基于小油管的致密气井柱塞气举工艺影响因素.pdf

天然气技术与经济2023年第17卷第4期天 然 气 技 术 与 经 济Natural Gas Technology and EconomyVol.17，No.4Aug.2023修订回稿日期：20230110基金项目：中海油能源发展股份有限公司科技重点攻关项目“致密气井智能柱塞气举排水工艺技术研究及应用”（编号：HFKJ-ZDGG-CY-2021-02）。作者简介：耿洁（1982），工程师，主要从事非常规油气开发生产技术研究与管理。E-mail：。基于小油管的致密气井柱塞气举工艺影响因素Influential factors on plunger lift in tight gas wells based on narrow tubingInfluential factors on plunger lift in tight gas wells based on narrow tubing耿 洁刘金海韦 涛刘世界高 涛（中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司，天津300450）GENG Jie,LIU Jinhai,WEI Tao,LIU Shijie,and GAO Tao(CNOOC Energy Technology&Services-Oil Production Services Co.,Tianjin 300450,China)Abstract:Tight gas reservoirs are very easy to suffer from contamination,bringing about difficulties in productivity recovering after reservoir damage.However,a new drainage-production replacement process based on narrow tubing mayachieve the low-cost and high-efficiency development in tight gas wells during their whole life cycle.So,a mechanicalmodel of plunger-liquid sectionwas established in the ascending stage of plunger lift,and not only frictional resistance during the ascending of plunger lift based on narrow tubing but working pressure in this lift were analyzed in an effort to provide decision-making reference for preparing its working system for these wells.Results show that(i)the frictional resistance in the plunger-liquid section is affected more by the plungers movement velocity,and the resistance ratio is 1.85times of velocity ratio;(ii)at the same movement velocity,tubing with different diameters has the same multiple relationship of frictional resistance;and(iii)as for lifting-liquid volume at the same cycle,the smaller the tubing diameter,thehigher the operating casing pressure to meet the working system.In conclusion,the smaller the diameter,the larger thefrictional resistance of plunger-liquid section.The recommended plunger velocity of 1.9 narrow tubing corrected accordingto the recommended plunger velocity of conventional tubing is from 150 m/min to 215 m/min.Whats more,as for liquid-drainage volume at the same cycle,the smaller the diameter,the higher the operating casing pressure to meet the workingsystem,so the cyclic liquid-drainage volume of plunger lift based on narrow tubing shall be reduced appropriately.Keywords:Tight gas well;Plunger lift;Narrow tubing;Process factor摘要致密气储层极易被污染，储层伤害后气井产能难以恢复，采用基于小油管的排采接替工艺可以实现致密气井全生命周期低成本、高效开采。为了给科学制定致密气井小油管柱塞气举工作制度提供参考，建立了柱塞气举上行阶段的柱塞-液段力学模型，分析了小油管柱塞气举上行的摩擦阻力，以及小油管柱塞气举运行的工作压力。