牙哈高壓凝析氣田同心油管分層注氣工藝

薛承文 麻慧博 高　涵 張國紅 池　明

中國石油新疆油田公司工程技術(shù)研究院

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牙哈高壓凝析氣田同心油管分層注氣工藝

薛承文 麻慧博 高涵 張國紅 池明

中國石油新疆油田公司工程技術(shù)研究院

薛承文等. 牙哈高壓凝析氣田同心油管分層注氣工藝. 天然氣工業(yè), 2016,36(4):48-54.

摘 要塔里木盆地牙哈高壓凝析氣田一直通過循環(huán)注氣保壓開采的方式進行開發(fā)，兩個主力氣層之間以及同一氣層內(nèi)都存在著較大的儲層物性差異，籠統(tǒng)注氣不僅導致氣藏儲量動用不均，而且也進一步加劇了高、低滲透層之間的開采矛盾。為此，依據(jù)該氣田目前的氣井井身結(jié)構(gòu)、地面設施狀況和分層注氣要求，設計了同心油管分層注氣管柱結(jié)構(gòu)，配套了分層注氣井口裝置，由此完成了分層注氣井完井投產(chǎn)作業(yè)施工，并滿足了分層注氣工藝生產(chǎn)的需要。同時，針對同心管方案設計了兩種油管組合方式（?114.3 mm+?73.0 mm油管組合、?114.3 mm+?60.3 mm油管組合），并按照不同工況配產(chǎn)對兩種油管組合的井筒溫度場、壓力場以及管柱安全性進行了理論分析與評價。結(jié)果表明：①?114.3 mm+?73.0 mm油管組合在內(nèi)管和外管分別達到最大注氣量50×104m3/d和20×104m3/d時，需要的井口注氣壓力小于42 MPa，現(xiàn)有地面注氣設備能力可以達到該值且內(nèi)、外管注氣壓差較小，有利于注氣作業(yè)；②?114.3 mm+ ?73.0 mm油管組合安全系數(shù)大于一般設置的參數(shù)（1.5），再對注氣工況1、2下進行抗內(nèi)壓強度校核，對注氣工況3、4下進行抗外擠強度校核，均表明該油管組合能夠滿足強度要求。結(jié)論認為，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合作為同心油管分層注氣管柱是可行性的。

關鍵詞塔里木盆地 牙哈高壓凝析氣田 分層注氣 同心油管 油管組合 井口裝置 安全性

對凝析油含量較高的凝析氣藏采取循環(huán)注氣的開采方式可較好地保持地層壓力，防止凝析油反凝析，提高凝析油采收率，從而獲得較好的經(jīng)濟效益。塔里木盆地牙哈高壓凝析氣藏自投入開發(fā)以來，已經(jīng)生產(chǎn)近15年，產(chǎn)量穩(wěn)定。目前，由于氣藏兩個主力氣層之間以及同一氣層內(nèi)都存在著較大的物性差異，特別是氣藏滲透率的分層性，籠統(tǒng)注入氣后，干氣優(yōu)先進入高滲透層，驅(qū)替高滲透層內(nèi)的濕氣，導致驅(qū)替前沿的不均勻推動，最終導致氣藏儲量動用不均，高低滲透層開采矛盾突出[1-6]。生產(chǎn)實踐表明，通過分層注氣實現(xiàn)單井注氣層位、注氣量人為調(diào)控，可以更好地進行細分層系的開發(fā)調(diào)整，實現(xiàn)提高氣藏最終采收率目標。

高壓凝析氣藏循環(huán)注氣在國內(nèi)和國際都較罕見，高壓分層注氣工藝目前仍屬空白。在技術(shù)上，設計安全有效的管柱結(jié)構(gòu)，配套合理的井口裝置和井下工具，實現(xiàn)有效分層注氣難度大。因此，開展高壓凝析氣藏分層注氣工藝可行性理論研究與探討，對于實現(xiàn)給不同地層合理、準確注氣，保證氣藏高效開發(fā)和注氣井長期安全生產(chǎn)，具有重要意義。

