徐小輝 劉利 陳進(jìn) 李松玲 肖萍 袁光 張傳新 易永剛

1.中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院 2.新疆石油學(xué)院

瑪河氣田高壓氣藏完井工藝技術(shù)

徐小輝1劉利1陳進(jìn)1李松玲2肖萍1袁光1張傳新1易永剛1

1.中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院 2.新疆石油學(xué)院

準(zhǔn)噶爾盆地瑪河氣田的產(chǎn)層屬中等孔隙度、中高滲透率儲層，氣藏單井產(chǎn)量高、壓力系數(shù)高，中國石油新疆油田公司對于該類氣藏的開采技術(shù)研究還處于試驗(yàn)摸索階段。為此，根據(jù)該氣田高壓氣藏的特點(diǎn)，應(yīng)用節(jié)點(diǎn)分析方法對氣井的流入動態(tài)曲線（IPR）、節(jié)點(diǎn)、敏感參數(shù)等進(jìn)行計(jì)算和分析，結(jié)合沖蝕流量、卸載流量等計(jì)算方法來確定合理生產(chǎn)管柱尺寸及管柱結(jié)構(gòu)。研究成果認(rèn)為：①單井配產(chǎn)小于等于50×104m3／d時，生產(chǎn)管柱采用內(nèi)徑62 mm油管；②單井配產(chǎn)介于50×104～110×104m3／d時，生產(chǎn)管柱采用內(nèi)徑76 mm＋內(nèi)徑62 mm復(fù)合油管；③高壓氣井完井管柱結(jié)構(gòu)為油管掛＋油管＋井下安全閥＋油管＋井下測壓系統(tǒng)＋反循環(huán)壓井閥＋密封插管＋永久式封隔器＋磨銑延伸筒＋剪切球座＋射孔槍串。

準(zhǔn)噶爾盆地 瑪河氣田 高壓氣藏 完井工藝 節(jié)點(diǎn)分析 沖蝕流量 攜液流量 生產(chǎn)管柱 完井管柱

準(zhǔn)噶爾盆地瑪河氣田古近系紫泥泉子組紫三段為辮狀河三角洲前緣水下分流河道亞相和分流間灣亞相沉積，儲層巖性主要為細(xì)砂巖和粉砂巖。砂巖層孔隙度為18.9%，滲透率為46.6 mD；氣層孔隙度為21.7%，滲透率為143.8 mD，屬中孔、中高滲儲層。氣藏類型為構(gòu)造氣藏，具邊水，各斷塊分別具有獨(dú)立的氣水界面。氣藏平均埋深為2 458 m，地層溫度為62.7℃，壓力系數(shù)介于1.55～1.58，為高壓氣藏。凝析油密度為0.77 g／cm3，50℃黏度為1.18 mPa·s。天然氣相對密度為0.64，非烴組分含量較高（2.99%），甲烷含量較低（86.72%）。

1 氣井節(jié)點(diǎn)分析

1.1 氣井產(chǎn)能方程及參數(shù)確定

目前主要通過產(chǎn)能試井來評價氣井的產(chǎn)能，求取產(chǎn)能方程。常用的產(chǎn)能試井方法包括穩(wěn)定試井、等時試井或者修正等時試井和一點(diǎn)法試井［1－5］。中國石油新疆油田公司（以下簡稱新疆油田）氣藏常用的產(chǎn)能計(jì)算方法主要是一點(diǎn)法 ，該方法是氣井以某一工作制度生產(chǎn)到穩(wěn)定狀態(tài)，測取產(chǎn)量、目前地層壓力和穩(wěn)定井底流壓，根據(jù)建立二項(xiàng)式方程計(jì)算目前氣井無阻流量。

二項(xiàng)式產(chǎn)能方程式：

式中a表示層流系數(shù)；b表示紊流系數(shù)。

根據(jù)二項(xiàng)式方程及試井?dāng)?shù)據(jù)確定瑪A井及瑪B井的產(chǎn)能方程參數(shù)如表1所示。

表1 瑪河氣田產(chǎn)能方程參數(shù)表

1.2 井底壓力計(jì)算

將凝析氣井井筒壓力分析分為2種情況：高氣液比：當(dāng)井筒內(nèi)氣液比高于1 400 m3／m3時，井筒中流態(tài)屬于多相流中的霧狀流，此時，可采用擬單相流法簡化計(jì)算。低氣液比：當(dāng)氣液比低于1 400 m3／m3時，井筒中流態(tài)不再呈單一霧狀流，而可能是多種流態(tài)共存，采用Beggs－Brill方法能得到更佳的預(yù)測效果。西南石油大學(xué)李穎川教授根據(jù)SPE 15655刊載的國外多個氣田144井次現(xiàn)場測試數(shù)據(jù)，對多相垂直管流模型進(jìn)行了評價，評價表明Hagedorn－Brown模型優(yōu)于其他模型，特別是當(dāng)GLR≥500時，一般可以滿足E＜±2%的工程計(jì)算的相對誤差要求。

