戶部寨氣田渦流排水采氣技術先導試驗

任壘，張艷淑，張靜，李曉龍，賈玉青，趙生嶸.中國石化中原油田分公司天然氣產銷廠，河南濮陽45700.中國石化東北油氣分公司彰武采油廠，遼寧阜新300

戶部寨氣田渦流排水采氣技術先導試驗

任壘1，張艷淑1，張靜1，李曉龍1，賈玉青1，趙生嶸2
1.中國石化中原油田分公司天然氣產銷廠，河南濮陽457001
2.中國石化東北油氣分公司彰武采油廠，遼寧阜新123200

戶部寨氣田目前已處于開發后期階段，多數氣井的壓力及產量難以滿足臨界攜液要求，井筒積液較為普遍，制約了氣井產能的發揮。針對增壓氣舉、優選管柱等常規排水采氣工藝存在的技術局限，綜合考慮渦流工具適用條件及氣田開發實際，優選部1-9井開展了渦流排水采氣先導試驗，現場試驗結果表明：該井加裝渦流工具后攜液能力較先前明顯提升，相同注氣條件下日產液量提高91％，同時增大生產壓差約1 MPa，取得了較好的試驗效果，可為同類氣井排液對策制訂提供相應技術借鑒。

戶部寨氣田；積液；渦流；先導試驗

戶部寨氣田為含水裂縫性砂巖氣藏，自1993年建成試采以來，產水氣井所占比例逐年上升。據統計，目前投產的30口氣井在生產中均伴有出水特征，其中21口氣井出現了不同程度的積液，比例達70％。研究表明，井筒內液柱所產生的靜水回壓一方面會降低氣井生產壓差，同時液體在反向滲吸作用下會侵入地層造成井周污染，特別是對低壓低產氣井而言，這一危害尤為突出［1-2］。受此影響，多數氣井明顯減產，產能難以得到充分發揮。因此，如何快速而有效地解除積液困擾是戶部寨氣田當前亟待解決的一項生產難題。盡管在以往的探索實踐中形成了包括增壓氣舉、優選管柱等在內的六大類排水采氣技術系列，但伴隨氣田開發的日漸深入，上述傳統排水采氣工藝技術已無法滿足現階段的生產需求，加強排水采氣新技術的適應性研究逐漸成為彌補傳統工藝技術局限性的一條重要途徑。基于以上背景，開展了渦流排水采氣技術先導試驗，以期改善戶部寨氣田氣井普遍積液的不利現狀。

1 渦流排水采氣技術

渦流排水采氣技術最初受美國能源部資助，自2011年由國外引進至今，已在我國蘇里格、徐深等多個氣田進行了試驗應用，排水采氣效果顯著，推廣前景十分廣闊［3］。經過近年的不斷改進，目前現場應用最為廣泛的DXR（Downhole Retrievable）型可投撈式渦流工具已發展至第三代，局部結構較先前進行了一定調整，摒棄了雙葉片型的早期設計，主要由投撈體、渦旋變速體、導流體、坐封器及卡具五個部分組成，如圖1所示。

圖1　渦流工具結構示意

其工作原理在相關文獻中［4-6］已有較多介紹，主要依靠在渦旋變速段固定設置的螺旋導向葉片實現氣液分離的功能，通過改變流體介質的運動方式，使原有的垂直向上紊流流態變為流動截面積減小的螺旋狀向上渦旋流態，從而有效降低油管的流動摩阻與滑脫損失，充分依靠氣體自身膨脹能量提高流體的攜液舉升能力。

作為一項新興的排水采氣技術，渦流工具同樣有其明確的適用條件，結合渦流工具的工作原理、仿真模擬研究成果［7-8］及加裝渦流工具氣井的生產動態資料，可將其基本適用條件歸納如下：

