小油管排液采气技术的研究及应用

王全超

中国石化中原油田天然气产销厂，河南濮阳457001

小油管排液采气技术的研究及应用

王全超

中国石化中原油田天然气产销厂，河南濮阳457001

文章从气液两相流原理出发，选用适合低产积液井排液模型，模拟计算了积液井在不同生产油管下的井筒压力剖面。根据研究结论，将现场两口低产积液井原来的外径50.8 mm（2 in）油管更换为外径38.1 mm（1.5 in）小油管，实现了稳定生产，效益显著，在低产积液井上具有推广意义。

气井积液；油管优化；气液两相流；Gray计算方法；小油管；排液采气

0 引言

中原油田户部寨气田属于致密低渗裂缝型砂岩凝析气藏，埋藏深度为3 300～3 650 m，气井平均产能低，32口生产井伴有凝析油水产出，井筒压降损失大。为了提高气井的携液能力，该气田逐渐将外径88.9 mm（3 1/2 in）、内径75.9 mm的和外径73 mm（2 7/8 in）、内径62 mm的油管更换成外径50.8 mm（2 in）、内径50.3 mm的生产管柱，效果显著。随着气井产能的进一步降低，大部分井仍然不能满足临界携液流量，受积液影响严重，依靠间歇气举排液维持生产。存在的主要问题是气举工作量大、效率低、气井结盐加剧等。气井是否可以更换内径更小的油管，需要进行系统研究及试验。

1 技术原理

优化管柱是气田开发中后期气井已不能建立“三稳定”带水采气时，及时将气井管柱更换成较小直径管柱的一种排水采气工艺技术。气田开发初期，气井产能较高，为了减少摩擦阻力，油管直径要尽量大。气田开发后期，气井产能降低，为了提高流速，防止井底积液，根据气井临界携液理论，油管内径越小，越能提高气井携液能力，延长气井稳产时间，因而采取更换成较小直径管柱的方法以提高排液采气效率。小油管排液采气技术在气田开发中后期具有较强应用价值。

2 前期试验

文69-6井和文31井是典型的低产积液井。采取措施前两口井日产量均在0.3万m3左右，两口井分别在原内径为62 mm的生产管柱中下入内径为24 mm和30 mm的空心抽油管。采取措施后，这两口井井筒摩阻增加，井筒压力损失增大，该措施未达到预期效果。

3 气液两相流计算模型优选

3.1 气液两相流理论介绍

对于气液同产井的研究，50多年来形成了多种油气井气液两相流计算方法，如Duns&Ros、Hagedorn& Brown、Orkiszewski、Aziz、Beggs&Brill、Mukherjee &Brill、Hasan&Kaber、Ansari、Gray等多达20多种的计算方法。这些计算方法大致可分为三类，第一类方法把两相流混合物当作拟均质流，使用经验常数来校正较大数值压降；第二类方法考虑了滑脱现象，但是忽略了流动区域的影响，从试验数据中得出了持液率和摩擦系数等数据；第三类方法不仅考虑了滑脱现象，也考虑了流动区域的影响。从第一类方法到第三类方法，计算精度越来越高。

3.2 Gray计算方法介绍

Gray计算方法属于第三类气液两相流计算方法，它考虑了吸入流体、温度梯度、流体加速度以及非烃气体组分，并用试井数据进行必要修正，较好地解决了低产积液气井的压力计算。下面是Gray计算方程式。

式中p——压力/psi，1psi=6.89 kPa；

g——重力加速度/（ft/s2），1ft/s2=0.304 8 m/s2；

gc——无量纲常数；

ε——混合物中的气体体积所占比例；

ρl、ρg——分别为液体和气体的密度/（lb/ft3），1lb/ft3=16.018 5 kg/m3；

h——深度/ft，1ft=0.304 8 m；f

t——不可逆能量损失；

G——质量流速/（lb/s），1lb/s=0.453 6 kg/s；

D——湍流系数；

ρmf、ρmi——分别为气液混合物在井底和井口的密度/（lb/ft3）；

B——气体地层体积系数/（bbl/103ft3），

1bbl/103ft3=0.484 kg/m3；

NV——速度/（ft/s），1ft/s=0.304 8 m/s；

ND——直径/ft；

R——地面气液比/（scf/STB），scf/STB=

0.178 m3/m3；

ρm——气液混合物的平均密度/（lb/ft3）；

T——温度/℉，℉=（32+9/5）℃；

Vsm、Vso、Vsg——分别为混合物、油和气体的表观速度/（ft/s）。

Gray计算方法是基于外径为25.4～50.8 mm（1.0～2.0 in）的小油管两相流试验研究结果的方法，适用于日产凝析液2.8 m3/万m3、产水量2 m3/万m3的气井。

4 现场应用及效果

选择户部寨气田典型积液井部1-13井进行模拟计算，该井油压0.8 MPa，气液比为5 000，日产液量1 m3，日产气量0.5万m3，内径50.3 mm管柱条件下不能稳定带液。利用Gray计算方法模拟计算，部1-13井在油管内径分别为62、50.3、40、35、30、25 mm条件下的井底流压剖面见表1。

表1 部1-13井不同内径生产管柱时井底流压

从表1可以看出，管柱内径对井底压力非常敏感，该井条件下内径35 mm管柱流压最低，内径62 mm管柱流压最大。通过模拟分析可得到，将部1-13井内径50.3 mm的管柱更换为内径35 mm、外径38.1 mm（1.5 in）的小直径管柱，最有利于气井生产条件的改善。当管柱内径从50.3 mm更换为35 mm后，井底流压可下降0.838 6 MPa。如果更换为内径25 mm、外径25.4 mm（1 in）的管柱，井底流压会增大，不利于生产条件的改善，反而对气井有害。

采取措施后，部1-13井日产气0.8万m3，日产液1.2 m3，日产气量较采取措施前增加0.3万m3，与模拟结果十分吻合。随后，通过优选把部1-34井的管柱也更换为内径35 mm的管柱，同样获得了成功。

5 结束语

（1）外径50.8 mm以内小油管对气井气液比、气量、产液量等参数非常敏感，因此现场适用范围非常有限。采取更换管柱措施前准确取得气井生产数据，为模拟分析提供可靠数据。

（2）安装小油管后，抽吸会变得很困难，油管内很容易形成积液，而且积液后很难恢复生产。采用小油管生产时，不建议加深管柱。

[1]杨川东.采气工程[M].北京：石油工业出版社，2006.100-141.

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[3]詹姆斯·利，亨利·尼肯思，迈克儿·威尔斯.气井排水采气[M].北京：石油工业出版社，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，河南安阳人，工程师，2006年毕业于中国石油大学（华东）地质工程专业，硕士，现主要从事天然气开采工作。

2014-02-13