新疆油田气井排液采气工艺优选方法

刘 捷，廖锐全，陈 进，徐小辉

(1.长江大学，湖北 武汉 430100；2.中油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)



新疆油田气井排液采气工艺优选方法

刘 捷1，廖锐全1，陈 进2，徐小辉2

(1.长江大学，湖北 武汉 430100；2.中油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

随着新疆油田气藏进入开发中后期，相当数量的气井已经出现井筒积液，严重影响了气井的正常生产。为使气井稳产，达到提高采收率的目的，研制了排液采气工艺技术优选图版。在新疆油田排液采气工艺初选的基础上，结合积液诊断精度较高的Coleman模型，以生产液气比和日产气量为横、纵坐标，绘制了新疆油田排液采气工艺优选宏观控制图。应用该图版对新疆油田积液气井的排液采气工艺进行优选，现场实施效果表明，该方法选择的工艺技术达到了使气井稳产，甚至增产的目的。

气井；排液采气；井筒积液；临界携液流量；Coleman模型；新疆油田

引 言

新疆油田公司部分气田已进入开发中后期，积液现象严重，排液采气工艺效果较差，原因是排液采气工艺优选方法可操作性较差，不便于现场应用。在新疆油田气井排液采气工艺及积液诊断模型适应性分析的基础上，绘制了新疆油田气井排液采气工艺优选宏观控制图，能够方便快捷地选择气井排液采气工艺。

1 气井排液采气工艺选择依据

1.1 不同排液采气工艺的技术界限

目前国内外较为成熟的排液采气工艺有优选管柱、泡排、气举、机抽、电潜泵、射流泵等工艺及其复合工艺[1]。对于给定的一口产水气井，排液采气工艺的选择，需要综合考虑气藏情况、开采条件等各方面的因素[2]。

新疆油田气藏为受构造岩性控制的带边底水带油底的凝析气藏，储层埋深一般为4 200～4 300 m。根据新疆油田气藏的储层及生产特征可知，电潜泵、射流泵、螺杆泵和潜油螺杆泵这4种排液方法的使用受到了限制；地面集输工艺中，要求气井的最小外输压力为6 MPa，这一条件又限制了机抽排液方法的应用。因此，新疆油田适应性较强的排液采气工艺为小直径油管排液、泡排(液态烃含量小于30%)、柱塞气举和间歇气举。

4种适应性较强的排液采气工艺的选择依据为：产液量Ql<10 m3/d时，选用小直径油管排液；10 m3/d≤Ql<25 m3/d时，如果液态烃含量小于30%，选用泡沫排液采气工艺，如果液态烃含量大于30%，选用柱塞气举排液采气工艺(液气比LGR>10×10-4m3/m3，)；Ql≥25 m3/d时，选用间歇气举排液采气工艺。

1.2 新疆油田临界携液流量数学模型

目前新疆油田常用的3个临界携液流量数学模型是Turner[3]、Coleman[4]和LiMin[5]模型。结合刘双全等人[6]的研究结果，收集了新疆油田11口不积液井和12口积液井的生产数据。根据井口和井底的压力、温度数据，分别计算井口和井底位置的临界携液流量，取两者之间的较大值作为该井的临界携液流量。根据临界携液流量对23口气井的积液状况进行诊断，将诊断结果与实际生产情况进行对比分析。如图1所示，直线以上的区域属于不积液区域，落在该区域的气井应该是不积液气井；直线以下的区域属于积液区域，落在该区域的井应该是积液井。

图1a为LiMin模型，诊断为不积液的井为17口，积液井为6口，其中6口井出现诊断误差；图1b为Coleman模型，诊断为不积液的井为10口，积液井为13口，其中5口井出现诊断误差；图1c为Turner模型，诊断为不积液的井为3口，积液井为20口，其中8口井出现诊断误差。3个模型诊断结果的对比分析表明，Coleman模型的计算精度相对较高。

图1 积液分析模型综合诊断结果

2 气井排液采气工艺技术优选图版

根据新疆油田临界携液流量计算的Coleman模型和新疆油田排液采气工艺的技术界限，绘制了如图2所示的新疆油田排液采气工艺技术优选宏观控制图。

图2 新疆油田气井排液采气工艺技术优选宏观控制图

图2中蓝线为油管内径为Ø62.0 mm时的临界携液流量控制线，首先运用Coleman模型计算油管内径为Ø62.0 mm时不同液气比条件下的临界携液流量，然后根据不同液气比及对应的临界携液流量数据绘制而成。该线将图版分为2个大的区域，气井生产数据落在上部区域(Ⅰ区)说明气井能够正常携液生产，不需要采用任何排水采气工艺，称之为自流区；气井生产数据落在下部区域说明气井在油管内径为Ø62.0 mm时会出现井筒积液，必须及时采取一定的措施来降低积液对气井的影响。

图2中粉红线为油管内径为Ø38.1 mm时临界携液流量控制线，该线的绘制方法与蓝线类似。该线又可以将蓝线的下部区域分为2个部分，气井生产数据落在粉红线以上，说明气井油管内径更换为Ø38.1 mm后能够正常携液生产，气井生产数据落在粉红线以下，说明气井油管内径更换Ø38.1 mm后仍然不能正常携液生产。