研究结果表明：柱塞-液段的摩擦阻力受柱塞运动的速度影响较大，摩擦阻力比值是速度比值的1.85倍；不同管径油管在相同的柱塞运动速度下，摩擦阻力的倍数关系相同；相同的周期举升液量，油管直径越小，满足柱塞气举工作制度的运行套压越大。结论认为：油管直径越小，柱塞-液段的摩擦阻力越大，以常规油管的柱塞速度推荐值修正1.9英寸小油管柱塞速度推荐值为150 mmin215 mmin；油管直径越小，相同周期排液量下满足柱塞气举工作制度的运行套压越大，小油管柱塞气举的周期排液量要适当减小。关键词致密气井柱塞气举小油管工艺因素DOI：10.3969/j.issn.2095-1132.2023.04.00845Natural Gas Technology and Economy第17卷第4期0引言根据全国第四次油气资源评价，我国致密气资源量为21.9 1012m3，技术可采资源量为11.3 1012m3，“十三五”期间致密气产量占中国天然气总产量的26.6%1-3，致密气的高产、稳产对缓解国家能源危机具有重要意义4。致密气储层极易污染，停产、修井、换管柱、复产造成储层伤害后产气量难以恢复，根据鄂尔多斯盆地临兴区块致密气井数据统计结果分析得到一次修井作业产气量降低20%左右5-7。基于小油管的排采接替工艺新技术，是实现致密气井全生命周期排采工艺高效接替的有效手段之一。该技术主要包括生产初期的小油管节流生产工艺8，早期的小油管（速度管）排水采气工艺，以及中长期的小油管柱塞气举工艺。气井生产初、早期的产气量大，气携液生产成本低、效率高；中长期的柱塞气举小油管排采接替工艺是保障致密气井全生命周期高效开采的关键。研究小油管柱塞气举工艺主要影响因素是管理小油管柱塞气举排水采气工艺的基础。1柱塞气举原理及力学模型1.1柱塞气举原理柱塞气举工艺技术是把柱塞充当为一种固体界面，在井筒中将上方的积液与下面的气体分隔开，起到密封作用，减少柱塞上方的液体漏失，防止柱塞下方的气体窜流，从而提高工作效率和气井产量。柱塞气举周期运行主要分成四个阶段9-10（图1）。a.开井柱塞上行b.开井续流c.关井柱塞下落d.关井复压图1柱塞周期运行阶段示意图在柱塞气举工艺运行过程中，开井柱塞上行是最重要的阶段，关系到柱塞气举排水采气工艺的成败及排液效果。1.2上行力学模型柱塞上行阶段即柱塞在地层气体和油套环空中的气体作用下离开卡定器，从井底向上运动将液体排出井筒。开井柱塞上升包括柱塞 液段在井筒中上行以及井口排液两个阶段，柱塞 液段上行的力学模型如图2所示。图2开井柱塞-液段上行的受力图由图2可见，柱塞 液段上行的力学模型为：()PtdPtuAt()mlmpgFf()mlmpd2Sdt2（1）式中，Ptd为柱塞下部压力，Pa；Ptu为开井油管压力，Pa；At为油管截面积，m2；ml为液段质量，kg；mp为柱塞质量，kg；Ff为柱塞 液段摩擦力，N；S为柱塞位移，m；t为柱塞运行时间，s。2小油管气举柱塞运行速度确定2.1柱塞气举摩阻计算模型图2及式（1）中的摩擦力Ff为11：Fffllh2dtvu2（2）式中，fl为平均摩阻系数，无因次；l为井筒液体密度，kgm3；dt为油管内径，m；h为液柱高度，m；vu为运动速度，ms。平均摩阻系数fl，采用Jain公式：fl1.142lgedt21.25Re0.9-2（3）耿洁，等：基于小油管的致密气井柱塞气举工艺影响因素46天然气技术与经济总第100期2023年式中，e 为油管内壁的绝对粗糙度（一般取 0.015 2mm，新油管推荐0.016 mm11）；Re为雷诺数，无因次。Relvudtl（4）式中，l为液相的黏度，Pa s。2.2不同管径油管摩阻比较常规柱塞气举选用油管规格为2 3/8、2 7/8、3 1/2（内径分别为 50.3 mm、62.0 mm、75.9 mm），QSY 010142017标准推荐常规油管柱塞气举的柱塞-液段上行速度为2.55 ms。小油管柱塞气举一般选用1.9规格油管，其内径为40.9 mm，小油管柱塞气举与常规油管柱塞气举在不同举升周期液量下的摩阻如图3所示。a.2.5 ms速度下不同管径摩阻图b.5 ms速度下不同管径摩阻图图3不同管径油管柱塞气举摩擦阻力图由图3分析得到：柱塞 液段的摩擦阻力受柱塞运动的速度影响较大，摩擦阻力比值是速度比值的1.85倍；不同管径油管在相同的柱塞运动速度下，摩擦阻力的倍数关系相同；1.9小油管内柱塞 液段上行摩擦阻力是选用2 3/8油管的 1.95倍、是选用油管的3.82倍、是选用油管的7.31倍。2.3小油管柱塞运行速度修正由式（2）分析，整理得到不同规格油管气举时，柱塞运行速度的关系为：vu1h2h1dt1dt21 2vu2（5）式中，vu1、vu2为不同规格油管气举时柱塞的运动速度，ms。dt1、dt2为不同规格油管内径，m；h1、h2为不同规格油管内液柱高度，m。不同规格油管柱塞气举，相同的举升液量时，满足：Q14dt12h114dt22h2（6）即：dt12dt22h2h1（7）结合式（5）和（7），所以：vu1dt1dt23 2vu2（8）按照柱塞气举技术规范QSY 010142017，若以2 3/8油管气举柱塞的速度推荐值150300 mmin为基础考量，综合表2中不同规格油管的摩擦因子差异，可将1.9小油管气举的柱塞上行速度推荐值修正为150215 mmin。3小油管气举运行套压影响分析3.1运行套压计算模型开井后（图1、图2），由于油套出现压差，环空中的气体发生膨胀，流向油管，然后和地层产出的气体一起举升柱塞-液段向井口运动。当液面到达井口，开始排液，此时井口套管压力是满足柱塞气举成功运行的最小套压。最小套压为：PcminPpPtminPa()PLHPLFqL1HZK（9）式中，Pcmin为最小井口套压，Pa；Pp为举升柱塞本天然气技术与经济开发工程47Natural Gas Technology and Economy第17卷第4期身所需压力，Pa；Ptmin为柱塞到达井口油压，Pa；Pa为当地大气压力，Pa；PLH为举升每方液体所需压力，Pam3；PLF为举升每方液体产生的摩阻，Pam3；K为与油管尺寸有关的常数。