東勝氣田氣體射流泵排采工藝的設計及應用

Zhou Ruili，Luo Yi，Qiao Qianyu，et al.Design andapplicationof fluid pump drainage gas recovery technology in Dongsheng gas field[J].China PetroleumMachinery，2025，53（7）：122-128.

Design and Application of Fluid Pump Drainage Gas Recovery Technology in Dongsheng Gas Field

Zhou Ruili Luo YiQiao QianyuWu Weiran Yang FeishanZhao Rundong Xue Zhaoyang （SinopecNorthChinaPetroleumCompany;SinopecKeyLaboratoryforExplorationandDevelopmentofDepCoalbedMethane

Abstract：To effectively addressthe bottleneck problems of high injection pressure and high energy consumptionof hydraulic jetpump technology，it is urgentto improve andoptimize the drainage gas recovery technologyof high water-production gas wells.First，based on the design principle of Venturi efect，the fluid pump technology using gas as jet medium was adopted to eficiently activate the production capacityof mediumand low-pressure high water production gas wellsand improve the technologyadaptability.Second，Well Q1 was selected toconductapplication evaluation offluid pump technology.The study results show that the fluid pump technology only needs 5- 7 MPa pressure to realize normal cleanup，the production time rate is up to 98.4 4% ，the liquid withdrawal capacity is18.42 times higher than thatof single well rotative gas lift technology，and thedailyliquidflowrate is 13.1 times higherthan thatof theelectric valve intermitentopening technology.Inaddition，itdoes notneed the assistance of foam-aided drainage gas recovery technology. Compared with the jet pump technology，the pump pressure is only 20.6%-32 3% of the jet pump，and the daily average power consumption is only 34. 6% - 75. 3% of the jet pump，fully verifying the effectivenessoflow pressure andlow energy consumption work of the fluid pump，and successfullysolving the problem of high injection pressure and high energyconsumption of hydraulic jetpump.The study results areof great significance for realizing continuous liquid-carrying gas production of gas wells and efficiently activating the production capacity of high water-production gas wells.

Keywords： Dongsheng gas field； fluid pump; drainage gas recovery; device design；application evaluation high water-production gas well

0 引言

鄂爾多斯盆地東勝氣田是國內已開發的水氣比最高的致密高含水氣藏，水氣比大于 10m³/10⁴m³ 的高產水區塊儲量規模近千億 。在實際生產中，由于油管內氣液兩相滑脫，高產水氣井極易產生井筒積液水淹的問題。傳統的優選管柱、泡沫排水、機抽排水、電潛泵排水及氣舉排水等排水采氣工藝復產難度大、穩產周期短、投資成本高，均存在其使用條件的局限性，應用效果不佳[3-5]。射流泵是利用文丘里效應將注入井內的高壓動力液的能量傳遞給井下油、氣層產出液的水力排采設備，可通過調整自身結構參數，滿足不同工況參數條件下的排水采氣作業；目前已規模應用于東勝氣田盤活高產水氣井產能，但其注入壓力高、能耗高的瓶頸問題使得應用效果有待提高，亟需進行工藝優化[6-8]

為了降低水力射流泵工藝注入壓力、節約能耗，提升高產水氣井舉升效率，實現氣井連續攜液采氣、釋放儲層產能，開展了天然氣氣體射流泵排水采氣工藝試驗。利用天然氣作為射流介質，深入研究氣體射流泵結構，并選取東勝氣田高產水氣井Q1井進行工藝應用試驗，不斷摸索規律、優化參數、調整工作制度，從而解決水力射流泵工藝注入壓力高、高能耗的核心問題，以期為后續氣體射流泵工藝的現場應用提供指導意見，同時進一步高效盤活中低壓高產水氣井產能。

1技術分析

1.1 工作原理

在高產水氣井實際生產中，由于氣液滑脫液體不斷在井中堆集，當液柱壓力接近地層壓力時地層停止產氣，氣井出現水淹。若能合理克服氣液滑脫，使氣液始終分段向上移動，隨著氣體體積的不斷膨脹，即可實現快速自主排液。

