薛承文 麻慧博 高　涵 張國(guó)紅 池　明

中國(guó)石油新疆油田公司工程技術(shù)研究院

?

牙哈高壓凝析氣田同心油管分層注氣工藝

薛承文 麻慧博 高涵 張國(guó)紅 池明

中國(guó)石油新疆油田公司工程技術(shù)研究院

薛承文等. 牙哈高壓凝析氣田同心油管分層注氣工藝. 天然氣工業(yè), 2016,36(4):48-54.

摘 要塔里木盆地牙哈高壓凝析氣田一直通過循環(huán)注氣保壓開采的方式進(jìn)行開發(fā)，兩個(gè)主力氣層之間以及同一氣層內(nèi)都存在著較大的儲(chǔ)層物性差異，籠統(tǒng)注氣不僅導(dǎo)致氣藏儲(chǔ)量動(dòng)用不均，而且也進(jìn)一步加劇了高、低滲透層之間的開采矛盾。為此，依據(jù)該氣田目前的氣井井身結(jié)構(gòu)、地面設(shè)施狀況和分層注氣要求，設(shè)計(jì)了同心油管分層注氣管柱結(jié)構(gòu)，配套了分層注氣井口裝置，由此完成了分層注氣井完井投產(chǎn)作業(yè)施工，并滿足了分層注氣工藝生產(chǎn)的需要。同時(shí)，針對(duì)同心管方案設(shè)計(jì)了兩種油管組合方式（?114.3 mm+?73.0 mm油管組合、?114.3 mm+?60.3 mm油管組合），并按照不同工況配產(chǎn)對(duì)兩種油管組合的井筒溫度場(chǎng)、壓力場(chǎng)以及管柱安全性進(jìn)行了理論分析與評(píng)價(jià)。結(jié)果表明：①?114.3 mm+?73.0 mm油管組合在內(nèi)管和外管分別達(dá)到最大注氣量50×104m3/d和20×104m3/d時(shí)，需要的井口注氣壓力小于42 MPa，現(xiàn)有地面注氣設(shè)備能力可以達(dá)到該值且內(nèi)、外管注氣壓差較小，有利于注氣作業(yè)；②?114.3 mm+ ?73.0 mm油管組合安全系數(shù)大于一般設(shè)置的參數(shù)（1.5），再對(duì)注氣工況1、2下進(jìn)行抗內(nèi)壓強(qiáng)度校核，對(duì)注氣工況3、4下進(jìn)行抗外擠強(qiáng)度校核，均表明該油管組合能夠滿足強(qiáng)度要求。結(jié)論認(rèn)為，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合作為同心油管分層注氣管柱是可行性的。

關(guān)鍵詞塔里木盆地 牙哈高壓凝析氣田 分層注氣 同心油管 油管組合 井口裝置 安全性

對(duì)凝析油含量較高的凝析氣藏采取循環(huán)注氣的開采方式可較好地保持地層壓力，防止凝析油反凝析，提高凝析油采收率，從而獲得較好的經(jīng)濟(jì)效益。塔里木盆地牙哈高壓凝析氣藏自投入開發(fā)以來，已經(jīng)生產(chǎn)近15年，產(chǎn)量穩(wěn)定。目前，由于氣藏兩個(gè)主力氣層之間以及同一氣層內(nèi)都存在著較大的物性差異，特別是氣藏滲透率的分層性，籠統(tǒng)注入氣后，干氣優(yōu)先進(jìn)入高滲透層，驅(qū)替高滲透層內(nèi)的濕氣，導(dǎo)致驅(qū)替前沿的不均勻推動(dòng)，最終導(dǎo)致氣藏儲(chǔ)量動(dòng)用不均，高低滲透層開采矛盾突出[1-6]。生產(chǎn)實(shí)踐表明，通過分層注氣實(shí)現(xiàn)單井注氣層位、注氣量人為調(diào)控，可以更好地進(jìn)行細(xì)分層系的開發(fā)調(diào)整，實(shí)現(xiàn)提高氣藏最終采收率目標(biāo)。

