连续油管排水采气工艺技术在苏东41-33区块的应用

张 春，张金波，王 晋，于 爽，刘刚果(中石油长庆油田公司第四采气厂，陕西 西安 710021)

连续油管排水采气工艺技术在苏东41-33区块的应用

张 春，张金波，王 晋，于 爽，刘刚果(中石油长庆油田公司第四采气厂，陕西 西安 710021)

苏里格气田为低压低产气藏,气井在生产中后期携液能力差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，结合苏里格气田现场情况，开展了连续油管排水采气工艺试验。依据管柱优选理论,根据不同油管规格临界携液流量的不同，优选临界携液流量低、油管磨阻小的∅38.1mm油管作为生产管柱,通过对2口井试验前后油套压差和产气量对比分析发现,采用该油管有助于提高气井携液能力,取得了良好的排水采气效果。

苏里格气田;苏东41-33区块;连续油管;排水采气

苏东41-33区块位于苏里格东区西部，与苏6、苏5区块相邻，面积约779km2，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带，苏东41-33区块探明含气面积694.41km2，探明储量762.72×108m3。截至目前，苏东41-33区块共有生产井170口，单井平均套压9.8MPa，平均单井日产0.65×104m3/d，区域整体产水量较大，随着生产年限较长，局部产水区域的气井已经进入生产中、后期，压力和产能普遍较低，不能满足生产过程中的自身携液要求，导致部分气井井底或井筒内产生积液，严重影响了气井连续稳定生产。因此，采取必要的排水采气工艺措施成为苏东41-33区块发掘气井产能的有力保障。

1 工艺原理

气井井筒积液来源有2种方式:①随着天然气进入井筒的游离态液体;②由于热损失导致天然气凝析形成的液体。产水气井生产过程中，当气井产量高于临界携液流量时，井筒液体能够被天然气自主携带出井筒，气井生产具有稳态特征，井筒不形成积液；当气井产量小于临界携液流量时，液体不能完全被天然气带出井筒，井筒出现积液现象，液体以混合气柱的形态滞留在井筒之中。随着产出液体的不断聚集，井筒液柱高度持续增加，井口压力和天然气产量随之急剧递减，甚至导致气井水淹停产，严重制约气井产能的有效发挥，采取合理的排水采气措施提高气井的携液能力、排出井底积液、恢复气井正常生产是保证气井长期连续稳定生产的必要手段。

根据气井井筒积液的机理，保证气井不积液的条件是要求气井产量大于临界携液流量，即为确保持续携带出地层流入井筒的液体和天然气井筒流动过程中的产生的凝析水，气流速度必须大于最小临界携液流速。为达到相同的临界携液流速，管柱管径越大，气井连续排液所需的临界携液流量越大，反之依然。优选管柱排水采气工艺就是利用不同管径临界携液流量不同的原理，根据气井的生产动态，优选出合理的生产管柱，以达到提高气井携液能力、保证气井连续携液生产的目的。

2 管径优选

李闽等[1]假设被气流携带向上运动的液滴是椭球体，并建立气井连续排液最小携液模型，通过与气田实际生产数据对比，计算获得的气井最小排液产量与实际生产数据符合程度较高，因此选用该模型来判断气井积液问题。

气体最小临界携液流速计算公式为[1]：

(1)

最小临界携液流量计算公式为:

qsc=2.5×104Apνg/(ZT)

(2)

式中，ν为液滴在气流中的运动速度，m/s；νg为气井排液最小流速,m/s；ρL为液体的密度,kg/m3；ρg为天然气密度,kg/m3；σ为气液表面张力,N/m；A为油管截面积,m2；p为压力,MPa；T为温度,K；Z为气体偏差因子；qsc为产气量，m3/d。

气体流速是影响气井排液能力的关键因素，气体流速越大，排液能力越强。气体临界携液流速和临界携液流量与压力、温度有关，与气液比无关[1]。以井口临界流速和临界流量最小位置点作为条件，计算不同管径条件下临界携液流量及磨阻压降，结果如表1所示。

表1 不同管径条件下临界携液流量及磨阻压降对照表

由表1可知，相对于常规的∅88.9mm、∅73.0mm和∅60.3mm油管，在井口压力2.0MPa条件下，∅38.1mm油管最小携液流量较小；∅25.4mm油管摩阻压降为3.36MPa，井筒压力损失相对过大，而∅38.1mm油管井筒摩阻压降仅为0.61MPa，摩阻较小，有利于气井生产。因此，利用∅38.1mm油管作为生产管柱，可以有效提高气井携液能力，保证气井长期稳定生产，是低产低效气井中后期平稳生产新的技术途径。

