連續油管排水采氣工藝技術在蘇東41-33區塊的應用

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)

連續油管排水采氣工藝技術在蘇東41-33區塊的應用

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氣藏,氣井在生產中后期攜液能力差,導致井筒積液不斷增多,嚴重影響氣井正常生產，部分氣井甚至出現積液停產現象。為提高氣井攜液能力，結合蘇里格氣田現場情況，開展了連續油管排水采氣工藝試驗。依據管柱優選理論,根據不同油管規格臨界攜液流量的不同，優選臨界攜液流量低、油管磨阻小的?38.1mm油管作為生產管柱,通過對2口井試驗前后油套壓差和產氣量對比分析發現,采用該油管有助于提高氣井攜液能力,取得了良好的排水采氣效果。

蘇里格氣田;蘇東41-33區塊;連續油管;排水采氣

蘇東41-33區塊位于蘇里格東區西部，與蘇6、蘇5區塊相鄰，面積約779km2，區域構造屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡北部中帶，蘇東41-33區塊探明含氣面積694.41km2，探明儲量762.72×108m3。截至目前，蘇東41-33區塊共有生產井170口，單井平均套壓9.8MPa，平均單井日產0.65×104m3/d，區域整體產水量較大，隨著生產年限較長，局部產水區域的氣井已經進入生產中、后期，壓力和產能普遍較低，不能滿足生產過程中的自身攜液要求，導致部分氣井井底或井筒內產生積液，嚴重影響了氣井連續穩定生產。因此，采取必要的排水采氣工藝措施成為蘇東41-33區塊發掘氣井產能的有力保障。

1 工藝原理

氣井井筒積液來源有2種方式:①隨著天然氣進入井筒的游離態液體;②由于熱損失導致天然氣凝析形成的液體。產水氣井生產過程中，當氣井產量高于臨界攜液流量時，井筒液體能夠被天然氣自主攜帶出井筒，氣井生產具有穩態特征，井筒不形成積液；當氣井產量小于臨界攜液流量時，液體不能完全被天然氣帶出井筒，井筒出現積液現象，液體以混合氣柱的形態滯留在井筒之中。隨著產出液體的不斷聚集，井筒液柱高度持續增加，井口壓力和天然氣產量隨之急劇遞減，甚至導致氣井水淹停產，嚴重制約氣井產能的有效發揮，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、恢復氣井正常生產是保證氣井長期連續穩定生產的必要手段。

根據氣井井筒積液的機理，保證氣井不積液的條件是要求氣井產量大于臨界攜液流量，即為確保持續攜帶出地層流入井筒的液體和天然氣井筒流動過程中的產生的凝析水，氣流速度必須大于最小臨界攜液流速。為達到相同的臨界攜液流速，管柱管徑越大，氣井連續排液所需的臨界攜液流量越大，反之依然。優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，根據氣井的生產動態，優選出合理的生產管柱，以達到提高氣井攜液能力、保證氣井連續攜液生產的目的。

2 管徑優選

李閩等[1]假設被氣流攜帶向上運動的液滴是橢球體，并建立氣井連續排液最小攜液模型，通過與氣田實際生產數據對比，計算獲得的氣井最小排液產量與實際生產數據符合程度較高，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算公式為[1]：

(1)

最小臨界攜液流量計算公式為:

qsc=2.5×104Apνg/(ZT)

(2)

式中，ν為液滴在氣流中的運動速度，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為產氣量，m3/d。

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

表1 不同管徑條件下臨界攜液流量及磨阻壓降對照表

由表1可知，相對于常規的?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小；?25.4mm油管摩阻壓降為3.36MPa，井筒壓力損失相對過大，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。因此，利用?38.1mm油管作為生產管柱，可以有效提高氣井攜液能力，保證氣井長期穩定生產，是低產低效氣井中后期平穩生產新的技術途徑。

3 連續油管安裝

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

圖1 連續油管井生產流程示意圖

根據蘇里格氣井采氣樹的型號(一般采用KQ65-70型)，確定連續油管安裝程序如下[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設備，利用連續油管車不壓井對連續油管進行下井作業，當連續油管下到設計深度時，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，恢復采氣井口。

連續油管安裝后(見圖1)，氣井具備了連續油管、油油環空、油套環空等3路生產流程，可根據氣井產量變化靈活調整生產流程，便于氣井攜液。

4 現場應用及效果評價

4.1優化選井

根據連續油管的施工條件及適用范圍，確定優化選井條件如下：①動態分類為Ⅱ類或者Ⅲ類氣井，對蘇里格氣田氣井中后期生產具有指導意義；②單井日產氣量大于0.3×104m3/d，滿足連續油管的臨界攜液要求；③氣井生產時油套壓差較大，與同類井相比產水量相對較多；④井口型號為KQ65/70，有利于連續油管配套工具作業。由于蘇東41-33區塊蘇東41-42和蘇東43-42井井筒積液現象明顯，生產不夠穩定，因而滿足上述選井條件，最終確定在上述2口井開展連續油管排水采氣現場試驗。

4.2試驗效果評價

1)蘇東41-42試驗效果分析 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，投產前套壓為22.5 MPa。該井投產以后，隨著生產的延續，套壓平穩下降。2011年2月，套壓出現波動上升，日產氣量有所下降，出現井筒積液現象。

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

2) 蘇東43-42試驗效果分析 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，投產前套壓為22 MPa。該井投產以后，隨著生產的延續，套壓平穩下降，2011年7月日產氣量出現小幅波動，且呈下降趨勢，由此判斷該井可能存在積液。

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

5 結 語

針對蘇東41-33區塊整體產水量大，氣井產量低的特點，利用優選理論選出?38.1mm作為生產管柱?，F場試驗表明，采用該技術縮短建設周期和提高氣井攜液能力，取得了良好的效果。今后，應開展多種排水采氣措施相結合(泡排與小直徑油管生產相結合、氮氣氣舉與小直徑油管生產相結合等)的技術研究，以期達到發揮氣井最大產能的目的。

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

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

[3]田偉,白曉弘， 郭彬，等.連續油管排水采氣技術在蘇里格氣田的應用研究[J].化工技術與開發,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年大學畢業，助理工程師，現主要從事采氣工藝技術與管理方面的研究工作。

[編輯] 李啟棟