摘要：在高含H₂S和CO₂共存的气田深井中，为了既保证生产气井井底不积水，又要保证气井在生产过程中管柱不发生冲蚀；实现低成本高效地开发酸性气田，保证气井安全生产，必须对气井井下管柱进行优化。以徐深气田气井为例，在给定的生产条件下，采用Ø73.0mm×850m+Ø60.3mm×2880m组合油管柱和Ø73.0mm单级油管柱都不会有天然气水合物生成；采用组合油管柱比采用Ø73.0mm单级油管柱更不容易生成天然气水合物，说明采用两级或两级以上不同尺寸的组合油管柱在高含二氧化碳和高含硫化氢气田气井中具有更大的优越性。该方法对低成本高效地开发酸性气田具有重要的参考价值。

关键词：气井；管柱；酸气；安全；携液流量；冲蚀；天然气水合物

    目前，我国酸性气田开发所面临的较大问题就是安全开发问题，确保气田安全开发的一个非常重要的解决办法就是采用高抗腐蚀的井下管材，但是，采用良好耐腐蚀的井下管材会大幅度地增加开发成本。为了既降低酸性气田的开发成本，又确保气田开发的安全性，选择合理的油管柱是非常重要的。酸性气田气井选用多级油管柱是合理选择油管柱的一个重要方面。酸性气田气井采用多级油管柱生产的优越性如下：①气井安全生产性能高；②最大限度地减少钢材用量，节省钢材费用，降低气井一次性投资；③气体携液能力增强；④减少天然气水合物的生成。下面就气井安全性、防冲蚀、气体携液能力、防天然气水合物生成以及降低投资成本等方面分别进行分析。

    为了进行井筒温度、井筒压力以及某些敏感性参数的分析，现以徐深气田8区块某生产井为例进行计算，该井的基本参数：地层温度为152℃；液体密度为1070kg/m³；油管下入深度为3730m；地层压力为40MPa；最大配产气量为18×10⁴m³/d；地面环境温度为15℃；水气比为5.6m³/10⁴m³；天然气无阻流量为41.11×10⁴m³/d。为了适应不同季节用气量的要求，现设计配产气量为6×10⁴m³/d、12×10⁴m³/d和18×10⁴m³/d(见表1)。为了论证采用多级油管的优越性，下面对下列3种油管柱进行对比研究，即：Ø73.0mm单级油管柱、Ø60.3mm单级油管柱和Ø73.0mm×850m+Ø60.3mm×2880m两级油管柱。对于Ø73.0mm×850m+Ø60.3mm×2880m两级油管柱，温度和压力在井筒的分布(表1)。由表1可以看出：井越深，压力越大，温度越高；井深度一定，产气量越大，井筒压力越小；在井筒上部，产气量越大，井筒温度越高。

温度(℃)			压力(MPa)			井深度(m)
产气量(6×104m3/d)	产气量(12×104m3/d)	产气量(18×104m3/d)	产气量(6×104m3/d)	产气量(12×104m3/d)	产气量(18×104m3/d)
151.1	150.2	149.1	36.98	33.69	30.05	3730.0
138.9	142.1	141.5	33.06	29.37	25.16	2743.2
107.3	119.6	123.8	28.21	24.15	19.32	1524.0
84.4	102.9	109.7	25.49	21.30	16.17	850.0
50.8	76.2	87.6	22.24	18.23	13.19	0

对于不同油管柱类型，井口温度和井口压力对比见表2。由表2可以看出：产气量一定，管柱尺寸越大，井口温度越低，井口压力越大；产气量越大，井口温度越大，井口压力越小；组合油管柱介于两种单级油管柱之间。不论何种情况，井口压力都大于12MPa，能满足地面集输天然气进站的要求。

油管柱类型	井口温度(℃)	井口压力(MPa)	产气量(104m3/d)
Ø73.0mm单级油管柱	49.0	22.9	6.0
Ø60.3mm单级油管柱	53.5	22.0
组合油管柱	50.8	22.2
Ø73.0mm单级油管柱	86.5	15.7	18.0
Ø60.3mm单级油管柱	88.9	12.3
组合油管柱	87.6	13.2

    考虑油管柱的重量、浮力、井壁摩擦力和加速度载荷，油管上部所承受的拉力用下式计算：

式中：L为油管长度，m；q为每米油管在空气中的重力，N/m。

    油管钢材选用L-80 13Cr，对Ø73.0mm单级油管柱、Ø60.3mm单级油管柱和Ø73.0mm×850m+Ø60.3mm×2880m两级油管柱分别进行计算^[1～2]，计算结果见表3。

    由表3可以看出：按照API标准，无论是Ø60.3mm单级油管柱，还是Ø73.0mm单级油管柱，都不能满足抗拉强度的要求，只有Ø73.0mm×850m+Ø60.3mm×2880m组合油管柱才能满足抗拉强度的要求，这说明采用组合油管柱能够提高气井油管柱抗拉的安全性，从而使油管柱更能适应深井的需求。