1.3 協(xié)調(diào)產(chǎn)量計(jì)算

氣井的流入動態(tài)曲線（即IPR曲線），能較直觀地反映氣井產(chǎn)量和壓力之間的關(guān)系，井底流壓不同，油氣井的流入產(chǎn)能也不同，連續(xù)改變井底流壓可以得到流入動態(tài)曲線。油管動態(tài)曲線是在井口壓力為某一常數(shù)時，通過給定油管尺寸的各種產(chǎn)氣量與所需井底流壓的關(guān)系曲線。流入動態(tài)曲線和對應(yīng)的油管動態(tài)曲線在同一坐標(biāo)系下，交點(diǎn)對應(yīng)的流量即為協(xié)調(diào)產(chǎn)量。由圖1可以看出該井的產(chǎn)量協(xié)調(diào)點(diǎn)處當(dāng)壓力為35.8 MPa時，氣井產(chǎn)量為84.5×104m3／d。

圖1 瑪A井節(jié)點(diǎn)分析曲線圖（井口壓力為20 MPa）

2 完井管柱尺寸的選擇

2.1 油管尺寸對井筒壓力損失的影響

運(yùn)用節(jié)點(diǎn)分析軟件PIPESIM采用Hagedorn－Brown模型對產(chǎn)量與井口壓力關(guān)系進(jìn)行了在不同油管內(nèi)徑下的敏感性計(jì)算，計(jì)算中組合油管長度分別為2 100 m、400 m（圖2）。

圖2 瑪河氣田不同產(chǎn)量條件下油管內(nèi)徑與井口壓力的關(guān)系曲線圖

計(jì)算結(jié)果表明：

1）井筒壓力損失隨產(chǎn)量的增加而增大，油管管徑越小，壓力損失的幅度越大。

2）當(dāng)產(chǎn)量低于20×104m3／d時，各內(nèi)徑油管壓力損失差異不大，當(dāng)產(chǎn)量大于20×104m3／d時，內(nèi)徑50.6 mm油管壓力損失迅速增加，產(chǎn)量超過70×104m3／d時，已不能滿足生產(chǎn)需要。

3）內(nèi)徑62 mm的油管，產(chǎn)量大于50×104m3／d時，壓力損失幅度增大，產(chǎn)量超過110×104m3／d時，已不能滿足生產(chǎn)需要。

4）內(nèi)徑為76 mm和內(nèi)徑88.3 mm油管，在50× 104～110×104m3／d產(chǎn)量階段壓力損失差異不大。產(chǎn)量超過110×104m3／d時，內(nèi)徑76 mm壓力損失幅度增大。

5）內(nèi)徑76 mm＋內(nèi)徑62 mm組合油管井口壓力與內(nèi)徑76 mm油管在產(chǎn)量低于130×104m3／d時，井口壓力差異不大。

2.2 沖蝕因素對油管尺寸的影響

沖蝕是由于顆粒對管道彎曲部分的沖擊產(chǎn)生的金屬磨蝕。沖蝕的先決條件是必須有固相顆粒的存在，其次是高流速。高速流體不僅帶動固相顆粒沖蝕管壁，而且在腐蝕的環(huán)境下能加劇腐蝕速度。因此沒有固相顆粒存在、沒有腐蝕情況下，即使流速很高也不會產(chǎn)生沖蝕現(xiàn)象。影響沖蝕破壞程度除了固相顆粒的存在、高速度因素外，還有一些其他因素，如鋼的力學(xué)特性（延展性、硬度）、顆粒物質(zhì)的碰撞角度、顆粒質(zhì)量、載液特性（密度、黏度）。沖蝕發(fā)生的位置，往往在流向發(fā)生改變的地方。

根據(jù)API RP14E給出的預(yù)測流體沖蝕磨損的計(jì)算臨界沖蝕流速方程為：

式中ρm表示混合物密度；C表示常數(shù)，介于100～150。

表2 瑪河氣田最大允許日產(chǎn)氣量預(yù)測結(jié)果表 104 m3／d

瑪河氣田CO2含量低（0.05%），不含H2S氣體，在計(jì)算沖蝕流速限制時可以將條件放寬些，將C取值為150。表2是C取值150時計(jì)算的瑪河氣田氣井在不同井底流壓情況下、不同尺寸油管防止沖蝕的最大允許日產(chǎn)氣量。從表2中可以看出：瑪河氣田日配產(chǎn)小于等于50×104m3時，采用內(nèi)徑62 mm油管，在井底流壓10～38 MPa的條件下，不會產(chǎn)生沖蝕。