（1）井筒無變徑、井下無工具。

（2）地層壓力系數≥0.6。

（3）氣水比＞1 000 m3/m3。

（4）0.4＜Crr＜0.8，其中：Crr=Qg/Cr，Qg為日產氣量，Cr為最小臨界攜液流量。

2 渦流排水采氣技術先導試驗

美國德克薩斯農工大學最新的旋流場理論研究結果顯示，采用渦流工具最多可使氣井臨界攜液流量降低約27％，該結論同樣揭示了積液氣井借助渦流工具降低氣舉注氣量的可行性，對于一些自噴能力有限的氣井來說，復合使用氣舉或泡排等輔助排液措施可以顯著提高氣井的帶液生產效果，如蘇里格氣田蘇36-4-3井等。目前，戶部寨氣田積液氣井的排液對策以增壓氣舉為主，但僅有的一臺壓縮機組供氣能力有限，連續氣舉時高壓氣缺口近11萬m3/d，針對這一問題，開展渦流排水采氣技術先導試驗，對于減輕積液氣井對高壓氣源的過度依賴和保障生產平穩運行具有重要意義。

2.1積液氣井優選

鑒于渦流排水采氣技術在戶部寨氣田尚無應用先例，同時考慮到氣田整體產量低、挖潛難度大的基本情況，為了最大限度地降低新技術試驗的潛在風險，對于區塊內符合上述基本適用條件的積液氣井，按照“自產氣量低、相對出液高”的附加原則做進一步篩選，最終優選部1-9井為本次先導試驗對象，當時該井處于關井狀態，其工況參數見表1。

表1　部1-9井工況參數

2.2工具參數優化

渦旋變速段結構如圖2所示。螺旋葉片是誘發渦流流態的核心部件，其結構參數直接決定著渦流工具的工作性能。通過分析渦流工具段流體體積流量公式可知［9］：螺旋葉片螺旋角、導程及葉寬是直接影響氣液分離性能的三個基本參數。

圖2　渦旋變速段結構示意

受實驗條件的限制，部1-9井各級渦流工具參數優化可通過仿真模擬手段實現，流程如圖3所示。

圖3　仿真模擬流程

2.2.1模型建立

有關旋流場的研究表明，單級渦流工具的有效作用距離約500～800 m，結合部1-9井井況條件同時為加強分離帶液效果，此次設計采用串聯安裝三級井下渦流工具。

參考國內現場使用的渦流工具關鍵尺寸范圍，利用Pro/E軟件建立了油管內投放渦流工具的物理模型，由于本次研究的重點對象為渦旋變速段，故對渦流工具模型進行了一定簡化，工具幾何模型及計算參數見圖4。

圖4　渦流工具計算結構示意

2.2.2流域提取及網格劃分

將已建立的幾何模型導入Workbench 14.0軟件并提取流域。針對流域空間形狀較為復雜的特點，采用四面體非結構性網格對其進行劃分，流域局部網格如圖5所示。

圖5　流域局部網格

2.2.3初始條件

將劃分好的網格文件導入Fluent軟件進行兩相管流流態仿真模擬，求解器設置為三維、穩態，基于壓力的隱式分離式求解。結合表1確定各初始條件，指定兩相混合物中氣相為天然氣、液相為水（粒徑50μm），氣液兩相間僅考慮拖拽力作用。入口采用速度入口邊界，忽略入口截面處兩相間的速度差異，認為速度方向垂直于截面且均勻分布；出口采用壓力出口邊界。由于渦流工具為靜止部件，因此壁面邊界速度無滑移、無質量加入，保留系統的默認設置。

2.2.4模擬結果

按上述方法確定渦流工具各參數值，見表2。

表2　三級渦流工具參數

委托廠家按照表2中確定的幾何結構加工完成各級渦流工具，如圖6所示。

圖6　三級渦流工具實物

2.3現場實施

由于部1-9井在作業前通井中多次遇阻，為避免油管鋼絲投放過程中發生卡阻事故，經討論后決定采用“先設置、后下入”的安裝思路，即施工前，在地面首先打開渦流工具卡簧并下擊投撈體使坐封器與接箍擋環保持鎖緊狀態，然后將工具固定于油管與接箍所形成的內部臺階，隨完井管柱同步下入至各級指定設計深度，具體施工步驟如下：