油管柱尺寸	Ø60.3mm	Ø73.0mm	Ø73.0mm和Ø60.3mm
安全系数	1.28	1.31	1.64和1.65
API标准安全系数	1.60～2.00

    气井井筒中发生冲蚀的流速与配产气量有直接关系，只要在最大配产气量的条件下气井不发生冲蚀，较低的配产气量条件下气井也不会发生冲蚀。因此，在此只分析配产气量为18×10⁴m³/d的情况。

    冲蚀流速比=实际流速/冲蚀流速。如果冲蚀流速比小于1，说明不会发生冲蚀；如果冲蚀流速比大于1，说明会发生冲蚀。在冲蚀计算时，采用API-RP-14E标准中的公式，公式中的常数C值取100。

对Ø73.0mm单级油管柱、Ø60.3mm单级油管柱和Ø73.0mm×850m+Ø60.3mm×2880m两级油管柱分别进行计算冲蚀流速比，计算结果见图1。

    由图1可以看出，从冲蚀流速的角度考虑，当配产气量为18×10⁴m₃/d时，采用Ø60.3mm单级油管柱，在井口附近，冲蚀流速比大手1，会发生冲蚀，不能满足防冲蚀要求。因此，不能选用Ø60.3mm单级油管柱。采用Ø73.0mm单级油管柱和Ø73.0mm×850m+Ø60.3mm×2880m两级油管柱，在整个井筒中冲蚀流速比都小于1，不会发生冲蚀，能够满足防冲蚀要求，可以选用。

    因为Ø60.3mm单级油管柱不能满足冲蚀要求，所以在下面的携液能力分析中只对Ø73.0mm单级油管柱和Ø73.0mm×850m+Ø60.3mm×2880m组合油管柱进行对比分析。

    以产气量为12×10⁴m³/d时预测的井筒温度和压力分布为基础，采用turner计算最小携液流量的方法^[2]，预测的最小携液流量结果见图1，由图1可以看出：采用Ø73.0mm× 850m+Ø60.3mm×2880m组合油管柱时的最小携液流量小于采用Ø73.0mm单级油管柱时的最小携液流量。

    在给定天然气组分、预测井口温度和井口压力条件下，采用常用的生成天然气水合物预测的两种方法，即：波诺马列夫方法和统计热力学方法，预测井口是否有水合物生成^[3～4]。在给定的生产条件下，采用Ø73.0mm×850m+Ø60.3mm×2880m组合油管柱和Ø73.0mm单级油管柱都不会有天然气水合物生成；采用组合油管柱比采用Ø73.0mm单级油管柱更不容易生成天然气水合物。

    气井的一次性投资成本主要包括油管、采气井口、井下工具、安全系统等费用，油管费用是气井一次性投资成本的重要组成部分。酸性气田气井的油管柱费用主要与所选用的油管材质和所采用的油管重量有关系。高含CO₂气井所用油管比不含CO₂气井所用油管的价格要高出8～10倍，高含H₂S气井所用油管比不含H₂S气井所用油管的价格要高出40～50倍。当油管材质一定时，所采用的油管重量就是决定油管费用的主要因素。在满足气井安全性、携液能力、防冲蚀和防水合物的条件下，采用组合油管柱，能较大幅度地降低油管重量，从而能大大降低所采用油管的费用。下面以徐深气田8区块某生产井为例来分析所采用油管的费用。

    由上面的分析可知，对于徐深气田8区块某生产井，在满足配产需求的条件下，Ø60.3mm单级油管柱不能满足防冲蚀的要求。因此，下面只对Ø73.0mm单级油管柱和Ø73.0mm×850m+Ø60.3mm×2880m组合油管柱的费用进行计算和对比。因.为徐深气田8区块某生产井为高含CO₂气井，采用13Cr油管比较安全，假设13Cr油管价格为100元/艇，则：采用Ø73.0mm×850m+Ø60.3mm×2880m组合油管柱比采用Ø73.0mm单级油管柱能节省72.6万元。

    推论：假设一口气井，除了高含H₂S并且中含CO₂外，其他情况与以上实例相同，需要采用合金钢油管，并假设合金钢油管的价格为450元/kg，则采用Ø73.0mm×850m+Ø60.3mm×2880m组合油管柱比采用Ø73.0mm单级油管柱能节省326.6万元。

    采用组合油管柱能够提高气井油管柱抗拉的安全性，从而使油管柱更能适应深井的需求；能使产气量在小于冲蚀流量，大于最小携液流量之间的范围内；在一定程度上减缓天然气水合物的生成；减少钢材用量，能大幅度地降低酸性气田气井的油管柱投资。

[1] 采油技术手册编写组.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，1977.

[2] 伊克库C U.天然气开采工程[M].冈秦麟，译.北京：石油工业出版社，1990.

[3] 贝克CⅢ.气体水合物[M].王梦舜，译.北京：石油工业出版社，1987.

[4] 廖锐全.采气工程[M].北京：石油工业出版社，2003.

 

(本文作者：周广厚 李文魁 王云 刘翔 中国石油勘探开发研究院廊坊分院)