如果气井生产数据落在粉红线以上，优先考虑采用小直径油管排水采气工艺，但是该工艺的技术界限要求气井产液量Ql<10 m3/d，因此，在图版中增加了10 m3/d的流量控制线(红线)作为小直径油管排液采气工艺应用的边界条件，与蓝线和粉红线组成了小直径油管排液采气区(Ⅱ区)；若Ql≥10 m3/d时，根据前面排液采气工艺的技术界限，在图版中增加了25 m3/d的流量控制线，与蓝线、粉红线和红线组成了泡沫排液采气区(Ⅲ区)。但是气井生产数据落在泡沫排水采气区时，要根据液态烃含量对排液采气工艺进行优选。液态烃含量小于30%时选用泡沫排液采气工艺，液态烃含量大于30%时选用柱塞气举。

如果气井生产数据落在粉红线以下，说明此时气井自身能量明显不足，应该考虑采用气举排液采气工艺。根据前面的技术界限，绘制了液气比为10×10-4m3/m3的控制线(褐色线)，将此线作为柱塞气举和间歇气举的分界线。该线与粉红线及横、纵坐标轴组成了间歇气举排液采气区(Ⅳ区)，与粉红线、黄线及横坐标轴组成了柱塞气举排液采气区(Ⅴ区)。

当Ql>25 m3/d时，由于产液量太高，柱塞气举排液采气工艺已经不能适应生产的需要，因此，可以将前面绘制的25 m3/d的流量控制线延长，形成由黄线、蓝线组成的间歇气举排液采气区(Ⅵ区)。

3 现场应用效果分析

应用本文给出的优选方法对新疆油田4口气井进行了排液采气工艺的选择，优选结果见图3，P5002、P5003和P5009井生产数据落在小直径油管排液采气区，滴西183井生产数据落在泡排区。根据优选结果，现场对4口井进行了排采试验。

图3 新疆油田4口气井排液采气工艺技术优选

对P5002、P5003、P5009井进行了小直径连续油管排液采气现场试验。措施前后3口气井的生产参数分析表明，3口井措施后比措施前油套压差平均降低了1.80 MPa，平均增加可利用生产压差1.67 MPa，平均增加日产液量0.33 t/d，无需再进行排液措施，实现了低产气井小产量稳定带液生产。按照地质预测的停喷时间，将累计多产气1 530.8×104m3，多产凝析油1 621.6 t。

滴西183井日产气量为2×104m3/d左右，产油量为2～3 m3/d，产水为10～12 m3/d，产出液中，含水率达到87%左右，液态烃含量小于30%，因此，选用泡沫排水采气工艺进行现场试验。

该井以出液量的4‰加入泡排剂，前6 h采用Ø3 mm油嘴通过分离器进行点火外排，油压、套压分别为27.5、28.5 MPa，日产气为1.7×104～2.0×104m3/d，无产出液，更换为Ø4 mm油嘴后，产气量达到4×104m3/d左右，油压、套压为27.0、27.5 MPa，累计排液125.7 m3，更换为Ø5 mm油嘴排液155 h，累计排液358 m3，日排液稳定在32 m3/d以上，油压、套压基本平稳，日产气基本稳定在1.8×104～2.0×104m3/d，生产处于相对稳定状态，表明该井实施泡排工艺是有效的。

4 结 论

(1) 新疆油田气井后期应采用的排液采气工艺为小直径油管、泡排(液态烃含量小于30%)、柱塞气举和连续气举。

(2) 新疆油田气井的积液诊断模型应选用Coleman模型。

(3) 文中给出的方法能够方便快捷地优选气井的排液采气工艺，4口排采试验井的生产效果表明，该方法在新疆油田是切实可行的，按优选工艺实施后气井达到了稳产、增产的目的。

[1] James F Lea，Henry V N. Solving gas-well liquid-loading problems[J].SPE-72092-PA， Journal of Petroleum Technology，2004，56(4)：30-36.

[2] 李世伦.天然气工程[M].北京：石油工业出版社，2000：214-353.

[3] Turner R G，Hubbard M G，Dukler A E.Analysis and prediction of minimum flow rate for the continuous removal of liquids from gas wells[C].SPE-2198-MS，SPE Gas Technology Symposium，Omaha，1969：1475-1482.

[4] Coleman S B，Clay H B，McCurdy D G.A new look at predicting gas-well load-up[J].SPE-20280-PA，Journal of Petroleum Technology，1991，43(3)：329-333.

[5] Li Min，Li S L，Sun L T. New view on continuous-removal liquids from gas wells[C]. SPE-70016-MS， SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference，Midland，Texas，2001：42-46.

[6] 刘双全，吴晓东，吴革生，等.气井井筒携液临界流速和流量的动态分布规律[J].天然气工业，2007，27(2)： 104-106.

编辑 孟凡勤

20140924；改回日期：20141121

湖北省教育厅科技项目“产水气井分类管理的开发模式研究”(Q20141303)

刘捷(1979-)，男讲师，2001年毕业于江汉石油学院石油工程专业，2011年毕业于长江大学油气田开发专业，获博士学位，现从事油气田开发研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.01.034

TE375

A

1006-6535(2015)01-0141-03