小油管排液采氣技術的研究及應用

王全超

中國石化中原油田天然氣產銷廠，河南濮陽457001

小油管排液采氣技術的研究及應用

王全超

中國石化中原油田天然氣產銷廠，河南濮陽457001

文章從氣液兩相流原理出發，選用適合低產積液井排液模型，模擬計算了積液井在不同生產油管下的井筒壓力剖面。根據研究結論，將現場兩口低產積液井原來的外徑50.8 mm（2 in）油管更換為外徑38.1 mm（1.5 in）小油管，實現了穩定生產，效益顯著，在低產積液井上具有推廣意義。

氣井積液；油管優化；氣液兩相流；Gray計算方法；小油管；排液采氣

0 引言

中原油田戶部寨氣田屬于致密低滲裂縫型砂巖凝析氣藏，埋藏深度為3 300～3 650 m，氣井平均產能低，32口生產井伴有凝析油水產出，井筒壓降損失大。為了提高氣井的攜液能力，該氣田逐漸將外徑88.9 mm（3 1/2 in）、內徑75.9 mm的和外徑73 mm（2 7/8 in）、內徑62 mm的油管更換成外徑50.8 mm（2 in）、內徑50.3 mm的生產管柱，效果顯著。隨著氣井產能的進一步降低，大部分井仍然不能滿足臨界攜液流量，受積液影響嚴重，依靠間歇氣舉排液維持生產。存在的主要問題是氣舉工作量大、效率低、氣井結鹽加劇等。氣井是否可以更換內徑更小的油管，需要進行系統研究及試驗。

1 技術原理

優化管柱是氣田開發中后期氣井已不能建立“三穩定”帶水采氣時，及時將氣井管柱更換成較小直徑管柱的一種排水采氣工藝技術。氣田開發初期，氣井產能較高，為了減少摩擦阻力，油管直徑要盡量大。氣田開發后期，氣井產能降低，為了提高流速，防止井底積液，根據氣井臨界攜液理論，油管內徑越小，越能提高氣井攜液能力，延長氣井穩產時間，因而采取更換成較小直徑管柱的方法以提高排液采氣效率。小油管排液采氣技術在氣田開發中后期具有較強應用價值。

2 前期試驗

文69-6井和文31井是典型的低產積液井。采取措施前兩口井日產量均在0.3萬m3左右，兩口井分別在原內徑為62 mm的生產管柱中下入內徑為24 mm和30 mm的空心抽油管。采取措施后，這兩口井井筒摩阻增加，井筒壓力損失增大，該措施未達到預期效果。

3 氣液兩相流計算模型優選

3.1 氣液兩相流理論介紹

對于氣液同產井的研究，50多年來形成了多種油氣井氣液兩相流計算方法，如Duns&Ros、Hagedorn& Brown、Orkiszewski、Aziz、Beggs&Brill、Mukherjee &Brill、Hasan&Kaber、Ansari、Gray等多達20多種的計算方法。這些計算方法大致可分為三類，第一類方法把兩相流混合物當作擬均質流，使用經驗常數來校正較大數值壓降；第二類方法考慮了滑脫現象，但是忽略了流動區域的影響，從試驗數據中得出了持液率和摩擦系數等數據；第三類方法不僅考慮了滑脫現象，也考慮了流動區域的影響。從第一類方法到第三類方法，計算精度越來越高。

3.2 Gray計算方法介紹

Gray計算方法屬于第三類氣液兩相流計算方法，它考慮了吸入流體、溫度梯度、流體加速度以及非烴氣體組分，并用試井數據進行必要修正，較好地解決了低產積液氣井的壓力計算。下面是Gray計算方程式。