（1）采用10 m3密度為1.0 g/cm3的活性水灌注壓井。

（2）組裝2FZ18-35型封井器，按壓力等級進行水試壓合格，起出原井管柱，配合井況測試。

（3）完井下D 60.32 mm的N80加厚油管+三級渦輪排液工具（一級3270m、二級2500m±10m、三級1 600 m±10 m）+D77.8 mm喇叭口生產管柱，喇叭口深度3 300.0 m。

（4）完井采氣樹組裝配件齊全、密封不漏、頂絲上緊。

（5）液氮氣舉誘噴，具備進站條件方可交井。

3 實施效果評價

部1-9井作業后，氣舉復產初期產液量較高約15.0 m3/d，后逐漸降至9.0 m3/d，通過對比該井2011年3月29日的生產數據后發現，在相同注氣量及套壓條件下該井的日產液量較先前的4.7 m3提高近一倍。受井下渦流工具的制約，無法對該井進行流壓測試，利用PIPESIM節點分析軟件建模，分析得到加裝渦流工具后的井底流壓比光油管時降低約1 MPa（見圖7），表明渦流工具有助于增大生產壓差。考慮到該井復產時間較短，其后續效果還有待進一步觀察。

圖7　加裝渦流工具和光油管時井底流壓對比曲線

4 結束語

通過對戶部寨氣田部1-9井開展渦流排水采氣現場試驗，得到了以下幾點認識：

（1）部1-9井所采用的“先設置、后下入”的工具安裝方式可為復雜井筒條件下的積液氣井渦流施工提供技術借鑒。

（2）采用渦流工具有助于降低井底流壓，增大生產壓差，提高積液氣井攜液能力。

（3）受復產時間的限制，對于渦流工具的后期工作效果還有待進一步觀察。

［1］楊川東.采氣工程［M］.北京：石油工業出版社，2008.

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［4］楊濤，余淑明，楊樺，等.氣井渦流排水采氣新技術及其應用［J］.天然氣工業，2012，32（8）：63-66.

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中國石化中原油田分公司“十二五”科技攻關專項“戶部寨裂縫性氣藏提高采收率技術”（2013YWQS03-04）。

Pilot Test of Vortex-based Water Drainage Gas Recovery Technology in Hubuzhai Gas Field

REN Lei1，ZHANG Yanshu1，ZHANG Jing1，LIXiaolong1，JIAYuqing1，ZHAO Shengrong2
1.Sinopec NaturalGas Production and Marketing Factory of Zhongyuan Oilfield Co.，Puyang 457000，China
2.Sinopec Zhangwu OilProduction Factory of Northeast Oiland Gas Co.，Fuxin 123200，China

HubuzhaiGas Field development is already in the late stage.For the majority of gas wells in this region，the pressure and production levelcan hardly meet the need of criticalliquid-carrying flow rate，leading to a generalproblem of liquid effusion.Suffered this effect，gas well productivity is difficult to function at full capacity.Considering of the limitations of conventionalwater drainage gas recovery technologies such as pressurization gas lift and string optimalselection，and combining applicable conditions of vortex tool with gas field development realities，B1-9 wellwas selected as the pilot test object.The field test results showed that the capacity of liquid-carrying of B1-9 well was improved significantly by applying vortex tool compared with the past situation，daily liquid production and production pressure differential respectively increased 91％and 1MPa under the same gas injection and pressure conditions.The pilot test achieved certain results，offering modelsignificance for similar gas wells in strategy formulation work on water drainage.

HubuzhaiGas Field；liquid effusion；vortex；pilot test

10.3969/j.issn.1001-2206.2016.04.014

任壘（1987-），男，江蘇睢寧人，助理工程師，2014年畢業于中國地質大學（武漢）地質工程專業，碩士，現從事采氣工藝相關工作。Email：329784100@qq.com

2016-01-13；

2016-04-05