低流壓、低液量氣井井底積液排液工藝

郭 群王艷麗張國生王軍恒楊曉芳胡金銅

（1.大港油田公司石油工程研究院，天津大港 300280；2.大港油田公司采油一廠，天津大港 300280）

低流壓、低液量氣井井底積液排液工藝

郭 群1王艷麗1張國生2王軍恒1楊曉芳1胡金銅1

（1.大港油田公司石油工程研究院，天津大港 300280；2.大港油田公司采油一廠，天津大港 300280）

針對深層氣井和中淺層氣井的井底積液問題并結合井況特點，介紹了兩種低流壓、低液量氣井排液工藝。對于深井，通過從普通油管與連續油管環空定期注入壓縮氮氣，從而將井底積液從連續油管內舉升出來；而中淺層氣井為了降低成本，采用水力噴射泵將井底積液舉升到地面。與其他舉升工藝相比，該工藝能夠更有效地減少液柱對產層的壓力，因此即使產層壓力很低時，產層氣體也能夠順利進入井筒，較好地解決了其他排液工藝因井底低流壓導致的停產問題，從而大大提高了儲層的有效開采時間。

氣井；低流壓；低液量；井底積液；排水采氣

1 低流壓、低液量深層氣井排液技術

1.1 面臨的技術問題

低流壓、低液量深層氣井排液時主要面臨3個方面的難題：一是由于儲層較深，常規的柱塞舉升、機抽、柱塞氣舉等工藝難以下入到2 800 m以下，導致排液不徹底；二是由于儲層產液量很低，電潛泵等大排量泵難以適應這種工況；三是采用常規的氣舉、泡排、水力泵等工藝排液后，井底仍需具有一定流壓，排液效果才能見效，但是由于儲層的流壓很低，以上工藝的效果較差。

1.2 解決方案

為了解決上述難題，在借鑒國內技術的基礎上，提出了如下工藝解決方案，工藝管柱如圖1所示。

圖1 低流壓、低液量深層氣井排液工藝示意圖

（1）下入工藝管柱。下入由連續油管（外徑38.1 mm，采用連續油管車下入后使用專用卡具將其懸掛于井口）和普通油管組成的同心管柱，同心管用于在井筒中建立3個通道，同時在普通油管的射孔位置或射孔位置以下設置固定閥。標準的油田氣體壓縮機和井口相連接，通過專用操控平臺，控制壓縮機和井筒3個通道中的氣流方向和生產時間（圖1a）。

（2）降低套管環空液面。通過注入一定的壓縮氣體，增加套管壓力，同時，降低固定閥上方連續油管和普通油管內的壓力，該壓差將套管內的液體排入到固定閥的上部空間內，從而實現利用固定閥從套管中排出井底積液目的（圖1b）。

（3）排出井底積液。從普通油管與連續油管環空根據井內產氣量定期注入壓縮氮氣，將井內積液從連續油管中舉升出來。固定閥阻止積液回流到地層。通過循環，井筒中的液面逐漸降低，地層產出氣在不受液體侵害的情況下流到地面，從而實現通過從井筒中排出液體引起氣體流動的目的（圖1c）。

林業產業剛剛起步，可利用資源缺乏，產品加工水平還較低，研究開發能力不強，產品的品牌優勢不明顯。森林旅游開發尚未成為高原旅游的重要支撐。

（4）正常生產。根據需要可采用2種生產模式進行生產：一是從摩阻小的套管環空生產干氣，同時優化生產時間以便氣體產量顯著降低前再次排出液體；二是采用三通道交替生產方式。通過在3個通道中同時進行采氣，可以增加橫斷面的流動面積，從而最大限度增大產氣量（圖1d）。

同時對于套管存在漏失的井可采用如圖2所示的工藝管柱：先下入一段帶有封隔器的管柱，用于隔離套管漏失部位，同時將同心的油管和連續油管下入到封隔器管柱內，穿過封隔器到達射孔層位。在此結構中，封隔器管柱的作用類似于套管，而排液方式與上面所述相仿。

圖2 帶封隔器的低流壓、低液量深層氣井排液工藝示意圖

1.3 工藝特點

1.3.1 優點 克服了氣舉或氣體循環舉升需要依靠一定井底流壓的難題，井底流壓很小時也能正常生產。經計算，3 500 m井深時井底流壓大于0.5 MPa即可生產；工藝管柱簡單，井底僅有一個動力部件（固定閥）；油管強度可滿足下深5 500 m井深的需要；能有效地應用于帶有封隔器和小節流閥的井中；在射孔層段及其以下層段，液相已從氣相中分離，簡化了地面氣液分離的難度；氣體通過套管環空時的摩擦力很小，基本無環空摩損，同時不會發生柱塞失效或氣鎖現象；對出砂和結蠟井也可適用。1.3.2 缺點 由于需要配置氣體壓縮機，單井應用成本較高，最好選擇3井以上的井組同時應用；由于在深井中，常規小直徑油管難以下入很深，因此需要采用連續油管作為最內層的管柱，導致施工成本上升。

1.4 參數計算

采氣管柱摩阻理論計算公式為

式中，Q為管道的流量m3/h；pwf為井底流壓，Pa；pc為井口壓力，Pa；D為油管內徑，mm；λ為水力摩阻系數；Z為天然氣壓縮因子；ρ為天然氣相對密度；T為溫度，K；L為井深，m；C0為流量系數。

應用Wellflow軟件計算，?73 mm油管，3 500 m井深，日產氣3 000 m3/d，油管摩阻為0.25 MPa。因此，井底流壓大于0.5 MPa即可生產。

