低流压、低液量气井井底积液排液工艺

郭 群王艳丽张国生王军恒杨晓芳胡金铜

（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厂，天津大港 300280）

低流压、低液量气井井底积液排液工艺

郭 群1王艳丽1张国生2王军恒1杨晓芳1胡金铜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厂，天津大港 300280）

针对深层气井和中浅层气井的井底积液问题并结合井况特点，介绍了两种低流压、低液量气井排液工艺。对于深井，通过从普通油管与连续油管环空定期注入压缩氮气，从而将井底积液从连续油管内举升出来；而中浅层气井为了降低成本，采用水力喷射泵将井底积液举升到地面。与其他举升工艺相比，该工艺能够更有效地减少液柱对产层的压力，因此即使产层压力很低时，产层气体也能够顺利进入井筒，较好地解决了其他排液工艺因井底低流压导致的停产问题，从而大大提高了储层的有效开采时间。

气井；低流压；低液量；井底积液；排水采气

1 低流压、低液量深层气井排液技术

1.1 面临的技术问题

低流压、低液量深层气井排液时主要面临3个方面的难题：一是由于储层较深，常规的柱塞举升、机抽、柱塞气举等工艺难以下入到2 800 m以下，导致排液不彻底；二是由于储层产液量很低，电潜泵等大排量泵难以适应这种工况；三是采用常规的气举、泡排、水力泵等工艺排液后，井底仍需具有一定流压，排液效果才能见效，但是由于储层的流压很低，以上工艺的效果较差。

1.2 解决方案

为了解决上述难题，在借鉴国内技术的基础上，提出了如下工艺解决方案，工艺管柱如图1所示。

图1 低流压、低液量深层气井排液工艺示意图

（1）下入工艺管柱。下入由连续油管（外径38.1 mm，采用连续油管车下入后使用专用卡具将其悬挂于井口）和普通油管组成的同心管柱，同心管用于在井筒中建立3个通道，同时在普通油管的射孔位置或射孔位置以下设置固定阀。标准的油田气体压缩机和井口相连接，通过专用操控平台，控制压缩机和井筒3个通道中的气流方向和生产时间（图1a）。

（2）降低套管环空液面。通过注入一定的压缩气体，增加套管压力，同时，降低固定阀上方连续油管和普通油管内的压力，该压差将套管内的液体排入到固定阀的上部空间内，从而实现利用固定阀从套管中排出井底积液目的（图1b）。

（3）排出井底积液。从普通油管与连续油管环空根据井内产气量定期注入压缩氮气，将井内积液从连续油管中举升出来。固定阀阻止积液回流到地层。通过循环，井筒中的液面逐渐降低，地层产出气在不受液体侵害的情况下流到地面，从而实现通过从井筒中排出液体引起气体流动的目的（图1c）。

林业产业刚刚起步，可利用资源缺乏，产品加工水平还较低，研究开发能力不强，产品的品牌优势不明显。森林旅游开发尚未成为高原旅游的重要支撑。

（4）正常生产。根据需要可采用2种生产模式进行生产：一是从摩阻小的套管环空生产干气，同时优化生产时间以便气体产量显著降低前再次排出液体；二是采用三通道交替生产方式。通过在3个通道中同时进行采气，可以增加横断面的流动面积，从而最大限度增大产气量（图1d）。

同时对于套管存在漏失的井可采用如图2所示的工艺管柱：先下入一段带有封隔器的管柱，用于隔离套管漏失部位，同时将同心的油管和连续油管下入到封隔器管柱内，穿过封隔器到达射孔层位。在此结构中，封隔器管柱的作用类似于套管，而排液方式与上面所述相仿。

图2 带封隔器的低流压、低液量深层气井排液工艺示意图

1.3 工艺特点

1.3.1 优点 克服了气举或气体循环举升需要依靠一定井底流压的难题，井底流压很小时也能正常生产。经计算，3 500 m井深时井底流压大于0.5 MPa即可生产；工艺管柱简单，井底仅有一个动力部件（固定阀）；油管强度可满足下深5 500 m井深的需要；能有效地应用于带有封隔器和小节流阀的井中；在射孔层段及其以下层段，液相已从气相中分离，简化了地面气液分离的难度；气体通过套管环空时的摩擦力很小，基本无环空摩损，同时不会发生柱塞失效或气锁现象；对出砂和结蜡井也可适用。1.3.2 缺点 由于需要配置气体压缩机，单井应用成本较高，最好选择3井以上的井组同时应用；由于在深井中，常规小直径油管难以下入很深，因此需要采用连续油管作为最内层的管柱，导致施工成本上升。