3 连续油管安装

连续油管作为生产管柱排水采气，要选择适合气井实际状况的连续油管、连续油管作业车、悬挂作业操作窗、连续油管井口悬挂器、连续油管堵塞器及其他配套工具[2]。上述操作的关键在于连续油管下入井内后，能否将连续油管悬挂在井口装置上，并将连续油管与原有油管的环形空间密封。连续油管作业车作为连续油管的运输工具和下入装置，悬挂作业操作窗用于连续油管悬挂操作，井口悬挂器用于连续油管的悬挂。

图1 连续油管井生产流程示意图

根据苏里格气井采气树的型号(一般采用KQ65-70型)，确定连续油管安装程序如下[3]：施工前拆除井口1#闸阀上部采气树，安装过程中在1#闸阀上部安装悬挂器、操作窗、封井器及注入头等作业设备，利用连续油管车不压井对连续油管进行下井作业，当连续油管下到设计深度时，将其座封于悬挂器上，拆掉操作窗、封井器及注入头，在悬挂器上部安装原闸阀及四通，恢复采气井口。

连续油管安装后(见图1)，气井具备了连续油管、油油环空、油套环空等3路生产流程，可根据气井产量变化灵活调整生产流程，便于气井携液。

4 现场应用及效果评价

4.1优化选井

根据连续油管的施工条件及适用范围，确定优化选井条件如下：①动态分类为Ⅱ类或者Ⅲ类气井，对苏里格气田气井中后期生产具有指导意义；②单井日产气量大于0.3×104m3/d，满足连续油管的临界携液要求；③气井生产时油套压差较大，与同类井相比产水量相对较多；④井口型号为KQ65/70，有利于连续油管配套工具作业。由于苏东41-33区块苏东41-42和苏东43-42井井筒积液现象明显，生产不够稳定，因而满足上述选井条件，最终确定在上述2口井开展连续油管排水采气现场试验。

4.2试验效果评价

1)苏东41-42试验效果分析 苏东41-42井开采层位为盒8、山1，气层中深3088.5m。2009年12月3日投产，投产前套压为22.5 MPa。该井投产以后，随着生产的延续，套压平稳下降。2011年2月，套压出现波动上升，日产气量有所下降，出现井筒积液现象。

试验前平均油压2.17MPa，平均套压为6.94MPa，平均油套压差4.77MPa，日均产气0.41×104m3/d；试验后该井平均油压1.05MPa，平均套压为3.77MPa，平均油套压差2.75MPa，日均产气1.22×104m3/d，平均油套压压差降低2.02MPa，日均增产0.81×104m3/d，试验效果良好。

2) 苏东43-42试验效果分析 苏东43-42开采层位为盒8下、山1，气层中深3092.5m。2009年12月3日投产，投产前套压为22 MPa。该井投产以后，随着生产的延续，套压平稳下降，2011年7月日产气量出现小幅波动，且呈下降趋势，由此判断该井可能存在积液。

试验前平均油压2.06MPa，平均套压为6.71MPa，平均油套压差4.65MPa，日均产气0.66×104m3/d；试验后该井平均油压1.21MPa，平均套压为3.87MPa，平均油套压差2.66MPa，日均产气1.20×104m3/d，平均油套压压差降低1.99MPa，日均增产0.54×104m3/d，试验效果良好。

5 结 语

针对苏东41-33区块整体产水量大，气井产量低的特点，利用优选理论选出∅38.1mm作为生产管柱。现场试验表明，采用该技术缩短建设周期和提高气井携液能力，取得了良好的效果。今后，应开展多种排水采气措施相结合(泡排与小直径油管生产相结合、氮气气举与小直径油管生产相结合等)的技术研究，以期达到发挥气井最大产能的目的。

[1]李闵，郭平，张茂林,等.气井连续携液模型比较研究[J].西南石油学院学报,2002，18(4):34-36.

[2]钟晓瑜.连续油管深井排水采气技术[J].天然气工业，2005，25(1)：142-144.

[3]田伟,白晓弘， 郭彬，等.连续油管排水采气技术在苏里格气田的应用研究[J].化工技术与开发,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

张春(1983-)，男， 2007年大学毕业，助理工程师，现主要从事采气工艺技术与管理方面的研究工作。

[编辑] 李启栋