对于一定尺寸的油管和液体类型，（PLHPLF）、K是恒定的，QSY 010142017给出了常规柱塞气举的参考值（表1）：表1柱塞气举设计相关参数取值参考表基于表1，采用两级线性修正，可求得1.9油管的K值为7 165.64。PLHPLF值确定较为复杂，其中PLH是举升每方液体所需压力：PLHlgAt（10）PLF为摩阻项，式（2）中l、vu项可作为不变量，则摩擦力计算公式也可表示为：Fflvu22flhdt（11）由式（11）可见，摩擦力与接触面积相关，PLF值与液柱及油管内径的关系如表2所示：表2常规油管计算摩阻因子参数表由表2分析可得，PLF值flh dt与参数近似线性关系，据此可确定1.9小油管举升每方液体产生的摩阻为PLF4.325 3 MPam3。最大井口套压（即开井套压）：Pcmax()AtAaAaPcmin（12）式中，Aa为油套环空截面积，m2。3.2不同管径油管柱塞气举运行套压按照2 000 m气井试算：开井油压Ptmin0（该工况气举能力最强），Pp0.04 MPa，Pa0.1 MPa，（PLHPLF）、K参照上文选取。在不同周期举升液量下，常规油管柱塞气举工作的运行套压与小油管柱塞气举工作的运行套压关系如图4所示。图4不同规格油管柱塞气举运行套压图由图4分析得到：相同的周期举升液量，油管直径越小，满足柱塞气举工作制度的运行套压越大；2 3/8、2 7/8、3 1/2油管柱塞气举的运行套管分别是 1.9小油管开井套压的 62%65%、42%48%、33%42%。由运行套压模型可知（PLHPLF）qL项是影响柱塞气举工作套压的主要因素，其他为结构常数项，因此上述常规油管柱塞气举与小油管柱塞气举工作的运行套压比值关系具有通用性。4现场应用及评价4.1总体试验效果1.9小油管柱塞气举技术开展了 5 口井现场试验，措施前平均单井日产量为0.111 04 m3，平均油压为 2.3 MPa，套压为 6.8 MPa，油套压差为 4.5 MPa；措施后平均单井日产量为0.411 04 m3，平均油压为2.4 MPa，套压为5.0 MPa，油套压差为2.6 MPa；单井平均日增产量为0.310 4 m3，油压压差下降了1.9MPa。4.2单井试验及优化以 LX 某井为例，其套管为512、油管为油管规格2 3/82 7/83 1/2（PLH+PLF）7.1574.4242.733K10 210.8013 716.0017 556.48油管规格in2 3/82 7/83 1/2油管内径mm50.362.075.9液柱高度（m m-3）503.494331.396221.130载荷系数0.018 80.018 00.017 2PLF值（MPa m-3）2.222 81.176 30.565 9耿洁，等：基于小油管的致密气井柱塞气举工艺影响因素48天然气技术与经济总第100期2023年1.9，卡定器下深为 2 150 m，外输管线压力为 3.3MPa，优化柱塞上升速度为215 mmin。小油管柱塞气举优化前，间歇生产，日产气量为0.2 104m3，作业后连续生产，日产气量为0.4 104m3，增产幅度达100%。该井小油管柱塞气举效果如图5所示。图5LX某井小柱塞气举效果曲线图5结论小油管柱塞气举排水工艺是小油管排采接替工艺保障致密气井全生命周期低成本、高效开采的关键一环，通过笔者研究得出如下结论：1）相同的周期排液量、相同的柱塞上行速度工况下，油管直径越小，柱塞 液段的摩擦阻力越大；按照柱塞气举技术规范QSY 010142017，以常规油管的柱塞速度推荐值为150300 mmin，修正1.9小油管的柱塞速度推荐值为150215 mmin。2）柱塞气举工作运行套压是影响柱塞气举效率和气井储层保护的重要因素，相同的周期举升液量，油管直径越小，满足柱塞气举工作制度的运行套压越大；因此小油管柱塞气举的周期排液量要适当减小。3）通过现场5口井的小油管柱塞试验，优化参数后，单井平均日增产量为0.3 104m3，油压压差下降了1.9 MPa，气井运行效果良好，增产效果明显。参考文献1孙龙德，邹才能，贾爱林，等.中国致密油气发展特征与方向 J.石油勘探与开发，2019，46（6）：1 015-1 026.SUN Longde，ZOU Caineng，JIA Ailin，et al.Developmentcharacteristics and orientation of tight oil and gas in ChinaJ.Petroleum Exploration and Development，2019，46（6）：1015-1 026.2邹才能，赵群，陈建军，等.中国天然气发展态势及战略预判 J.天然气工业，2018，38（4）：1-11.ZOU Caineng，ZHAO Qun，CHEN Jianjun，et al.Natural gasin China：Development trend and strategic forecast J.Natural Gas Industry，2018，38（4）：1-11.3 徐佳，薛涛.致密气开发扬帆再启航 N.中国石油报，2021-07-30.XU Jia，XUE Tao.Tight gas development sets sail again N.China Petroleum Daily，2021-07-30.4金大权，张春，李双辉，等.致密砂岩气藏低产井管理技术对策 J.天然气技术与经济，2017，11（1）：16-20.JIN Daquan，ZHANG Chun，LI Shuanghui，et al.Managementtechnological countermeasures against low-yield wells intight sandstone gas reservoirsJ.Natural Gas Technologyand 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