氣體射流泵與水力射流泵均基于文丘里原理設計[9-]，其區別是氣體射流泵動力介質為氣體。通過壓縮機將高壓天然氣注入油套環空內，氣體把油套環空中的液體推送至油管內，經氣體射流泵噴嘴向上噴射推舉液柱；通過氣舉閥降低液柱壓力，實現分段排液，使井內液體從油管排出，完成氣井首次排液激活。激活后，井筒基本處于“空”的狀態，地層壓力得到釋放。當氣體射流泵進入日常工作狀態時，地層氣液在壓力差的作用下進入氣體射流泵，不斷被氣體射流泵向上噴出，且壓力互不干擾。根據文丘里效應，受限流體通過縮小的過流斷面時，流體流速增大，在高速流動的流體附近會產生低壓區，從而對地層流體產生吸附作用，抽吸地層液體進入喉管；另一方面，擴散管直徑擴大使得壓力降低，便于噴出的氣體向上推舉液體上升。氣體射流泵的噴嘴與喉管、擴散管相互配合，從而達到快速排液的目的。

1.2氣體射流泵與水力射流泵的對比分析

氣體射流泵與水力射流泵的對比分析[2]如表1所示。由表1可知，不同于以水為介質的水力射流泵，氣體射流泵的射流介質為具有可壓縮性的氣體，氣體射流泵環空返出液為氣體和地層水的混合流體，通過氣攜液經由環空排出；當環空中氣體流速達到臨界攜液流速時，能夠持續穩定地攜液并將吸入的地層液排出。而水力射流泵返出液為同一種流體，在環空返出通道中的壓差下可以穩定流動，但由于流體為水，密度較大，所需注入壓力及能耗均高于氣體射流泵[12-13]

表1氣體射流體泵與水力射流泵對比分析

2 氣體射流泵的設計研究

2.1 工作壓力的確定

為準確表明流體中液體所占的體積比，將垂直管道中液體與總流體的比值定義為持液率 y_L^c 當持液率 y_Llt;0.1 時，管柱內的氣液兩相流可以按照霧狀流計算處理，霧狀流在垂直管中不存在滑脫現象。 y_L 和流體體積流量 Q 的計算式為：

式中： V₁ 為油管中液體的體積， m³ . V_g 為油管中氣體的體積， m³ ； Q 為流體的體積流量， m³/min ； C 為流出系數； β 為直徑比； ε 為介質可膨脹性系數，對于液體 ε=1 ，對于氣體等可壓縮流體 εlt;1 ； d 為孔徑， m ; Δp 為壓差， Pa ： ρ₁ 為工作狀況下節流件上游處流體的密度， kg/m³ 。

假設該井每天出液 60m³ ，平均出液0.042m³/min ，則進入油管的氣體流量為 2.3～5.0m³/min 中 5MPa） ；若進入油管的持液率為 0.018～0.0084 油管長度 3000m ，則液體在油管中的累計高度為45.6～21.0m 。因此在氣井首次排液后，最低使用5MPa 工作壓力的設備就可以實現長期排水采氣。

2.2 噴嘴的結構設計

氣體射流泵噴嘴結構自下而上由剪切銷釘、錐形卡簧、噴嘴、喉管、打撈槽和擴散管等組成（見圖1）。打撈時使用四爪打撈器進行打撈，采用可更換噴嘴，通過取出噴嘴總成，在地面更換不同的噴嘴實現更合理的噴喉比。

2.3噴嘴參數的設計

為了進一步明確噴嘴參數，選用FLUENT軟件對氣液兩相流經超音速噴管的過程進行流場數值仿真。流場選擇定常穩定模型，求解器采用耦合隱式模型，湍流模型選擇 k-ε 模型，并采用SIMPLE方法進行求解；多相流選擇VOF模型，輸出的求解數據采用MATLAB進行后期處理，模擬流程如圖2所示[14]。圖2中： μ_?1 和 μ₂ 分別為入口處和出口處流體的黏度， ; p₁ 和 p₂ 分別為入口處和出口處流體的壓力， MPa ； T₁ 和 T₂ 分別為入口處和出口處流體的溫度， ^°C ; ρ₁ 和 ρ₂ 分別為入口處和出口處流體的密度， kg/m³ 。在注入壓力 15MPa 、噴嘴 4mm 條件下，軟件模擬了5次噴嘴參數匹配試驗（見表2和圖3）。模擬結果表明，大直徑喉管的流體噴射效果優于小直徑喉管，但差異較小。綜合考慮能耗等因素，選用喉管直徑 15mm ，噴嘴到擴散管距離為 6mm 的模擬結果進行設計[15-18]。