高壓凝析氣藏循環(huán)注氣在國(guó)內(nèi)和國(guó)際都較罕見，高壓分層注氣工藝目前仍屬空白。在技術(shù)上，設(shè)計(jì)安全有效的管柱結(jié)構(gòu)，配套合理的井口裝置和井下工具，實(shí)現(xiàn)有效分層注氣難度大。因此，開展高壓凝析氣藏分層注氣工藝可行性理論研究與探討，對(duì)于實(shí)現(xiàn)給不同地層合理、準(zhǔn)確注氣，保證氣藏高效開發(fā)和注氣井長(zhǎng)期安全生產(chǎn)，具有重要意義。

1 分層注氣管柱結(jié)構(gòu)方案設(shè)計(jì)及優(yōu)化

根據(jù)牙哈高壓凝析氣藏現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)、井口裝置及注氣量等生產(chǎn)特點(diǎn)，設(shè)計(jì)了4種分層注氣管柱方案: ①同心油管分層注氣管柱方案；②雙封隔器、單油管分層注氣管柱方案；③單封隔器、油套分層注氣管柱方案；④雙封隔器、平行雙管分層注氣管柱方案。方案②由于存在注氣工作筒閥芯分注比例調(diào)整難度大且分層計(jì)量困難等問題被排除；方案③由于牙哈氣藏地層壓力高，在高壓注氣情況下會(huì)導(dǎo)致套管嚴(yán)重腐蝕被排除；方案④存在需要設(shè)計(jì)專門的高壓氣井雙管井口裝置，對(duì)雙管封隔器等工具要求高，并且管柱結(jié)構(gòu)復(fù)雜、管柱施工要求高等問題被排除。最終，方案①同心油管分層注氣管柱方案被采納[7-8]。

1. 1 同心油管分層注氣管柱結(jié)構(gòu)與工作原理

同心油管分層注氣管柱結(jié)構(gòu)包括: 外油管、內(nèi)油管、上封隔器、井下開關(guān)閥、密封插管和下封隔器等（圖1）。

圖1　同心雙管分層注氣管柱結(jié)構(gòu)原理圖

同心油管分層注氣是在同一井筒內(nèi)下入兩層油管，一層外管，一層內(nèi)管，封隔器將內(nèi)外管封隔。上封隔器將油套空間隔開，下封隔器將上、下氣層隔開，通過內(nèi)管向下層注氣，通過內(nèi)外管環(huán)空向上層注氣，從而達(dá)到分層注氣的目的。在井口部位利用流量調(diào)節(jié)閥實(shí)現(xiàn)注氣量調(diào)節(jié)，各層注氣量大小可由流量計(jì)顯示，注氣量調(diào)配、測(cè)試等工作均在地面進(jìn)行。

目前，牙哈高壓凝析氣藏井身結(jié)構(gòu)采用?177.8 mm套管開發(fā)生產(chǎn)，井深5 000 m左右，考慮油管外形尺寸及下深，可匹配的同心油管尺寸組合為?114.3 mm+?73.0 mm和?114.3 mm+?60.3 mm。

1. 2 配套井口裝置

為實(shí)現(xiàn)同心油管分層注氣，需采用如圖2所示的井口裝置。井口裝置采用雙油管頭四通結(jié)構(gòu)，上、下油管掛懸掛內(nèi)、外油管，分別為內(nèi)管和內(nèi)、外管間環(huán)空配置獨(dú)立的注氣通道。為實(shí)現(xiàn)上、下層注氣量的控制與調(diào)節(jié)，井口裝置需安裝控制閥、調(diào)節(jié)閥和流量計(jì)等配套設(shè)備和儀器。

圖2　同心管井口結(jié)構(gòu)示意圖

結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)情況，為保證施工作業(yè)順利和分層注氣工藝生產(chǎn)安全可靠，作業(yè)前須對(duì)現(xiàn)有服役井口裝置進(jìn)行外觀尺寸測(cè)量和強(qiáng)度安全評(píng)估，評(píng)估合格的井口裝置可根據(jù)分層注氣工藝要求進(jìn)行改造，保證與分層注氣管柱結(jié)構(gòu)匹配。