1 分層注氣管柱結(jié)構(gòu)方案設計及優(yōu)化

根據(jù)牙哈高壓凝析氣藏現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)、井口裝置及注氣量等生產(chǎn)特點，設計了4種分層注氣管柱方案: ①同心油管分層注氣管柱方案；②雙封隔器、單油管分層注氣管柱方案；③單封隔器、油套分層注氣管柱方案；④雙封隔器、平行雙管分層注氣管柱方案。方案②由于存在注氣工作筒閥芯分注比例調(diào)整難度大且分層計量困難等問題被排除；方案③由于牙哈氣藏地層壓力高，在高壓注氣情況下會導致套管嚴重腐蝕被排除；方案④存在需要設計專門的高壓氣井雙管井口裝置，對雙管封隔器等工具要求高，并且管柱結(jié)構(gòu)復雜、管柱施工要求高等問題被排除。最終，方案①同心油管分層注氣管柱方案被采納[7-8]。

1. 1 同心油管分層注氣管柱結(jié)構(gòu)與工作原理

同心油管分層注氣管柱結(jié)構(gòu)包括: 外油管、內(nèi)油管、上封隔器、井下開關閥、密封插管和下封隔器等（圖1）。

圖1　同心雙管分層注氣管柱結(jié)構(gòu)原理圖

同心油管分層注氣是在同一井筒內(nèi)下入兩層油管，一層外管，一層內(nèi)管，封隔器將內(nèi)外管封隔。上封隔器將油套空間隔開，下封隔器將上、下氣層隔開，通過內(nèi)管向下層注氣，通過內(nèi)外管環(huán)空向上層注氣，從而達到分層注氣的目的。在井口部位利用流量調(diào)節(jié)閥實現(xiàn)注氣量調(diào)節(jié)，各層注氣量大小可由流量計顯示，注氣量調(diào)配、測試等工作均在地面進行。

目前，牙哈高壓凝析氣藏井身結(jié)構(gòu)采用?177.8 mm套管開發(fā)生產(chǎn)，井深5 000 m左右，考慮油管外形尺寸及下深，可匹配的同心油管尺寸組合為?114.3 mm+?73.0 mm和?114.3 mm+?60.3 mm。

1. 2 配套井口裝置

為實現(xiàn)同心油管分層注氣，需采用如圖2所示的井口裝置。井口裝置采用雙油管頭四通結(jié)構(gòu)，上、下油管掛懸掛內(nèi)、外油管，分別為內(nèi)管和內(nèi)、外管間環(huán)空配置獨立的注氣通道。為實現(xiàn)上、下層注氣量的控制與調(diào)節(jié)，井口裝置需安裝控制閥、調(diào)節(jié)閥和流量計等配套設備和儀器。

圖2　同心管井口結(jié)構(gòu)示意圖

結(jié)合現(xiàn)場生產(chǎn)情況，為保證施工作業(yè)順利和分層注氣工藝生產(chǎn)安全可靠，作業(yè)前須對現(xiàn)有服役井口裝置進行外觀尺寸測量和強度安全評估，評估合格的井口裝置可根據(jù)分層注氣工藝要求進行改造，保證與分層注氣管柱結(jié)構(gòu)匹配。

2 分層注氣溫度和壓力預測

2. 1 注氣開發(fā)相態(tài)模擬

牙哈高壓凝析氣藏地層流體為富含凝析油的凝析氣（圖3），在儲層壓力為47. 70 MPa時，露點壓力為46. 79 MPa，地露壓差僅0. 91 MPa。反凝析液與壓力的關系曲線表明最大的反凝析壓力為23.0 MPa（圖4），在壓力介于23.0～46. 8 MPa，壓力越接近露點壓力，反凝析液體積分數(shù)越小，反凝析液對產(chǎn)量的影響也越小。因此，為保證循環(huán)注氣開發(fā)效果，在凝析氣藏注氣開采過程中，注入氣井底流壓力應略高于或接近露點壓力[9-15]。

圖3　地層流體相態(tài)圖（注：pm表示最高臨界凝析壓力；Tm表示最高臨界凝析溫度；C表示相態(tài)臨界點；R表示氣藏在相態(tài)圖上的點）

圖4　衰竭期間反凝析液量與壓力關系曲線圖

2. 2 分層注氣溫度和壓力預測模型優(yōu)選

在實施分層注氣過程中，為保證注氣井井底流壓略高于或接近露點壓力，可采取的工藝方法是保證一定的井口注氣壓力。但井口注氣壓力受壓縮機能力影響，目前地面設施能否達到的注氣要求壓力將成為分層注氣能否成功的一個關鍵。因此，需對分層注氣井進行井筒溫度和壓力預測[16-19]。

經(jīng)過對多種井筒壓力計算模型優(yōu)選，并與實際注氣井生產(chǎn)參數(shù)比對，最后選定Cullender-Smith壓力方法[20]計算，計算模型為:

式中pwf、ptf分別表示井底、井口流壓，MPa；p表示井筒內(nèi)壓力，MPa；T表示井筒內(nèi)氣體溫度，K；Z表示天然氣壓縮系數(shù)；d表示油管內(nèi)徑，m；f表示摩阻系數(shù)；H表示井深，m；qsc表示天然氣產(chǎn)量，103m3/d；rg表示天然氣相對密度。

同樣，優(yōu)選出效果最佳的毛偉[21]公式法計算井筒溫度，計算模型為:

式中Tfn、Tfout分別表示每一小段入口、出口溫度，K；Teout、Tein分別表示任意深度處出口、入口地層溫度，K；zin、zout分別表示每一小段入口、出口邊界條件；gt表示地溫度梯度，K/m；A表示計算系數(shù)。

2. 3 分層注氣溫度和壓力預測

以牙哈高壓凝析氣藏某分層注氣井為例，該井兩個層位中深分別為4 962 m和5 135 m，上層地層壓力47. 34 MPa，溫度127 ℃，下層地層壓力44. 20 MPa，溫度132 ℃，按注氣壓差2 MPa計算。

對于?114.3 mm+?73.0 mm油管組合，內(nèi)管和外管在5個注氣工況下的井口注氣壓力、井筒各處壓力及溫度分布如表1、圖5和圖6所示。

對于?114.3 mm+?60.3 mm油管組合，內(nèi)管和外管在5個注氣工況下的井口注氣壓力、井筒各處壓力及溫度分布如表2、圖7和圖8所示。

圖5　?114.3 mm+?73.0 mm油管組合同心管柱壓力分布圖

圖6　?114.3 mm+?73.0 mm油管組合同心管柱溫度分布圖

表2　?114.3 mm+?60.3 mm油管組合不同注氣量下井口注氣壓力表

圖7　?114.3 mm+?60.3 mm油管組合同心管柱壓力分布圖

圖8　?114.3 mm+?60.3 mm油管組合同心管柱溫度分布圖

比較以上兩種油管組合的計算結(jié)果，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合在內(nèi)管和外管分別達到最大注氣量50×104m3/d和20×104m3/d時，需要的井口注氣壓力分別為41. 1 MPa和40. 1 MPa，地面注氣設備可以實現(xiàn)，且內(nèi)、外管注氣壓差較小，有利于注氣作業(yè)。而對于?114.3 mm+?60.3 mm油管組合，則出現(xiàn)井口注氣壓力偏高，內(nèi)、外管注氣壓差較大，不利于現(xiàn)場注氣作業(yè)。因此，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合在溫度、壓力方面為分層注氣可行管柱組合方式。

3 分層注氣管柱安全性分析及評價

安全可靠的管柱是氣井長期穩(wěn)定生產(chǎn)的保障，特別是在同心油管分層注氣工藝中，在內(nèi)、外管同時注氣生產(chǎn)時，相對復雜的管柱結(jié)構(gòu)又受到封隔的伸縮制約。因此，進行管柱安全性分析與評價是必不可少的。

在建立了井下管柱的力學模型和確定了屈曲（正弦彎曲、螺旋彎曲）臨界載荷的基礎上，考慮井下管柱軸向力、正壓力，結(jié)合井下管柱在封隔器座封、注氣等不同作業(yè)過程中的邊界條件，計算出封隔器對油管的作用力，從而確定井下管柱的變形和各點的應力，再運用第四強度理論對氣井油管柱進行強度校核，進而完成分層注氣管柱安全性分析及評價[22-24]。

表1　?114.3 mm+?73.0 mm油管組合不同注氣量下井口注氣壓力表

為保證計算結(jié)果真實可靠中，以目前注氣井為井例，校準計算模型，再對分層注氣管柱進行力學計算，依據(jù)計算結(jié)果完成分層注氣管柱安全性分析與評價。對于?114.3 mm+?73.0 mm油管組合和?114.3 mm+?60.3 mm油管組合，內(nèi)、外管在不同工況下的力學分析結(jié)果如圖9、表3、圖10和表4所示。