考慮在首次排液時，環空中的液體會首先經過噴嘴流出，進入油管內部。從安全施工的角度將噴嘴內徑設計為 4mm 。為保證喉管的過液能力，需盡量放大噴嘴與喉管的間距，因此將噴嘴外徑設計為 7mm ，喉管內徑設計為 20mm ，最終設計的噴嘴總成結構圖見圖4。

施工過程不可控因素較多。為方便后續施工，采用固定式封隔器，氣體射流泵與封隔器為同一管柱，一趟鉆便可坐封，起井內管柱的同時可以將封隔器解封帶出。

（2）為了避免短節部分出現脫落，影響氣井生產，原工藝結構采用防滑脫短節增強管柱安全性。但在實際生產中，現場從未使用過防滑脫短節，利用率低，且其 35mm 內徑極易影響后續鋼絲打撈及流壓測試等施工作業，因此取消使用。

（3）為防止地層出砂堵塞氣體射流泵排液通道，在管柱底部加裝防砂篩管；且為了進一步滿足驗封需求，將雙孔節流器改為單向閥。

2.4氣體射流泵工藝設計優化

在實際應用過程中，對氣體射流泵工藝進行了多次設計升級，具體如下。

（1）原始設計封隔器使用可插入式封隔器，先下入封隔器坐封，再下人氣體射流泵管柱與封隔器插入連接；插入式封隔器需要單獨進行打撈，

（4）氣體射流泵設計下深要在氣層頂部才能更好地發揮作用。東勝氣田高產水氣井井深約為3500m ，在循環氣舉油管內液體時，地面設備會產生較大的排液壓力，在管柱中加入適當數量的氣舉閥，可以適當降低排液壓力。當管柱中加入1個氣舉閥，地面設備的排液壓力可降至 21.5MPa 左右；加入2個氣舉閥時，地面設備的排液壓力可降至 16MPa 。結合實際情況，決定使用1個氣舉閥。

經過不斷迭代提升，最終確定氣體射流泵井下結構，如圖5所示。

3 現場應用

3.1試驗前生產情況

東勝氣田Q1井投產于2022年2月22日，試氣無阻流量為 1.7×10⁴m³/d ，試氣評價為含水氣層，平均水氣比 13.8m³/10⁴m³ 。投產僅半年后使用智能間開工藝進入間歇生產階段，壓力與產量均波動較大。在此情況下，先后應用井口分液、泡排、井口電動閥間開、單井循環氣舉及水力射流泵工藝等措施。2023年2月13日靜壓測試報告顯示，該井井內積液嚴重。

3.2氣體射流泵工藝運行情況

Q1井于2023年11月15日—2024年3月26日進行氣體射流泵工藝應用試驗，試驗運行共計 132d 可分為2個階段，即制度優化階段和穩定生產階段，其每日生產曲線圖如圖6所示。

3.2.1制度優化階段

制度優化階段從2023年11月15日開始，到2023年12月14日結束，共計 30d 。此階段主要目的為設定參數、運行觀察、摸索規律、優化參數及調整工作制度。初始設定分離器工作壓力 1.0～ 2.0MPa ，壓縮機進口氣量 400～700m³/h ，套壓控制在 4～7MPa ；觀察每日采氣排液情況，平均油壓 1.58MPa ，平均套壓 10.15MPa ，平均日產氣量3657m³ ，平均日產液量 3.2m³ ，平均時效為 82% 。結合實際運行情況，精細優化運行參數，分離器工作壓力若低于 1MPa ，發電機易熄火停機；若高于 2MPa ，則分離器內液體易進入發電機和壓縮機造成停機。將分離器工作壓力調整為 1.0～ 1.5MPa ，壓縮機進口氣量 450～650m³/h ，并不斷摸索氣體射流泵工藝規律，為下步優化運行參數提供初始依據。