2 分層注氣溫度和壓力預(yù)測(cè)

2. 1 注氣開發(fā)相態(tài)模擬

牙哈高壓凝析氣藏地層流體為富含凝析油的凝析氣（圖3），在儲(chǔ)層壓力為47. 70 MPa時(shí)，露點(diǎn)壓力為46. 79 MPa，地露壓差僅0. 91 MPa。反凝析液與壓力的關(guān)系曲線表明最大的反凝析壓力為23.0 MPa（圖4），在壓力介于23.0～46. 8 MPa，壓力越接近露點(diǎn)壓力，反凝析液體積分?jǐn)?shù)越小，反凝析液對(duì)產(chǎn)量的影響也越小。因此，為保證循環(huán)注氣開發(fā)效果，在凝析氣藏注氣開采過程中，注入氣井底流壓力應(yīng)略高于或接近露點(diǎn)壓力[9-15]。

圖3　地層流體相態(tài)圖（注：pm表示最高臨界凝析壓力；Tm表示最高臨界凝析溫度；C表示相態(tài)臨界點(diǎn)；R表示氣藏在相態(tài)圖上的點(diǎn)）

圖4　衰竭期間反凝析液量與壓力關(guān)系曲線圖

2. 2 分層注氣溫度和壓力預(yù)測(cè)模型優(yōu)選

在實(shí)施分層注氣過程中，為保證注氣井井底流壓略高于或接近露點(diǎn)壓力，可采取的工藝方法是保證一定的井口注氣壓力。但井口注氣壓力受壓縮機(jī)能力影響，目前地面設(shè)施能否達(dá)到的注氣要求壓力將成為分層注氣能否成功的一個(gè)關(guān)鍵。因此，需對(duì)分層注氣井進(jìn)行井筒溫度和壓力預(yù)測(cè)[16-19]。

經(jīng)過對(duì)多種井筒壓力計(jì)算模型優(yōu)選，并與實(shí)際注氣井生產(chǎn)參數(shù)比對(duì)，最后選定Cullender-Smith壓力方法[20]計(jì)算，計(jì)算模型為:

式中pwf、ptf分別表示井底、井口流壓，MPa；p表示井筒內(nèi)壓力，MPa；T表示井筒內(nèi)氣體溫度，K；Z表示天然氣壓縮系數(shù)；d表示油管內(nèi)徑，m；f表示摩阻系數(shù)；H表示井深，m；qsc表示天然氣產(chǎn)量，103m3/d；rg表示天然氣相對(duì)密度。

同樣，優(yōu)選出效果最佳的毛偉[21]公式法計(jì)算井筒溫度，計(jì)算模型為:

式中Tfn、Tfout分別表示每一小段入口、出口溫度，K；Teout、Tein分別表示任意深度處出口、入口地層溫度，K；zin、zout分別表示每一小段入口、出口邊界條件；gt表示地溫度梯度，K/m；A表示計(jì)算系數(shù)。

2. 3 分層注氣溫度和壓力預(yù)測(cè)

以牙哈高壓凝析氣藏某分層注氣井為例，該井兩個(gè)層位中深分別為4 962 m和5 135 m，上層地層壓力47. 34 MPa，溫度127 ℃，下層地層壓力44. 20 MPa，溫度132 ℃，按注氣壓差2 MPa計(jì)算。

對(duì)于?114.3 mm+?73.0 mm油管組合，內(nèi)管和外管在5個(gè)注氣工況下的井口注氣壓力、井筒各處壓力及溫度分布如表1、圖5和圖6所示。

對(duì)于?114.3 mm+?60.3 mm油管組合，內(nèi)管和外管在5個(gè)注氣工況下的井口注氣壓力、井筒各處壓力及溫度分布如表2、圖7和圖8所示。

