吉林油田龙深L井排水采气工艺技术

石油天然气学报2012年3月第34卷第3期JournalofOilandGasTechnologyMar．2012Vol·34No·3吉林油田龙深L井排水采气工艺技术曲景学(中石油吉林油田分公司采油工艺研究院，吉林松原13eooo)[摘要]气井产水将造成气井压力和产量下降，最终导致生产时间缩短，甚至停产。4in套管完井水平井因套管尺寸问题导致排水采气工艺技术优选受限。以吉林油田龙深L井为例，针对携液能力和井筒流态进行了积液分析，并先后论证了机抽排水、电潜泵排水以及气举排水采气技术的适应性，为4in套管完井水平井排水采气措施的制定提供新的思路。[关键词]水平井；4in套管；机抽排水；电潜泵排水；气举排水；吉林油田[中图分类号]TE355[文献标识码]A[文章编号]1000—9752(2012)03—0273—0．3吉林油田龙深I井为2011年部署松辽盆地中央凹陷区南部英台断陷五颗树工号构造上的1口水平井气井，4in套管完成大规模压裂后完井投产，排液测试及投产过程中存在不同程度的产水情况，影响气井正常生产，而目前对于采用4in套管完井水平井气井排水采气的研究较少，因此有必要开展小直径套管完井水平井排水采气技术论证。1龙深L井积液分析水平井全井筒气井携液流动的运动机理与单一直井的垂直井筒中截然不同，需要对直井段和水平井段区别对待。水平井的积液分析可以分别通过直井段和水平井井段的不同方法进行预测，但实际的水平井是一个整体，比较理想的分析方法应该是全井段的综合考虑。因此，最适合的分析方法是通过节点分析软件预测井筒流体状态[1]。1．1携液能力分析利用临界携液流量计算模型分析计算龙深L井井口压力范围在8．3～11．45MPa时，不同油管尺寸对应临界携液流量的范围为(5．494~6．292)×10m。／d，而该井排液测试阶段对应日产气量为(1．58～5．22)×10m。，生产过程中产气量稳定在(2～3)×10m。，均小于临界携液流量，初步判断该井有积液可能(表1)。表1龙深L井临界携液流量计算表日期压力／MPa产气量／10m。·dI1临界携液流量／lOm。·d产液量／m。·d154．8O93．6038．8O15．8O16．31516．28．61．2井筒流态分析利用节点分析软件进行进筒流态分析，预测直井段为段塞流，水平段为波动流(图1)。气液分布[收稿日期]2012—02—22[作者简介]曲景学(1985一)，男，2007年大学毕业，助理工程师，现主要从事天然气开采技术研究工作。30000058231313O044556677OOOO000O一一一一一、一IIlIIIIIiillOOO0OOO0222929_o2学兔兔www.xuetutu.com石油天然气学报*油气田开发工2012年3月计算勰IjI'‘pIl咖IIc邶町。融一s啊sFlowe1-：簋冀G=Vek~y：翼厂—甄r～1IJ聃⋯0’‘S嚣●rI赫巨嗣S一，．瑚I531_S￡'l811’S11078S；Il13400．304}0口2—Slugi珊{’鼬．I161盯l750}‘Sj1I1885-．；{’鼬．I161盯l7E2S7lⅡ吧，i～l．_二¨¨；21．；1~tl14189I6{o-2嗽0．2900．0~7in2盼IR027iS晒一274}0,027I$：二一雒}Wa{2～Wm3a129s1。0．109i0．011lWm-。”·一l333B。．{206679l．9}～：!!!1O∞{0．~11【Waver『一一、施图1龙深L井井简流体分析预测曲线一鬻一毫一蒹篓一颢，昙一⋯步改进寨鬻麓56。4in套管壁厚为8．mm，内径97·：。。机组到限制，因此龙深L井不适合采用电潜泵排水技木衣。学兔兔www.xuetutu.com第34卷第3期曲景学：吉林油田龙深L井排水采气工艺技术2．4气举排水采气工艺技术气举排水采气工艺是利用地面注气能量举升井筒液体的有效手段，利用该工艺可以通过氮气车组实现气举，也可以采用增压机组实现气举。针对4in套管完井的水平井，可以选择与之配套的小直径气举阀。气举排水应用于水平井，气举阀可以下至水平井直井段(造斜点之上)，利用气举能量，表2不同壁厚的4in套管参数表项目不同壁厚的4in套管6．35mm7．37mm8．56mm最后一级气举阀可以举升阀下300~500m的液柱；也可根据实际情况下至斜井段。3结论1)综合分析对于水量较小的4in套管完井的水平井，初期可采用优选管柱工艺延长气井的自喷周期，不满足携液时看采用辅助泡排工艺。2)对于井深较深、产液量大且为4in套管完井的水平井，仅靠优选管柱辅助泡沫排水采气不能满足携液要求。3)电潜泵排水采气技术由于泵体外径参数的限制不适合于4in套管完井的水平井。4)从安全角度考虑不推荐常规机抽排水采气技术，但通过泵下加尾管提