3.2.2穩定生產階段

穩定生產階段從2023年12月15日開始，到2024年3月26日結束，共計 102d 此階段主要目的為調整最優工作制度、實現精細管理及產能對比。此階段精準優化分離器工作壓力至 1.1～1.2MPa 精準調整壓縮機進口氣量 500～600m³/h ，為連續平穩生產運行提供精準技術支撐。同時，對設備及工藝因素進行了全面排查，加強設備維修保養，分離器排污間隔時間由 2h 優化至 0.5h ；不斷優化運行參數，油套壓波動范圍較小，保證工藝平穩運行。

此階段平均油壓 1.53MPa ，平均套壓5. 12MPa 平均日產氣量 2959m³ ，平均日產液量 6.8m³ ，平均時效為 98.4% 。與初期階段相比，由于地層產能處于緩慢下降趨勢，日產氣量下降 19.1% ，日產液量較初期提高2.1倍，生產時效提高16. 4% 。

3.3 工藝效果對比評價

表3對比了Q1井全生命周期排采工藝對比情況。Q1井前期生產采用單井循環氣舉 + 泡沫排水采氣 + 氮氣氣舉工藝 + 井口分液工藝，當地層能量不足時采用間歇生產模式，平均時效低于 40% 。采用氣體射流泵工藝后，既實現了氣井連續平穩生產運行，又優化調整了分離器排液制度，平均時效高達 98.4% ，較電動閥間開工藝提高了4.1倍，較單井循環氣舉工藝提高了1.47倍。在氣體射流泵試驗階段，平均日產液量 6.8m³ ，較前期單井循環氣舉工藝日產液量提高了18.42倍，較電動閥間開工藝日產液量提高了13.1倍，且無需泡沫排水采氣工藝輔助，充分說明氣體射流泵工藝連續排液速度明顯優于地層排液速度。

3.4性能評價

根據試驗期間數據分析，選取6口水力射流泵氣井（S1＼～S6）與氣體射流泵氣井Q1進行性能對比，結果如圖7所示。由圖7可知：水力射流泵泵壓為 16.4～25.7MPa ，氣體射流泵泵壓為 5.3MPa ，氣體射流泵泵壓僅為水力射流泵的 20.6%～32.3% 水力射流泵日耗電量為 1063～2314kW?h ，氣體射流泵日耗電量為 800kW?h ，氣體射流泵耗電量僅為水力射流泵的 34.6%～75.3% 。充分驗證了氣體射流泵低壓、低能耗工作的有效性，成功解決了水力射流泵注入壓力高、能耗高的問題。

4結論

（1）針對水力射流泵工藝注入壓力高、能耗大的瓶頸問題，依托文丘里設計原理，對氣體射流泵開展研究，進一步提高對東勝氣田高產水氣井的適應性。

（2）通過對氣體射流泵工藝開展技術分析，從噴嘴設計、注入壓力設計等方面進行設計研究，結合生產實際，對Q1試驗井進行迭代優化。試驗結果表明：氣體射流泵工藝對高產水氣井具有很好的排液效果，穩定生產時率高達 98.4% ，較前期電動閥間開工藝提高了4.1倍，較單井循環氣舉工藝提高了1.47倍。

（3）氣體射流泵工藝僅需 5～7MPa 壓力即可正常運行排液，泵壓僅為水力射流泵的 20.6%～

32.3% ，日均耗電量僅為水力射流泵的 34.6%. ）75.3% ，充分驗證了氣體射流泵低壓、低能耗工作的有效性，成功解決了水力射流泵注入壓力高、能耗高的問題，在中低產氣井中也可廣泛應用。

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第一

作者簡介：周瑞立，副研究員，生于1982年，2010年畢業于成都理工大學油氣田開發專業，獲碩士學位，現從事致密低滲氣藏采氣工藝技術研究工作。地址：（450006）河南省鄭州市。電話：（0371）68615762。email：zhouruili1982@163.com。通信作者：喬倩瑜，助理研究員。email：17602918799@163.com。

收稿日期：2024-06-26 修改稿收到日期：2024-10-09（本文編輯任武）