圖5　?114.3 mm+?73.0 mm油管組合同心管柱壓力分布圖

圖6　?114.3 mm+?73.0 mm油管組合同心管柱溫度分布圖

表2　?114.3 mm+?60.3 mm油管組合不同注氣量下井口注氣壓力表

圖7　?114.3 mm+?60.3 mm油管組合同心管柱壓力分布圖

圖8　?114.3 mm+?60.3 mm油管組合同心管柱溫度分布圖

比較以上兩種油管組合的計(jì)算結(jié)果，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合在內(nèi)管和外管分別達(dá)到最大注氣量50×104m3/d和20×104m3/d時(shí)，需要的井口注氣壓力分別為41. 1 MPa和40. 1 MPa，地面注氣設(shè)備可以實(shí)現(xiàn)，且內(nèi)、外管注氣壓差較小，有利于注氣作業(yè)。而對(duì)于?114.3 mm+?60.3 mm油管組合，則出現(xiàn)井口注氣壓力偏高，內(nèi)、外管注氣壓差較大，不利于現(xiàn)場(chǎng)注氣作業(yè)。因此，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合在溫度、壓力方面為分層注氣可行管柱組合方式。

3 分層注氣管柱安全性分析及評(píng)價(jià)

安全可靠的管柱是氣井長(zhǎng)期穩(wěn)定生產(chǎn)的保障，特別是在同心油管分層注氣工藝中，在內(nèi)、外管同時(shí)注氣生產(chǎn)時(shí)，相對(duì)復(fù)雜的管柱結(jié)構(gòu)又受到封隔的伸縮制約。因此，進(jìn)行管柱安全性分析與評(píng)價(jià)是必不可少的。

在建立了井下管柱的力學(xué)模型和確定了屈曲（正弦彎曲、螺旋彎曲）臨界載荷的基礎(chǔ)上，考慮井下管柱軸向力、正壓力，結(jié)合井下管柱在封隔器座封、注氣等不同作業(yè)過程中的邊界條件，計(jì)算出封隔器對(duì)油管的作用力，從而確定井下管柱的變形和各點(diǎn)的應(yīng)力，再運(yùn)用第四強(qiáng)度理論對(duì)氣井油管柱進(jìn)行強(qiáng)度校核，進(jìn)而完成分層注氣管柱安全性分析及評(píng)價(jià)[22-24]。

表1　?114.3 mm+?73.0 mm油管組合不同注氣量下井口注氣壓力表

為保證計(jì)算結(jié)果真實(shí)可靠中，以目前注氣井為井例，校準(zhǔn)計(jì)算模型，再對(duì)分層注氣管柱進(jìn)行力學(xué)計(jì)算，依據(jù)計(jì)算結(jié)果完成分層注氣管柱安全性分析與評(píng)價(jià)。對(duì)于?114.3 mm+?73.0 mm油管組合和?114.3 mm+?60.3 mm油管組合，內(nèi)、外管在不同工況下的力學(xué)分析結(jié)果如圖9、表3、圖10和表4所示。

圖9　?114.3 mm+?73.0 mm油管組合不同深度等效應(yīng)力圖

表3　?114.3 mm+?73.0 mm油管組合最大等效應(yīng)力及最小安全系數(shù)表

圖10　?114.3 mm+?60.3 mm油管組合不同深度等效應(yīng)力圖

表4　?114.3 mm+?60.3 mm油管組合最大等效應(yīng)力及最小安全系數(shù)表

兩種油管組合中，井口位置等效應(yīng)力最大。對(duì)于外管，兩種油管組合中，應(yīng)力及安全系數(shù)接近，而內(nèi)管有較大差別。在?114.3 mm+?73.0 mm油管組合中，內(nèi)油管安全系數(shù)大于一般設(shè)置的1.5，而?114.3 mm+?60.3 mm管組合內(nèi)管安全系數(shù)在1.3附近，小于設(shè)置值，存在較大的斷裂風(fēng)險(xiǎn)。對(duì)于?114.3 mm+?73.0 mm油管組合，注氣工況1、2下油管內(nèi)壓高于外壓，進(jìn)行抗內(nèi)壓強(qiáng)度校核，注氣工況3、4下油管外壓高于內(nèi)壓，進(jìn)行抗外擠強(qiáng)度校核，通過校核，管柱都能夠滿足抗壓強(qiáng)度要求。因此，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合在力學(xué)性能方面也為分層注氣可行管柱組合方式。

