牙哈高压凝析气田同心油管分层注气工艺

薛承文 麻慧博 高　涵 张国红 池　明

中国石油新疆油田公司工程技术研究院



牙哈高压凝析气田同心油管分层注气工艺

薛承文 麻慧博 高涵 张国红 池明

中国石油新疆油田公司工程技术研究院

薛承文等. 牙哈高压凝析气田同心油管分层注气工艺. 天然气工业, 2016,36(4):48-54.

摘 要塔里木盆地牙哈高压凝析气田一直通过循环注气保压开采的方式进行开发，两个主力气层之间以及同一气层内都存在着较大的储层物性差异，笼统注气不仅导致气藏储量动用不均，而且也进一步加剧了高、低渗透层之间的开采矛盾。为此，依据该气田目前的气井井身结构、地面设施状况和分层注气要求，设计了同心油管分层注气管柱结构，配套了分层注气井口装置，由此完成了分层注气井完井投产作业施工，并满足了分层注气工艺生产的需要。同时，针对同心管方案设计了两种油管组合方式（Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合、Ø114.3 mm+Ø60.3 mm油管组合），并按照不同工况配产对两种油管组合的井筒温度场、压力场以及管柱安全性进行了理论分析与评价。结果表明：①Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合在内管和外管分别达到最大注气量50×104m3/d和20×104m3/d时，需要的井口注气压力小于42 MPa，现有地面注气设备能力可以达到该值且内、外管注气压差较小，有利于注气作业；②Ø114.3 mm+ Ø73.0 mm油管组合安全系数大于一般设置的参数（1.5），再对注气工况1、2下进行抗内压强度校核，对注气工况3、4下进行抗外挤强度校核，均表明该油管组合能够满足强度要求。结论认为，Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合作为同心油管分层注气管柱是可行性的。

关键词塔里木盆地 牙哈高压凝析气田 分层注气 同心油管 油管组合 井口装置 安全性

对凝析油含量较高的凝析气藏采取循环注气的开采方式可较好地保持地层压力，防止凝析油反凝析，提高凝析油采收率，从而获得较好的经济效益。塔里木盆地牙哈高压凝析气藏自投入开发以来，已经生产近15年，产量稳定。目前，由于气藏两个主力气层之间以及同一气层内都存在着较大的物性差异，特别是气藏渗透率的分层性，笼统注入气后，干气优先进入高渗透层，驱替高渗透层内的湿气，导致驱替前沿的不均匀推动，最终导致气藏储量动用不均，高低渗透层开采矛盾突出[1-6]。生产实践表明，通过分层注气实现单井注气层位、注气量人为调控，可以更好地进行细分层系的开发调整，实现提高气藏最终采收率目标。

高压凝析气藏循环注气在国内和国际都较罕见，高压分层注气工艺目前仍属空白。在技术上，设计安全有效的管柱结构，配套合理的井口装置和井下工具，实现有效分层注气难度大。因此，开展高压凝析气藏分层注气工艺可行性理论研究与探讨，对于实现给不同地层合理、准确注气，保证气藏高效开发和注气井长期安全生产，具有重要意义。

1 分层注气管柱结构方案设计及优化

根据牙哈高压凝析气藏现有井身结构、井口装置及注气量等生产特点，设计了4种分层注气管柱方案: ①同心油管分层注气管柱方案；②双封隔器、单油管分层注气管柱方案；③单封隔器、油套分层注气管柱方案；④双封隔器、平行双管分层注气管柱方案。方案②由于存在注气工作筒阀芯分注比例调整难度大且分层计量困难等问题被排除；方案③由于牙哈气藏地层压力高，在高压注气情况下会导致套管严重腐蚀被排除；方案④存在需要设计专门的高压气井双管井口装置，对双管封隔器等工具要求高，并且管柱结构复杂、管柱施工要求高等问题被排除。最终，方案①同心油管分层注气管柱方案被采纳[7-8]。