式中p——壓力/psi，1psi=6.89 kPa；

g——重力加速度/（ft/s2），1ft/s2=0.304 8 m/s2；

gc——無量綱常數；

ε——混合物中的氣體體積所占比例；

ρl、ρg——分別為液體和氣體的密度/（lb/ft3），1lb/ft3=16.018 5 kg/m3；

h——深度/ft，1ft=0.304 8 m；f

t——不可逆能量損失；

G——質量流速/（lb/s），1lb/s=0.453 6 kg/s；

D——湍流系數；

ρmf、ρmi——分別為氣液混合物在井底和井口的密度/（lb/ft3）；

B——氣體地層體積系數/（bbl/103ft3），

1bbl/103ft3=0.484 kg/m3；

NV——速度/（ft/s），1ft/s=0.304 8 m/s；

ND——直徑/ft；

R——地面氣液比/（scf/STB），scf/STB=

0.178 m3/m3；

ρm——氣液混合物的平均密度/（lb/ft3）；

T——溫度/℉，℉=（32+9/5）℃；

Vsm、Vso、Vsg——分別為混合物、油和氣體的表觀速度/（ft/s）。

Gray計算方法是基于外徑為25.4～50.8 mm（1.0～2.0 in）的小油管兩相流試驗研究結果的方法，適用于日產凝析液2.8 m3/萬m3、產水量2 m3/萬m3的氣井。

4 現場應用及效果

選擇戶部寨氣田典型積液井部1-13井進行模擬計算，該井油壓0.8 MPa，氣液比為5 000，日產液量1 m3，日產氣量0.5萬m3，內徑50.3 mm管柱條件下不能穩定帶液。利用Gray計算方法模擬計算，部1-13井在油管內徑分別為62、50.3、40、35、30、25 mm條件下的井底流壓剖面見表1。

表1 部1-13井不同內徑生產管柱時井底流壓

從表1可以看出，管柱內徑對井底壓力非常敏感，該井條件下內徑35 mm管柱流壓最低，內徑62 mm管柱流壓最大。通過模擬分析可得到，將部1-13井內徑50.3 mm的管柱更換為內徑35 mm、外徑38.1 mm（1.5 in）的小直徑管柱，最有利于氣井生產條件的改善。當管柱內徑從50.3 mm更換為35 mm后，井底流壓可下降0.838 6 MPa。如果更換為內徑25 mm、外徑25.4 mm（1 in）的管柱，井底流壓會增大，不利于生產條件的改善，反而對氣井有害。

采取措施后，部1-13井日產氣0.8萬m3，日產液1.2 m3，日產氣量較采取措施前增加0.3萬m3，與模擬結果十分吻合。隨后，通過優選把部1-34井的管柱也更換為內徑35 mm的管柱，同樣獲得了成功。

5 結束語

（1）外徑50.8 mm以內小油管對氣井氣液比、氣量、產液量等參數非常敏感，因此現場適用范圍非常有限。采取更換管柱措施前準確取得氣井生產數據，為模擬分析提供可靠數據。

（2）安裝小油管后，抽吸會變得很困難，油管內很容易形成積液，而且積液后很難恢復生產。采用小油管生產時，不建議加深管柱。

[1]楊川東.采氣工程[M].北京：石油工業出版社，2006.100-141.

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[3]詹姆斯·利，亨利·尼肯思，邁克兒·威爾斯.氣井排水采氣[M].北京：石油工業出版社，2009.176-178.

Research and Application of L iquid Discharge and Gas Recovery Technique of Using SmallOilTube

Wang Quanchao
Sinopec Zhongyuan Oilfield NaturalGas Production and Sale Plant，Puyang 457001，China

The liquid discharge modelofliquid accumulated wellwith low oiloutput is selected based on gas-liquid multiphase flow theory and applied to calculate simulately the wellbore pressure profile of the liquid accumulated wells with different oil production tubes.According to the research results，the originalD 50.8 mm oilproduction tubes are replaced with the smallD 38.1 mm oilproduction tubes in such two wells，which realizes steady production and remarkable benefit.This approach can be widelyadopted in otheraccumulated wells with low oiloutput.

accumulated liquid in gas well；oil tube optimization；gas-liquid multiphase flow；Gray calculation method；small oiltube；liquid discharge and gas recovery

10.3969/j.issn.1001-2206.2014.06.013

王全超（1980-），男，河南安陽人，工程師，2006年畢業于中國石油大學（華東）地質工程專業，碩士，現主要從事天然氣開采工作。

2014-02-13