4 結(jié)論

1）根據(jù)牙哈高壓凝析氣藏注氣井現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)、井口裝置等基本設(shè)施情況，可以實(shí)現(xiàn)同心油管分層注氣管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，并實(shí)現(xiàn)對(duì)現(xiàn)有井口裝置改造，滿足內(nèi)管注下層，外管注上層的分層注氣要求。

2）通過對(duì)兩種油管組合的井筒溫度、壓力場(chǎng)計(jì)算分析，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合在內(nèi)管和外管分別達(dá)到最大注氣量50×104m3/d和20×104m3/d時(shí)，需要的井口注氣壓力小于42 MPa，現(xiàn)有地面注氣設(shè)備能力可以達(dá)到該值，且內(nèi)、外管注氣壓差較小，有利于注氣作業(yè)。

3）通過對(duì)兩種油管組合的安全性分析，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合安全系數(shù)大于一般設(shè)置的1.5，再對(duì)注氣工況1、2下進(jìn)行抗內(nèi)壓強(qiáng)度校核，對(duì)注氣工況3、4下進(jìn)行抗外擠強(qiáng)度校核，?114.3 mm+?73.0 mm油管組合都能夠滿足強(qiáng)度要求。

參 考 文 獻(xiàn)

[1] 孫龍德, 宋文杰. 塔里木盆地牙哈凝析氣田循環(huán)注氣開發(fā)研究[J]. 中國(guó)科學(xué): D輯, 2003, 33(2): 177-182. Sun Longde, Song Wenjie. Study on cyclic gas injection of the Yaha condensate gas feld in the Tarim Basin［J］. Science in China Series D: Earth Sciences, 2003, 33(2): 177-182.

[2] 李士倫. 天然氣工程[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 2008: 63-64. Li Shilun. Natural gas project[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2008: 63-64.

[3] 楊繼盛. 采氣工藝基礎(chǔ)[M]. 北京: 石油工業(yè)出版, 1992: 112-116, 133-142. Yang Jisheng. Gas recovery craft basis[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1992: 112-116, 133-142.

[4] 劉永輝, 任桂榮, 薛承文, 關(guān)志全, 胡利平. 凝析氣井井筒壓力計(jì)算[J]. 天然氣工業(yè), 2014, 34(9): 64-69. Liu Yonghui, Ren Guirong, Xue Chengwen, Guan Zhiquan, Hu Liping. Calculation of the wellbore pressure of a condensate gas well[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(9): 64-69.

[5] 朱德武, 何漢平. 凝析氣井井筒溫度分布計(jì)算[J]. 天然氣工業(yè), 1998, 18(1): 60-62. Zhu Dewu, He Hanping. Calculation of well bore temperature distribution in condensate gas well[J]. Natural Gas Industry, 1998, 18(1): 60-62.

[6] 常志強(qiáng), 肖香嬌, 朱忠謙, 王小培, 王海應(yīng). 高溫高壓氣井、凝析氣井井筒及近井地帶的壓力變化規(guī)律[J]. 天然氣工業(yè), 2012, 32(10): 47-51. Chang Zhiqiang, Xiao Xiangjiao, Zhu Zhongqian, Wang Xiaopei, Wang Haiying. Pressure change law at the wellbore and well-adjacent zone of a HTHP or condensate gas well[J]. Natural Gas Industry, 2012 , 32(10): 47-51.

[7] 王世潔, 楊志, 趙金洲, 王雷, 張建軍. 塔河超深裸眼分層注水管柱變形計(jì)算與對(duì)策[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報(bào): 自然科學(xué)版, 2014, 36(1): 163-169.Wang Shijie, Yang Zhi, Zhao Jinzhou, Wang Lei, Zhang Jianjun. Deformation calculation and technical measure to the pipe string of ultra-deep open hole separate zone water injection in Tahe Oilfield[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2014, 36(1): 163-169.