2 低流壓、低液量中淺層氣井排液技術

2.1 面臨的技術問題

上述深層氣井排液技術需要配套氣體壓縮機和小直徑連續油管，導致施工成本增加，為了克服這一缺點，在其原理上對中淺層氣井排液提出了一種較為經濟的工藝管柱。

2.2 解決方案

該技術與深層氣井排液技術的主要區別有兩點：一是采用水力噴射泵替換氣田壓縮機實現排液目的，二是利用空心抽油桿或小直徑普通油管替換連續油管。工藝管柱如圖3所示。

圖3 低流壓、低液量中淺層氣井水力噴射泵排液工藝示意圖

（1）下入工藝管柱。下入由小直徑油管或空心抽油桿與普通油管組成的同心管柱，小直徑油管帶一個小直徑水力噴射泵插入到普通油管的內密封中，從而建立3個通道，同時在普通油管的射孔位置或射孔位置以下設置固定閥。利用地面注水管網或撬裝泵為小直徑水力噴射泵提供動力（圖3a）。

（2）降低井底積液生產。從小直徑油管內打入高壓動力液，井底積液通過小直徑油管與普通油管之間環空舉升出來。固定閥阻止積液回流地層。通過循環，井筒中的液面逐漸降低，地層產出氣在不受液體侵害的情況下流到地面，從而實現通過從井筒中排出液體引起氣體流動的目的。產出氣從摩阻小的套管環空生產出來（圖3b、3c）。

2.3 工藝特點

優點是：（1）能有效降低井底積液，在射孔層段或其以下層段，液相已從氣相中分離，簡化了地面氣液分離的難度；（2）氣體通過套管環空時的摩擦力很小，基本無環空摩損，同時不會發生柱塞失效或氣鎖現象；（3）對存在出砂和結蠟問題的井也可適用；（4）不需要配套氣體壓縮機等專用設備，施工成本較低。

缺點是由于受小直徑油管或空心抽油桿的強度所限，該工藝最大下深不宜超過2 500 m。

3 應用效果分析

選擇了同一構造的37-3井和37-4井進行工藝效果對比分析。37-3井油層埋深3 762 m，產層厚度28.9 m，儲層滲透率為113 mD，孔隙度15.1%；37-4井油層埋深3 760 m，產層厚度32.7m，儲層滲透率為151 mD，孔隙度21.1% 。其中37-3井位于該構造的低部位，產層位置位于37-4井產層下部6 m處，施工前由于無產量關井；37-4井擁有相對較好的構造位置，儲層物性也優于37-3井，工藝施工前日產量2 100 m3。為了達到排水采氣的目的，37-3井采用新型低流壓、低液量深層氣井排液工藝，37-4井采用抽油泵排水生產工藝。2口井的生產曲線見圖4。

圖4 37-3井、37-4井生產曲線

37-3井由于采用新型的排水采氣技術，累積產量達到了928×104m3，而同期具有較好儲層物性的37-4井累積產量僅為368×104m3，新工藝增加了152%天然氣產量。直到37-4井關井時，37-3井的日產量仍超過2 800 m3。

4 結論及建議

（1）針對低流壓、低液量深層氣井和中淺層氣井的井底積液問題，介紹了2種排采工藝。與其他舉升工藝相比，能夠更有效地減少液柱對儲層的壓力，從而大大提高了儲層的有效開采時間。

（2）建議選擇合適氣田開展規模應用，這樣能減少地面設備重復性投入，從而有效降低成本，使開發效益最大化。

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［3］賈浩民，李治，張耀剛，等.氣舉排水采氣工藝技術研究及應用［J］.石油化工應用，2010，29（12）：35-38.

［4］魏納.排水采氣工藝技術新進展［J］.新疆石油天然氣，2006，2（2）：78-81.

［5］張榮軍，喬康.柱塞氣舉排水采氣工藝技術在蘇里格氣田的應用［J］.鉆采工藝，2009，32（6）：118-119.

（修改稿收到日期 2013-12-15）

〔編輯 朱 偉〕

Bottom hole liquid loading and unloading technique of low flow pressure and low-liquid gas well

GUO Qun1,WANG Yanli1,ZHANG Guosheng2,WANG Junheng1,YANG Xiaofang1,HU Jintong1
（1.Petroleum Engineering Research Institute of CNPC Dagang Oilfield Company,Tianjin300280,China;2.No.1Oil Production Plant of CNPC Dagang Oilfield Company,Tianjin300280,China）

According to the bottom hole liquid loading problems of deep gas well and middle-shallow gas well and characteristics of well condition,two liquid unloading techniques of low flow pressure and low liquid loading gas wells are introduced in this paper.For deep well,the compressed nitrogen is injected regularly through the annular space of ordinary tubing and coiled tubing,thus lifting the liquid from coiled tubing.For middle-shallow gas well,the liquid is pumped to the ground through hydraulic jet pump to reduce the costs.Compared with other lifting techniques,this technique can more effectively reduce the pressure of liquid column on the producing formation.Even when the pressure of producing formation is low,the gas in the producing formation can flow into the well bore smoothly.Thus,the problems of stop production in other liquid unloading techniques when the pressure of bottom hole flow pressure is low are solved properly to increase the effective production period of reservoir bed.

Gas well;low flow pressure;low liquid;bottom hole liquid loading;water drainage and gas recovery

郭群，王艷麗，張國生，等.低流壓、低液量氣井井底積液排液工藝［J］.石油鉆采工藝，2014，36（1）：85-87.

TE375

：B

1000-7393（2014）01-0085-03

10.13639/j.odpt.2014.01.022

郭群，1973年生。1995年畢業于哈爾濱工業大學機械設計專業，2004年取得中國石油大學油氣井工程碩士學位，現從事油田采油、試油工藝技術研究和推廣工作，高級工程師。電話：022-25914220。E-mail：guo355@163.com。