2.3 攜液能力對油管尺寸的影響

由Turner公式求得氣藏不同流壓下的最小攜液流量（表3），從表3中可以看出，最小攜液流量受油管尺寸大小影響很大，當(dāng)流壓為10～38 MPa時，油管管徑62 mm允許的最小產(chǎn)量必須大于5.92×104m3／d。油管管徑增大到76 mm時，氣井允許的最小產(chǎn)氣量必須大于8.9×104m3／d。

表3 瑪河氣田最小攜液流量與井底流壓關(guān)系表 104 m3／d

2.4 油管尺寸的選擇

根據(jù)以上井筒壓力損失、沖蝕流量、攜液流量對油管尺寸計(jì)算結(jié)果，對于瑪河氣田油管尺寸選擇如下：

1）單井配產(chǎn)小于等于50×104m3／d時，生產(chǎn)管柱采用內(nèi)徑62 mm油管。

2）單井配產(chǎn)介于50×104～110×104m3／d時，生產(chǎn)管柱采用內(nèi)徑76 mm＋內(nèi)徑62 mm復(fù)合油管。

3 完井管柱結(jié)構(gòu)選擇

3.1 設(shè)計(jì)原則

1）保證安全采氣，并應(yīng)盡量減少完井作業(yè)程序，減少井下作業(yè)對地層的傷害。

2）管柱結(jié)構(gòu)必須滿足射孔、井下作業(yè)、測試工藝和配產(chǎn)的要求。

3）確保管柱安全可靠，應(yīng)滿足長期不動管柱要求，并滿足在緊急情況下自動關(guān)井的要求。

4）考慮氣體長期生產(chǎn)對管柱的影響，應(yīng)盡量做到對井下管柱和套管的保護(hù)。

5）滿足高壓氣井管柱的有效密封。要求井下工具必須耐高壓差，各工具、管材之間的接口、工具內(nèi)部的結(jié)合部必須密封可靠，管柱結(jié)構(gòu)盡量簡化。

6）一般都應(yīng)采用密封性能良好的、金屬對金屬氣密封的特殊螺紋（如TM、NK3SB、FOX、NEW VAM等）。

3.2 完井管柱結(jié)構(gòu)特點(diǎn)

根據(jù)瑪河氣田的特點(diǎn)，設(shè)計(jì)的高壓氣井完井管柱結(jié)構(gòu)為：油管掛＋油管＋井下安全閥＋油管＋井下測壓系統(tǒng)＋反循環(huán)壓井閥＋密封插管＋永久式封隔器＋磨銑延伸筒＋剪切球座＋射孔槍串（圖3）。

上述完井管柱結(jié)構(gòu)的特點(diǎn)如下：①采用永久式封隔器，能夠減小套管及井口承壓，減少了氣體對套管的腐蝕；②安裝了井下安全閥能夠及時切斷氣源，防止氣井失控；③采用井下測壓系統(tǒng)，能夠及時為生產(chǎn)及設(shè)計(jì)實(shí)時準(zhǔn)確的數(shù)據(jù)支持；④安裝反循環(huán)壓井閥，能夠進(jìn)行壓井作業(yè)及更換油管等井下作業(yè)；⑤油套環(huán)空可注入保護(hù)液，以減緩氣體對套管的腐蝕；⑥整體結(jié)構(gòu)相對復(fù)雜，受施工環(huán)境、井下復(fù)雜情況、供貨周期等因素影響較大。

3.3 完井管柱實(shí)施效果

采用高壓氣井完井管柱結(jié)構(gòu)的氣井在產(chǎn)量介于70×104～100×104m3情況下，油套壓基本保持穩(wěn)定，油技套壓力也較小，選用的管柱結(jié)構(gòu)性能可靠，密封性好，能夠滿足瑪河氣田高壓氣井的生產(chǎn)需要。

在瑪B井井下采用的是電纜式電子溫度壓力系統(tǒng)，分別在井下2 203.9 m、2 301.5 m設(shè)置2個測試點(diǎn)，井下溫度壓力數(shù)據(jù)通過地面監(jiān)測在射孔、放噴、開關(guān)井、系統(tǒng)試氣及后期生產(chǎn)過程中均能很好的實(shí)時顯示。