[8] 張福祥, 丁亮亮, 楊向同. 高壓深井分段改造管柱封隔器間壓力預(yù)測(cè)及應(yīng)用[J]. 天然氣工業(yè), 2015, 35(3): 74-78. Zhang Fuxiang, Ding Liangliang, Yang Xiangtong. Prediction of pressure between packers of pipe strings for high-pressure deepwell staged stimulation and its application[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(3): 74-78.

[9] 廖新維, 馮積累. 深層高壓氣藏井筒不穩(wěn)態(tài)傳熱壓力溫度耦合計(jì)算方法[J]. 石油勘探與開發(fā), 2005, 32(1): 67-69. Liao Xinwei, Feng Jilei. Pressure-temperature coupling calculation of transient wellbore heat transfer in deep geopressured gas reservior[J]. Petroleum Exploration and Development, 2005, 32(1): 67-69.

[10] 朱忠謙. 牙哈凝析氣藏二次注氣抑制反凝析機(jī)理及相態(tài)特征[J]. 天然氣工業(yè), 2015, 35(5): 60-65. Zhu Zhongqian. Mechanism and phase behavior of retrograde condensation inhibition by secondary gas injection in the Yaha condensate gas reservoir[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(5): 60-65.

[11] 朱炬輝, 胡永全, 趙金洲, 張榮志. 相態(tài)變化影響下的凝析氣井井筒壓力變化計(jì)算分析[J]. 大慶石油地質(zhì)與開發(fā), 2007, 25(6): 50-52. Zhu Juhui, Hu Yongquan, Zhao Jinzhou, Zhang Rongzhi. Calculation on change in borehole pressure of gas condensate well at the condition of phase change［J］. Petroleum Geology & Oilfeld Development in Daqing, 2007, 25(6): 50-52.

[12] 孟悅新, 李相方, 尹邦堂, 齊明明. 凝析氣井井筒流動(dòng)壓力分布計(jì)算方法[J]. 工程熱物理學(xué)報(bào), 2010(9): 1508-1512. Meng Yuexin, Li Xiangfang, Yin Bangtang, Qi Mingming. The calculation of wellbore pressure distribution for condensate wells[J]. Journal of Engineering Thermophysics, 2010, 31(9): 1508-1512.

[13] 劉永輝, 羅程程, 張烈輝, 王峰, 辛濤云. 分層注CO2井系統(tǒng)模型研究[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報(bào): 自然科學(xué)版, 2015, 37(5): 123-127. Liu Yonghui, Luo Chengcheng, Zhang Liehui, Wang Feng, Xin Taoyun. Research on the model of separate layer CO2injection well system[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2015, 37(5): 123-127.

[14] 吳晗, 吳曉東, 王慶, 朱明, 方越. 同心雙管分注 CO2井筒流動(dòng)模型及影響因素[J]. 石油學(xué)報(bào), 2011, 32(4): 722-727. Wu Han, Wu Xiaodong, Wang Qing, Zhu Ming, Fang Yue. A wellbore flow model of CO2separate injection with concentric dual tubes and its affecting factors[J]. Acta Petrolei Sinica, 2011, 32(4): 722-727.

[15] 劉冰, 綦耀光, 韓軍, 王超, 徐春成, 張芬娜, 等. 同心雙管柱受力分析及變形計(jì)算[J]. 石油機(jī)械, 2013, 41(1): 64-67. Liu Bing, Qi Yaoguang, Han Jun, Wang Chao, Xu Chuncheng, Zhang Fenna, et al. Force analysis and deformation calculation of concentric double string[J]. China Petroleum Machinery, 2013, 41(1): 64-67.

[16] 蔣海, 楊兆中, 胡月華, 李小剛, 孫健. 凝析氣藏循環(huán)注氣參數(shù)優(yōu)化研究[J]. 西安石油大學(xué)學(xué)報(bào): 自然科學(xué)版, 2009, 24(2): 54-56. Jiang Hai, Yang Zhaozhong, Hu Yuehua, Li Xiaogang, Sun Jian. Optimization of the cyclic gas-injection parameters in condensate gas reservoir［J］. Journal of Xi′an Shiyou University： Natural Science Edition, 2009, 24(2): 54-56.