1. 1 同心油管分层注气管柱结构与工作原理

同心油管分层注气管柱结构包括: 外油管、内油管、上封隔器、井下开关阀、密封插管和下封隔器等（图1）。

图1　同心双管分层注气管柱结构原理图

同心油管分层注气是在同一井筒内下入两层油管，一层外管，一层内管，封隔器将内外管封隔。上封隔器将油套空间隔开，下封隔器将上、下气层隔开，通过内管向下层注气，通过内外管环空向上层注气，从而达到分层注气的目的。在井口部位利用流量调节阀实现注气量调节，各层注气量大小可由流量计显示，注气量调配、测试等工作均在地面进行。

目前，牙哈高压凝析气藏井身结构采用Ø177.8 mm套管开发生产，井深5 000 m左右，考虑油管外形尺寸及下深，可匹配的同心油管尺寸组合为Ø114.3 mm+Ø73.0 mm和Ø114.3 mm+Ø60.3 mm。

1. 2 配套井口装置

为实现同心油管分层注气，需采用如图2所示的井口装置。井口装置采用双油管头四通结构，上、下油管挂悬挂内、外油管，分别为内管和内、外管间环空配置独立的注气通道。为实现上、下层注气量的控制与调节，井口装置需安装控制阀、调节阀和流量计等配套设备和仪器。

图2　同心管井口结构示意图

结合现场生产情况，为保证施工作业顺利和分层注气工艺生产安全可靠，作业前须对现有服役井口装置进行外观尺寸测量和强度安全评估，评估合格的井口装置可根据分层注气工艺要求进行改造，保证与分层注气管柱结构匹配。

2 分层注气温度和压力预测

2. 1 注气开发相态模拟

牙哈高压凝析气藏地层流体为富含凝析油的凝析气（图3），在储层压力为47. 70 MPa时，露点压力为46. 79 MPa，地露压差仅0. 91 MPa。反凝析液与压力的关系曲线表明最大的反凝析压力为23.0 MPa（图4），在压力介于23.0～46. 8 MPa，压力越接近露点压力，反凝析液体积分数越小，反凝析液对产量的影响也越小。因此，为保证循环注气开发效果，在凝析气藏注气开采过程中，注入气井底流压力应略高于或接近露点压力[9-15]。

图3　地层流体相态图（注：pm表示最高临界凝析压力；Tm表示最高临界凝析温度；C表示相态临界点；R表示气藏在相态图上的点）

图4　衰竭期间反凝析液量与压力关系曲线图

2. 2 分层注气温度和压力预测模型优选

在实施分层注气过程中，为保证注气井井底流压略高于或接近露点压力，可采取的工艺方法是保证一定的井口注气压力。但井口注气压力受压缩机能力影响，目前地面设施能否达到的注气要求压力将成为分层注气能否成功的一个关键。因此，需对分层注气井进行井筒温度和压力预测[16-19]。

经过对多种井筒压力计算模型优选，并与实际注气井生产参数比对，最后选定Cullender-Smith压力方法[20]计算，计算模型为:

式中pwf、ptf分别表示井底、井口流压，MPa；p表示井筒内压力，MPa；T表示井筒内气体温度，K；Z表示天然气压缩系数；d表示油管内径，m；f表示摩阻系数；H表示井深，m；qsc表示天然气产量，103m3/d；rg表示天然气相对密度。

同样，优选出效果最佳的毛伟[21]公式法计算井筒温度，计算模型为:

式中Tfn、Tfout分别表示每一小段入口、出口温度，K；Teout、Tein分别表示任意深度处出口、入口地层温度，K；zin、zout分别表示每一小段入口、出口边界条件；gt表示地温度梯度，K/m；A表示计算系数。

2. 3 分层注气温度和压力预测

以牙哈高压凝析气藏某分层注气井为例，该井两个层位中深分别为4 962 m和5 135 m，上层地层压力47. 34 MPa，温度127 ℃，下层地层压力44. 20 MPa，温度132 ℃，按注气压差2 MPa计算。

对于Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合，内管和外管在5个注气工况下的井口注气压力、井筒各处压力及温度分布如表1、图5和图6所示。