4 結(jié)論及建議

1）應(yīng)用氣井生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)分析技術(shù)，對瑪河氣田生產(chǎn)系統(tǒng)進(jìn)行了分析，確定各生產(chǎn)參數(shù)對整個系統(tǒng)的影響程度，給出了氣井的優(yōu)化參數(shù)，實(shí)現(xiàn)了氣井生產(chǎn)過程的高效優(yōu)化管理。

2）瑪河氣田方案設(shè)計(jì)采用的帶井下安全閥、井下封隔器及溫度壓力測試系統(tǒng)的管柱結(jié)構(gòu)技術(shù)試驗(yàn)的成功，為今后新疆油田高壓高產(chǎn)氣井安全生產(chǎn)及井下測試積累了經(jīng)驗(yàn)，值得推廣。

3）井下測試系統(tǒng)采用井下電纜式電子溫度壓力計(jì)，在生產(chǎn)18個月后出現(xiàn)故障無法使用，建議后期采用穩(wěn)定性和可靠性更好的毛細(xì)管測壓系統(tǒng)。

［1］彭建云，吳云才，楊淑珍，等.克拉2異常高壓高產(chǎn)氣田完井工藝技術(shù)研究［J］.天然氣工業(yè)，2005，25（12）：77－80.

［2］金忠臣，楊川東，張守良，等.采氣工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2004.

［3］薛艷，同昕鑫，史華，等.氣井節(jié)點(diǎn)分析技術(shù)在靖邊氣田的應(yīng)用［J］.遼寧化工，2010，39（6）：611－613.

［4］劉明球，周天鵬，敬祖佑，等.高壓高產(chǎn)氣田完井采氣工藝技術(shù)研究——以克拉2氣田開采配套工藝技術(shù)的推薦方案為例［J］.天然氣地球科學(xué)，2003，14（2）：140－144.

［5］楊繼勝.采氣工藝基礎(chǔ)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1992.

Completion of wells in high－pressure gas reservoirs of the Mahe Gas Field，Junggar Basin

Xu Xiaohui1，Liu Li1，Chen Jin1，Li Songling2，Xiao Ping1，Yuan Guang1，Zhang Chuanxin1，Yi Yonggang1
（1.Ex ploration ＆Development Research Institute of Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China；2.Xinjiang Petroleum College，Urumqi，Xinjiang 830000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 2，pp.67－70，2／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The gas pay zones in the Mahe Gas Field，Junggar Basin，have moderate porosity，medium to high permeability，high single－well production rate，and high pressure gradient.The corresponding recovery technology for such gas reservoirs are still under test and development.On the basis of the characteristics of the gas zones described above，the nodal analysis method is used to calculate and analyze the IPR curves，nodes，and other sensitive parameters of gas wells there.Then in combination with the calculation of the erosion flow rate and the offloading flow rate，the proper size and configuration of the production string can be determined.This study comes to the following conclusions：（1）the ID 62 mm tubing should be used if the single－well production allocation is less than 50×104m3／d；（2）the ID 76 mm＋I(xiàn)D 62 mm tubing strings should be used if the individual well production is allocated to be 50×104－110×104m3／d；and（3）as for high pressure gas wells，the completion strings should be in such structure as tubing hanger＋tubing＋downhole safety valve＋tubing＋downhole pressure monitoring system＋reverse－circulation killing valve＋sealed plunger pipe＋permanent packer＋milling extension＋shear ball seat＋perforation gun.

Junggar Basin，Mahe Gas Field，high pressure gas reservoir，completion technology，nodal analysis，erosion flow rate，liquid－laden flow rate，production string，completion string

徐小輝，1974年生，高級工程師，碩士；2010年畢業(yè)于西南石油大學(xué)；主要從事采油氣工程研究工作。地址：（834000）新疆維吾爾自治區(qū)克拉瑪依市準(zhǔn)噶爾路29號。電話：（0990）6868823，13999500468。E－mail：xuxh688＠petrochina.com.cn

徐小輝等.瑪河氣田高壓氣藏完井工藝技術(shù).天然氣工業(yè)，2012，32（2）：67－70.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.016

2011－09－30 特約編輯 楊 斌編輯 居維清）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.016

Xu Xiaohui，senior engineer，born in 1974，graduated from Southwest Petroleum University with an M.Sc.degree in 2010.He is now engaged in research of petroleum production engineering technology.

Add：No.29，Junggar Rd.，Karamay，Xinjiang 834000，P.R.China

Tel：＋86－990－6868 823 Mobile：＋86－13999500468 E－mail：xuxh688＠petrochina.com.cn