圖9　?114.3 mm+?73.0 mm油管組合不同深度等效應力圖

表3　?114.3 mm+?73.0 mm油管組合最大等效應力及最小安全系數(shù)表

圖10　?114.3 mm+?60.3 mm油管組合不同深度等效應力圖

表4　?114.3 mm+?60.3 mm油管組合最大等效應力及最小安全系數(shù)表

兩種油管組合中，井口位置等效應力最大。對于外管，兩種油管組合中，應力及安全系數(shù)接近，而內(nèi)管有較大差別。在?114.3 mm+?73.0 mm油管組合中，內(nèi)油管安全系數(shù)大于一般設置的1.5，而?114.3 mm+?60.3 mm管組合內(nèi)管安全系數(shù)在1.3附近，小于設置值，存在較大的斷裂風險。對于?114.3 mm+?73.0 mm油管組合，注氣工況1、2下油管內(nèi)壓高于外壓，進行抗內(nèi)壓強度校核，注氣工況3、4下油管外壓高于內(nèi)壓，進行抗外擠強度校核，通過校核，管柱都能夠滿足抗壓強度要求。因此，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合在力學性能方面也為分層注氣可行管柱組合方式。

4 結(jié)論

1）根據(jù)牙哈高壓凝析氣藏注氣井現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)、井口裝置等基本設施情況，可以實現(xiàn)同心油管分層注氣管柱結(jié)構(gòu)設計，并實現(xiàn)對現(xiàn)有井口裝置改造，滿足內(nèi)管注下層，外管注上層的分層注氣要求。

2）通過對兩種油管組合的井筒溫度、壓力場計算分析，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合在內(nèi)管和外管分別達到最大注氣量50×104m3/d和20×104m3/d時，需要的井口注氣壓力小于42 MPa，現(xiàn)有地面注氣設備能力可以達到該值，且內(nèi)、外管注氣壓差較小，有利于注氣作業(yè)。

3）通過對兩種油管組合的安全性分析，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合安全系數(shù)大于一般設置的1.5，再對注氣工況1、2下進行抗內(nèi)壓強度校核，對注氣工況3、4下進行抗外擠強度校核，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合都能夠滿足強度要求。

參 考 文 獻

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(修改回稿日期 2016-01-13 編 輯 韓曉渝)

Separate-layer gas injection technology with concentric tubing for the Yaha high-pressure condensate gas reservoir, Tarim Basin

Xue Chengwen, Ma Huibo, Gao Han, Zhang Guohong, Chi Ming
(Engineering Technology Research Institute of PetroChina Xinjiang Oilfield Company， Karamay， Xinjiang 834000， China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 4, pp.48-54, 4/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Abstract:The Yaha high-pressure condensate gas field in the Tarim Basin has always been developed by maintaining the reservoir pressure through cyclic gas injection. The reservoir physical properties vary greatly between two major gas layers, and even in the same gas layer, so commingled gas injection not only leads to uneven reserves producing level, but also intensifies the production conflicts between high-permeability and low-permeability reservoirs. In this paper, separate-layer gas injection strings with concentric tubing were designed on the basis of gas well structures, the ground facility conditions and separate-layer gas injection requirements. Then, the corresponding wellhead equipments were supported. And in this way, a separate-layer gas injection well was completed and put into operation and the technical requirements of separate-layer gas injection were satisfied. And in addition, two combination modes of tubing were designed for concentric tubing programs, i.e., ?114.3 mm + ?73.0 mm and ?114.3 mm + ?60.3 mm. And both of them were theoretically analyzed and evaluated in terms of wellbore temperature and pressure fields and string safety at different allocations. It is shown that the required wellhead gas injection pressure is lower than 42 MPa when the maximum gas injection rate is up to 50×104m3and 20×104m3/d respectively in the internal and external tubing of the former combination of ?114.3 mm + ?73.0 mm. And based on the existing ground gas injection facilities, the pressure can be reached with less gas injection pressure difference between the internal tubing and the external tubing, which is favorable for gas injection. The safety coefficient of this former tubing combination is higher than the common one (1.5). The first and second gas injection conditions were verified in terms of internal pressure strength and the third and fourth were verified in terms of external extrusion strength. It is demonstrated that this combination can meet the strength requirements. It is concluded that the tubing combination of ?114.3 mm + ?73.0 mm is feasible for separate-layer gas injection strings with concentric tubing.

Keywords:Tarim Basin; Yaha high-pressure condensate gas field; Separate layer gas injection; Concentric tubing; Tubing combination; Wellhead equipment; Safety

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.04.007

作者簡介：薛承文，1976年生，高級工程師；現(xiàn)從事采氣工藝方面的研究工作。地址：（834000）新疆維吾爾自治區(qū)克拉瑪依市勝利路87號。電話：（0990）6896591。ORCID: 0000-0003-1340-9924。E-mail: xuechengwen@petrochina.com.cn