障。

1 工藝原理

氣井井筒積液來源有2種方式:①隨著天然氣進(jìn)入井筒的游離態(tài)液體;②由于熱損失導(dǎo)致天然氣凝析形成的液體。產(chǎn)水氣井生產(chǎn)過程中，當(dāng)氣井產(chǎn)量高于臨界攜液流量時(shí)，井筒液體能夠被天然氣自主攜帶出井筒，氣井生產(chǎn)具有穩(wěn)態(tài)特征，井筒不形成積液；當(dāng)氣井產(chǎn)量小于臨界攜液流量時(shí)，液體不能完全被天然氣帶出井筒，井筒出現(xiàn)積液現(xiàn)象，液體以混合氣柱的形態(tài)滯留在井筒之中。隨著產(chǎn)出液體的不斷聚集，井筒液柱高度持續(xù)增加，井口壓力和天然氣產(chǎn)量隨之急劇遞減，甚至導(dǎo)致氣井水淹停產(chǎn)，嚴(yán)重制約氣井產(chǎn)能的有效發(fā)揮，采取合理的排水采氣措施提高氣井的攜液能力、排出井底積液、恢復(fù)氣井正常生產(chǎn)是保證氣井長期連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)的必要手段。

根據(jù)氣井井筒積液的機(jī)理，保證氣井不積液的條件是要求氣井產(chǎn)量大于臨界攜液流量，即為確保持續(xù)攜帶出地層流入井筒的液體和天然氣井筒流動(dòng)過程中的產(chǎn)生的凝析水，氣流速度必須大于最小臨界攜液流速。為達(dá)到相同的臨界攜液流速，管柱管徑越大，氣井連續(xù)排液所需的臨界攜液流量越大，反之依然。優(yōu)選管柱排水采氣工藝就是利用不同管徑臨界攜液流量不同的原理，根據(jù)氣井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，優(yōu)選出合理的生產(chǎn)管柱，以達(dá)到提高氣井?dāng)y液能力、保證氣井連續(xù)攜液生產(chǎn)的目的。

2 管徑優(yōu)選

李閩等[1]假設(shè)被氣流攜帶向上運(yùn)動(dòng)的液滴是橢球體，并建立氣井連續(xù)排液最小攜液模型，通過與氣田實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比，計(jì)算獲得的氣井最小排液產(chǎn)量與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)符合程度較高，因此選用該模型來判斷氣井積液問題。

氣體最小臨界攜液流速計(jì)算公式為[1]：

(1)

最小臨界攜液流量計(jì)算公式為:

qsc=2.5×104Apνg/(ZT)

(2)

式中，ν為液滴在氣流中的運(yùn)動(dòng)速度，m/s；νg為氣井排液最小流速,m/s；ρL為液體的密度,kg/m3；ρg為天然氣密度,kg/m3；σ為氣液表面張力,N/m；A為油管截面積,m2；p為壓力,MPa；T為溫度,K；Z為氣體偏差因子；qsc為產(chǎn)氣量，m3/d。

氣體流速是影響氣井排液能力的關(guān)鍵因素，氣體流速越大，排液能力越強(qiáng)。氣體臨界攜液流速和臨界攜液流量與壓力、溫度有關(guān)，與氣液比無關(guān)[1]。以井口臨界流速和臨界流量最小位置點(diǎn)作為條件，計(jì)算不同管徑條件下臨界攜液流量及磨阻壓降，結(jié)果如表1所示。

表1 不同管徑條件下臨界攜液流量及磨阻壓降對(duì)照表

由表1可知，相對(duì)于常規(guī)的?88.9mm、?73.0mm和?60.3mm油管，在井口壓力2.0MPa條件下，?38.1mm油管最小攜液流量較??；?25.4mm油管摩阻壓降為3.36MPa，井筒壓力損失相對(duì)過大，而?38.1mm油管井筒摩阻壓降僅為0.61MPa，摩阻較小，有利于氣井生產(chǎn)。因此，利用?38.1mm油管作為生產(chǎn)管柱，可以有效提高氣井?dāng)y液能力，保證氣井長期穩(wěn)定生產(chǎn)，是低產(chǎn)低效氣井中后期平穩(wěn)生產(chǎn)新的技術(shù)途徑。

3 連續(xù)油管安裝

連續(xù)油管作為生產(chǎn)管柱排水采氣，要選擇適合氣井實(shí)際狀況的連續(xù)油管、連續(xù)油管作業(yè)車、懸掛作業(yè)操作窗、連續(xù)油管井口懸掛器、連續(xù)油管堵塞器及其他配套工具[2]。上述操作的關(guān)鍵在于連續(xù)油管下入井內(nèi)后，能否將連續(xù)油管懸掛在井口裝置上，并將連續(xù)油管與原有油管的環(huán)形空間密封。連續(xù)油管作業(yè)車作為連續(xù)油管的運(yùn)輸工具和下入裝置，懸掛作業(yè)操作窗用于連續(xù)油管懸掛操作，井口懸掛器用于連續(xù)油管的懸掛。

