小油管排液采氣技術(shù)的研究及應(yīng)用

王全超

中國石化中原油田天然氣產(chǎn)銷廠，河南濮陽457001

小油管排液采氣技術(shù)的研究及應(yīng)用

王全超

中國石化中原油田天然氣產(chǎn)銷廠，河南濮陽457001

文章從氣液兩相流原理出發(fā)，選用適合低產(chǎn)積液井排液模型，模擬計(jì)算了積液井在不同生產(chǎn)油管下的井筒壓力剖面。根據(jù)研究結(jié)論，將現(xiàn)場兩口低產(chǎn)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(shí)現(xiàn)了穩(wěn)定生產(chǎn)，效益顯著，在低產(chǎn)積液井上具有推廣意義。

氣井積液；油管優(yōu)化；氣液兩相流；Gray計(jì)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(chǎn)能低，32口生產(chǎn)井伴有凝析油水產(chǎn)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(nèi)徑75.9 mm的和外徑73 mm（2 7/8 in）、內(nèi)徑62 mm的油管更換成外徑50.8 mm（2 in）、內(nèi)徑50.3 mm的生產(chǎn)管柱，效果顯著。隨著氣井產(chǎn)能的進(jìn)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(yán)重，依靠間歇?dú)馀e排液維持生產(chǎn)。存在的主要問題是氣舉工作量大、效率低、氣井結(jié)鹽加劇等。氣井是否可以更換內(nèi)徑更小的油管，需要進(jìn)行系統(tǒng)研究及試驗(yàn)。

1 技術(shù)原理

優(yōu)化管柱是氣田開發(fā)中后期氣井已不能建立“三穩(wěn)定”帶水采氣時(shí)，及時(shí)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(shù)。氣田開發(fā)初期，氣井產(chǎn)能較高，為了減少摩擦阻力，油管直徑要盡量大。氣田開發(fā)后期，氣井產(chǎn)能降低，為了提高流速，防止井底積液，根據(jù)氣井臨界攜液理論，油管內(nèi)徑越小，越能提高氣井?dāng)y液能力，延長氣井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)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(shù)在氣田開發(fā)中后期具有較強(qiáng)應(yīng)用價(jià)值。

2 前期試驗(yàn)

文69-6井和文31井是典型的低產(chǎn)積液井。采取措施前兩口井日產(chǎn)量均在0.3萬m3左右，兩口井分別在原內(nèi)徑為62 mm的生產(chǎn)管柱中下入內(nèi)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(dá)到預(yù)期效果。

3 氣液兩相流計(jì)算模型優(yōu)選

3.1 氣液兩相流理論介紹

對于氣液同產(chǎn)井的研究，50多年來形成了多種油氣井氣液兩相流計(jì)算方法，如Duns&Ros、Hagedorn& Brown、Orkiszewski、Aziz、Beggs&Brill、Mukherjee &Brill、Hasan&Kaber、Ansari、Gray等多達(dá)20多種的計(jì)算方法。這些計(jì)算方法大致可分為三類，第一類方法把兩相流混合物當(dāng)作擬均質(zhì)流，使用經(jīng)驗(yàn)常數(shù)來校正較大數(shù)值壓降；第二類方法考慮了滑脫現(xiàn)象，但是忽略了流動區(qū)域的影響，從試驗(yàn)數(shù)據(jù)中得出了持液率和摩擦系數(shù)等數(shù)據(jù)；第三類方法不僅考慮了滑脫現(xiàn)象，也考慮了流動區(qū)域的影響。從第一類方法到第三類方法，計(jì)算精度越來越高。

3.2 Gray計(jì)算方法介紹

Gray計(jì)算方法屬于第三類氣液兩相流計(jì)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?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行必要修正，較好地解決了低產(chǎn)積液氣井的壓力計(jì)算。下面是Gray計(jì)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(shù)；

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(zhì)量流速/（lb/s），1lb/s=0.453 6 kg/s；

D——湍流系數(shù)；

ρmf、ρmi——分別為氣液混合物在井底和井口的密度/（lb/ft3）；

B——?dú)怏w地層體積系數(shù)/（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——?dú)庖夯旌衔锏钠骄芏?（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(jì)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(yàn)研究結(jié)果的方法，適用于日產(chǎn)凝析液2.8 m3/萬m3、產(chǎn)水量2 m3/萬m3的氣井。

4 現(xiàn)場應(yīng)用及效果

選擇戶部寨氣田典型積液井部1-13井進(jìn)行模擬計(jì)算，該井油壓0.8 MPa，氣液比為5 000，日產(chǎn)液量1 m3，日產(chǎn)氣量0.5萬m3，內(nèi)徑50.3 mm管柱條件下不能穩(wěn)定帶液。利用Gray計(jì)算方法模擬計(jì)算，部1-13井在油管內(nèi)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(nèi)徑生產(chǎn)管柱時(shí)井底流壓

從表1可以看出，管柱內(nèi)徑對井底壓力非常敏感，該井條件下內(nèi)徑35 mm管柱流壓最低，內(nèi)徑62 mm管柱流壓最大。通過模擬分析可得到，將部1-13井內(nèi)徑50.3 mm的管柱更換為內(nèi)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(chǎn)條件的改善。當(dāng)管柱內(nèi)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(nèi)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(chǎn)條件的改善，反而對氣井有害。

采取措施后，部1-13井日產(chǎn)氣0.8萬m3，日產(chǎn)液1.2 m3，日產(chǎn)氣量較采取措施前增加0.3萬m3，與模擬結(jié)果十分吻合。隨后，通過優(yōu)選把部1-34井的管柱也更換為內(nèi)徑35 mm的管柱，同樣獲得了成功。

5 結(jié)束語

（1）外徑50.8 mm以內(nèi)小油管對氣井氣液比、氣量、產(chǎn)液量等參數(shù)非常敏感，因此現(xiàn)場適用范圍非常有限。采取更換管柱措施前準(zhǔn)確取得氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，為模擬分析提供可靠數(shù)據(jù)。

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

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

[2]馬水龍，韓玉堂，郭冀義，等.天然氣氣井流計(jì)算及試井理論分析[M].北京：石油工業(yè)出版社，2008.41-64.

[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(yè)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(yè)于中國石油大學(xué)（華東）地質(zhì)工程專業(yè)，碩士，現(xiàn)主要從事天然氣開采工作。

2014-02-13