对于Ø114.3 mm+Ø60.3 mm油管组合，内管和外管在5个注气工况下的井口注气压力、井筒各处压力及温度分布如表2、图7和图8所示。

图5　Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合同心管柱压力分布图

图6　Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合同心管柱温度分布图

表2　Ø114.3 mm+Ø60.3 mm油管组合不同注气量下井口注气压力表

图7　Ø114.3 mm+Ø60.3 mm油管组合同心管柱压力分布图

图8　Ø114.3 mm+Ø60.3 mm油管组合同心管柱温度分布图

比较以上两种油管组合的计算结果，Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合在内管和外管分别达到最大注气量50×104m3/d和20×104m3/d时，需要的井口注气压力分别为41. 1 MPa和40. 1 MPa，地面注气设备可以实现，且内、外管注气压差较小，有利于注气作业。而对于Ø114.3 mm+Ø60.3 mm油管组合，则出现井口注气压力偏高，内、外管注气压差较大，不利于现场注气作业。因此，Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合在温度、压力方面为分层注气可行管柱组合方式。

3 分层注气管柱安全性分析及评价

安全可靠的管柱是气井长期稳定生产的保障，特别是在同心油管分层注气工艺中，在内、外管同时注气生产时，相对复杂的管柱结构又受到封隔的伸缩制约。因此，进行管柱安全性分析与评价是必不可少的。

在建立了井下管柱的力学模型和确定了屈曲（正弦弯曲、螺旋弯曲）临界载荷的基础上，考虑井下管柱轴向力、正压力，结合井下管柱在封隔器座封、注气等不同作业过程中的边界条件，计算出封隔器对油管的作用力，从而确定井下管柱的变形和各点的应力，再运用第四强度理论对气井油管柱进行强度校核，进而完成分层注气管柱安全性分析及评价[22-24]。

表1　Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合不同注气量下井口注气压力表

为保证计算结果真实可靠中，以目前注气井为井例，校准计算模型，再对分层注气管柱进行力学计算，依据计算结果完成分层注气管柱安全性分析与评价。对于Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合和Ø114.3 mm+Ø60.3 mm油管组合，内、外管在不同工况下的力学分析结果如图9、表3、图10和表4所示。

图9　Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合不同深度等效应力图

表3　Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合最大等效应力及最小安全系数表

图10　Ø114.3 mm+Ø60.3 mm油管组合不同深度等效应力图

表4　Ø114.3 mm+Ø60.3 mm油管组合最大等效应力及最小安全系数表

两种油管组合中，井口位置等效应力最大。对于外管，两种油管组合中，应力及安全系数接近，而内管有较大差别。在Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合中，内油管安全系数大于一般设置的1.5，而Ø114.3 mm+Ø60.3 mm管组合内管安全系数在1.3附近，小于设置值，存在较大的断裂风险。对于Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合，注气工况1、2下油管内压高于外压，进行抗内压强度校核，注气工况3、4下油管外压高于内压，进行抗外挤强度校核，通过校核，管柱都能够满足抗压强度要求。因此，Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合在力学性能方面也为分层注气可行管柱组合方式。

4 结论

1）根据牙哈高压凝析气藏注气井现有井身结构、井口装置等基本设施情况，可以实现同心油管分层注气管柱结构设计，并实现对现有井口装置改造，满足内管注下层，外管注上层的分层注气要求。

2）通过对两种油管组合的井筒温度、压力场计算分析，Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合在内管和外管分别达到最大注气量50×104m3/d和20×104m3/d时，需要的井口注气压力小于42 MPa，现有地面注气设备能力可以达到该值，且内、外管注气压差较小，有利于注气作业。

3）通过对两种油管组合的安全性分析，Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合安全系数大于一般设置的1.5，再对注气工况1、2下进行抗内压强度校核，对注气工况3、4下进行抗外挤强度校核，Ø114.3 mm+Ø73.0 mm油管组合都能够满足强度要求。

参 考 文 献

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(修改回稿日期 2016-01-13 编 辑 韩晓渝)

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., Ø114.3 mm + Ø73.0 mm and Ø114.3 mm + Ø60.3 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 Ø114.3 mm + Ø73.0 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 Ø114.3 mm + Ø73.0 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

作者简介：薛承文，1976年生，高级工程师；现从事采气工艺方面的研究工作。地址：（834000）新疆维吾尔自治区克拉玛依市胜利路87号。电话：（0990）6896591。ORCID: 0000-0003-1340-9924。E-mail: xuechengwen@petrochina.com.cn