圖1 連續(xù)油管井生產(chǎn)流程示意圖

根據(jù)蘇里格氣井采氣樹的型號(hào)(一般采用KQ65-70型)，確定連續(xù)油管安裝程序如下[3]：施工前拆除井口1#閘閥上部采氣樹，安裝過程中在1#閘閥上部安裝懸掛器、操作窗、封井器及注入頭等作業(yè)設(shè)備，利用連續(xù)油管車不壓井對(duì)連續(xù)油管進(jìn)行下井作業(yè)，當(dāng)連續(xù)油管下到設(shè)計(jì)深度時(shí)，將其座封于懸掛器上，拆掉操作窗、封井器及注入頭，在懸掛器上部安裝原閘閥及四通，恢復(fù)采氣井口。

連續(xù)油管安裝后(見圖1)，氣井具備了連續(xù)油管、油油環(huán)空、油套環(huán)空等3路生產(chǎn)流程，可根據(jù)氣井產(chǎn)量變化靈活調(diào)整生產(chǎn)流程，便于氣井?dāng)y液。

4 現(xiàn)場應(yīng)用及效果評(píng)價(jià)

4.1優(yōu)化選井

根據(jù)連續(xù)油管的施工條件及適用范圍，確定優(yōu)化選井條件如下：①動(dòng)態(tài)分類為Ⅱ類或者Ⅲ類氣井，對(duì)蘇里格氣田氣井中后期生產(chǎn)具有指導(dǎo)意義；②單井日產(chǎn)氣量大于0.3×104m3/d，滿足連續(xù)油管的臨界攜液要求；③氣井生產(chǎn)時(shí)油套壓差較大，與同類井相比產(chǎn)水量相對(duì)較多；④井口型號(hào)為KQ65/70，有利于連續(xù)油管配套工具作業(yè)。由于蘇東41-33區(qū)塊蘇東41-42和蘇東43-42井井筒積液現(xiàn)象明顯，生產(chǎn)不夠穩(wěn)定，因而滿足上述選井條件，最終確定在上述2口井開展連續(xù)油管排水采氣現(xiàn)場試驗(yàn)。

4.2試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)

1)蘇東41-42試驗(yàn)效果分析 蘇東41-42井開采層位為盒8、山1，氣層中深3088.5m。2009年12月3日投產(chǎn)，投產(chǎn)前套壓為22.5 MPa。該井投產(chǎn)以后，隨著生產(chǎn)的延續(xù)，套壓平穩(wěn)下降。2011年2月，套壓出現(xiàn)波動(dòng)上升，日產(chǎn)氣量有所下降，出現(xiàn)井筒積液現(xiàn)象。

試驗(yàn)前平均油壓2.17MPa，平均套壓為6.94MPa，平均油套壓差4.77MPa，日均產(chǎn)氣0.41×104m3/d；試驗(yàn)后該井平均油壓1.05MPa，平均套壓為3.77MPa，平均油套壓差2.75MPa，日均產(chǎn)氣1.22×104m3/d，平均油套壓壓差降低2.02MPa，日均增產(chǎn)0.81×104m3/d，試驗(yàn)效果良好。

2) 蘇東43-42試驗(yàn)效果分析 蘇東43-42開采層位為盒8下、山1，氣層中深3092.5m。2009年12月3日投產(chǎn)，投產(chǎn)前套壓為22 MPa。該井投產(chǎn)以后，隨著生產(chǎn)的延續(xù)，套壓平穩(wěn)下降，2011年7月日產(chǎn)氣量出現(xiàn)小幅波動(dòng)，且呈下降趨勢，由此判斷該井可能存在積液。

試驗(yàn)前平均油壓2.06MPa，平均套壓為6.71MPa，平均油套壓差4.65MPa，日均產(chǎn)氣0.66×104m3/d；試驗(yàn)后該井平均油壓1.21MPa，平均套壓為3.87MPa，平均油套壓差2.66MPa，日均產(chǎn)氣1.20×104m3/d，平均油套壓壓差降低1.99MPa，日均增產(chǎn)0.54×104m3/d，試驗(yàn)效果良好。

5 結(jié) 語

針對(duì)蘇東41-33區(qū)塊整體產(chǎn)水量大，氣井產(chǎn)量低的特點(diǎn)，利用優(yōu)選理論選出?38.1mm作為生產(chǎn)管柱。現(xiàn)場試驗(yàn)表明，采用該技術(shù)縮短建設(shè)周期和提高氣井?dāng)y液能力，取得了良好的效果。今后，應(yīng)開展多種排水采氣措施相結(jié)合(泡排與小直徑油管生產(chǎn)相結(jié)合、氮?dú)鈿馀e與小直徑油管生產(chǎn)相結(jié)合等)的技術(shù)研究，以期達(dá)到發(fā)揮氣井最大產(chǎn)能的目的。

[1]李閔，郭平，張茂林,等.氣井連續(xù)攜液模型比較研究[J].西南石油學(xué)院學(xué)報(bào),2002，18(4):34-36.

[2]鐘曉瑜.連續(xù)油管深井排水采氣技術(shù)[J].天然氣工業(yè)，2005，25(1)：142-144.

[3]田偉,白曉弘， 郭彬，等.連續(xù)油管排水采氣技術(shù)在蘇里格氣田的應(yīng)用研究[J].化工技術(shù)與開發(fā),2010，39(10)：14-16.

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.08.032

TE375

A

1673-1409(2012)08-N097-03

2012-04-12

張春(1983-)，男， 2007年大學(xué)畢業(yè)，助理工程師，現(xiàn)主要從事采氣工藝技術(shù)與管理方面的研究工作。

[編輯] 李啟棟