[17] 朱德武, 鄭曉志, 陳雷. 凝析氣井垂直管流計(jì)算新方法[J]. 斷塊油氣田, 1999, 6(1): 44-47. Zhu Dewu, Zheng Xiaozhi, Chen Lei. A new method of vertical fow calculating in condensate gas well［J］. Fault-Block Oil & Gas Field, 1999, 6(1): 44-47.

[18] 喻西崇, 胡永全, 趙金洲, 唐興建, 鄔亞玲. 凝析氣井井眼壓降和溫降計(jì)算研究[J]. 鉆采工藝, 2002, 25(1): 37-39. Yu Xichong, Hu Yongquan, Zhao Jinzhou, Tang Xingjian, Wu Yaling. Computational analysis of borehole pressure drop and temperature drop for gas condensate well[J]. Drilling & Production Technology, 2002, 25(1): 37-39.

[19] 郭春秋, 李穎川. 氣井壓力溫度預(yù)測(cè)綜合數(shù)值模擬[J]. 石油學(xué)報(bào), 2001, 22(3): 100-104. Guo Chunqiu, Li Yingchuan. Comprehensive numerical simulation of pressure and temperature prediction in gas well[J]. Acta Petrolei Sinica, 2001, 22(3): 100-104.

[20] Cullender MH. Smith RV. Practical solution of gas fow equations for wells and pipelines with large temperature gradients[J]. Trans. AIME, 1956(207): 281-287.

[21] 毛偉, 梁政. 計(jì)算氣井井筒溫度分布的新方法[J]. 西南石油學(xué)院學(xué)報(bào), 1999, 21(1): 56-58. Mao Wei, Liang Zheng. New method of calculating wellbore temperature in gas wells[J]. Journal of Southwest Petroleum Insititute, 1999, 21(1): 56-58.

[22] 馮耀榮, 韓禮紅, 張福祥, 白真權(quán), 劉文紅. 油氣井管柱完整性技術(shù)研究進(jìn)展與展望[J]. 天然氣工業(yè), 2014, 34(11): 73-81. Feng Yaorong, Han Lihong, Zhang Fuxiang , Bai Zhenquan, Liu Wenhong. Research progress and prospect of oil and well tubing string integrity integrity technology[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(11): 73-81.

[23] 呂彥平, 吳曉東, 郭士生, 付豪, 張國(guó)玉. 氣井油管柱應(yīng)力與軸向變形分析[J]. 天然氣工業(yè), 2008, 28(1): 100-102. Lü Yanping, Wu Xiaodong, Guo Shisheng, Fu Hao, Zhang Guoyu. Tubing string stress and axial deformation in gas wells[J]. Natural Gas Industry, 2008, 28(1): 100-102.

[24] 李欽道, 謝光平, 張娟. 不能移動(dòng)封隔器管柱變形受力分析——封隔器管柱受力分析系統(tǒng)討論之五[J]. 鉆采工藝, 2002, 25(2): 53-57. Li Qindao, Xie Guangping, Zhang Juan. Force analysis of permanent packer string－The ffth discussion of force analysis system of packer string[J]. Drilling & Production Technology, 2002, 25(2): 53-57.

(修改回稿日期 2016-01-13 編 輯 韓曉渝)

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., ?114.3 mm + ?73.0 mm and ?114.3 mm + ?60.3 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 ?114.3 mm + ?73.0 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 ?114.3 mm + ?73.0 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

作者簡(jiǎn)介：薛承文，1976年生，高級(jí)工程師；現(xiàn)從事采氣工藝方面的研究工作。地址：（834000）新疆維吾爾自治區(qū)克拉瑪依市勝利路87號(hào)。電話：（0990）6896591。ORCID: 0000-0003-1340-9924。E-mail: xuechengwen@petrochina.com.cn