1.4 参数计算

采气管柱摩阻理论计算公式为

式中，Q为管道的流量m3/h；pwf为井底流压，Pa；pc为井口压力，Pa；D为油管内径，mm；λ为水力摩阻系数；Z为天然气压缩因子；ρ为天然气相对密度；T为温度，K；L为井深，m；C0为流量系数。

应用Wellflow软件计算，Ø73 mm油管，3 500 m井深，日产气3 000 m3/d，油管摩阻为0.25 MPa。因此，井底流压大于0.5 MPa即可生产。

2 低流压、低液量中浅层气井排液技术

2.1 面临的技术问题

上述深层气井排液技术需要配套气体压缩机和小直径连续油管，导致施工成本增加，为了克服这一缺点，在其原理上对中浅层气井排液提出了一种较为经济的工艺管柱。

2.2 解决方案

该技术与深层气井排液技术的主要区别有两点：一是采用水力喷射泵替换气田压缩机实现排液目的，二是利用空心抽油杆或小直径普通油管替换连续油管。工艺管柱如图3所示。

图3 低流压、低液量中浅层气井水力喷射泵排液工艺示意图

（1）下入工艺管柱。下入由小直径油管或空心抽油杆与普通油管组成的同心管柱，小直径油管带一个小直径水力喷射泵插入到普通油管的内密封中，从而建立3个通道，同时在普通油管的射孔位置或射孔位置以下设置固定阀。利用地面注水管网或撬装泵为小直径水力喷射泵提供动力（图3a）。

（2）降低井底积液生产。从小直径油管内打入高压动力液，井底积液通过小直径油管与普通油管之间环空举升出来。固定阀阻止积液回流地层。通过循环，井筒中的液面逐渐降低，地层产出气在不受液体侵害的情况下流到地面，从而实现通过从井筒中排出液体引起气体流动的目的。产出气从摩阻小的套管环空生产出来（图3b、3c）。

2.3 工艺特点

优点是：（1）能有效降低井底积液，在射孔层段或其以下层段，液相已从气相中分离，简化了地面气液分离的难度；（2）气体通过套管环空时的摩擦力很小，基本无环空摩损，同时不会发生柱塞失效或气锁现象；（3）对存在出砂和结蜡问题的井也可适用；（4）不需要配套气体压缩机等专用设备，施工成本较低。

缺点是由于受小直径油管或空心抽油杆的强度所限，该工艺最大下深不宜超过2 500 m。

3 应用效果分析

选择了同一构造的37-3井和37-4井进行工艺效果对比分析。37-3井油层埋深3 762 m，产层厚度28.9 m，储层渗透率为113 mD，孔隙度15.1%；37-4井油层埋深3 760 m，产层厚度32.7m，储层渗透率为151 mD，孔隙度21.1% 。其中37-3井位于该构造的低部位，产层位置位于37-4井产层下部6 m处，施工前由于无产量关井；37-4井拥有相对较好的构造位置，储层物性也优于37-3井，工艺施工前日产量2 100 m3。为了达到排水采气的目的，37-3井采用新型低流压、低液量深层气井排液工艺，37-4井采用抽油泵排水生产工艺。2口井的生产曲线见图4。

图4 37-3井、37-4井生产曲线

37-3井由于采用新型的排水采气技术，累积产量达到了928×104m3，而同期具有较好储层物性的37-4井累积产量仅为368×104m3，新工艺增加了152%天然气产量。直到37-4井关井时，37-3井的日产量仍超过2 800 m3。

4 结论及建议

（1）针对低流压、低液量深层气井和中浅层气井的井底积液问题，介绍了2种排采工艺。与其他举升工艺相比，能够更有效地减少液柱对储层的压力，从而大大提高了储层的有效开采时间。

（2）建议选择合适气田开展规模应用，这样能减少地面设备重复性投入，从而有效降低成本，使开发效益最大化。

［1］文昌玉，虞建华，燕自峰，等.泡沫排水采气技术在塔里木油田的应用［J］.石油钻采工艺，2007，29（4）：100-101.

［3］贾浩民，李治，张耀刚，等.气举排水采气工艺技术研究及应用［J］.石油化工应用，2010，29（12）：35-38.

［4］魏纳.排水采气工艺技术新进展［J］.新疆石油天然气，2006，2（2）：78-81.

［5］张荣军，乔康.柱塞气举排水采气工艺技术在苏里格气田的应用［J］.钻采工艺，2009，32（6）：118-119.

（修改稿收到日期 2013-12-15）

〔编辑 朱 伟〕

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，王艳丽，张国生，等.低流压、低液量气井井底积液排液工艺［J］.石油钻采工艺，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年毕业于哈尔滨工业大学机械设计专业，2004年取得中国石油大学油气井工程硕士学位，现从事油田采油、试油工艺技术研究和推广工作，高级工程师。电话：022-25914220。E-mail：guo355@163.com。