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摘要：气井投产时，选择尺寸合适的油管对气井稳定生产具有至关重要的意义。龙凤山气田初期投产时，部分井采用压裂管柱生产，生产一段时间后井底积液严重，最终导致井淹停产。本文基于国内常用的气井携液临界流量模型-李闽模型，计算了生产管柱的尺寸，分析了小油管技术在气井排液采气上的优势，并在龙凤山气田进行了应用，结果表明，小油管技术具有延长气井稳定生产时间的作用。
关键词：小油管；排液采气；龙凤山气田
龙凤山气田位于长岭断陷南部，主要含气层段为营城组Ⅲ砂组、Ⅳ砂组、Ⅵ砂组，气藏埋深3200m。储层孔隙度分布范围5%～15.9%，平均8.7%，渗透率分布范围0.01～7.07mD，平均0.56mD。属于特低孔、特低渗储层；气藏压力系数0.96～1.02，地温梯度3.11～3.31℃/100m，属于正常压力温度系统。根据气藏流体特征分析，Ⅳ砂组和Ⅵ砂组气藏类型为凝析气藏，天然气组分以甲烷为主，含量79.9%，CO2含量较少，不含H2S，天然气相对密度0.7，平均地面原油密度0.7652-0.8282g/cm3。营城组计算控制储量天然气107亿方，凝析油363.9万吨[1]。
1.前期采气工艺分析
龙凤山气田开发初期，气井产能较高，为了减少生产时的气体摩擦阻力，油管直径要尽量大。因此在初期气井投产时，采用31/2压裂管柱进行投产。投产后，由于凝析气田地露压差小，仅为1.1.MPa，气井投产初期压力即低于露点压力生产，因此凝析油析出，部分气井由于管柱尺寸大无法将井底凝析油排出导致停产。
根据2017年底生产数据，龙凤山气田北201井区有5口井采用31/2管柱生产，根据李闽模型计算结果表明，5口井日产气量均低于携液临界流量，井底判断有积液。另外根据动态监测报告显示，该5口井均有不同程度的井底积液，且有3口井已停产。
根据前期生产情况统计，大直径油管在龙凤山气田开发上并不适用，需要投产时及时将压裂管柱更换为小直径油管，增大气体的携液能力。
2.小油管排液采气技术优势
小油管排液采气技术是通过调整气井管柱直径，提高气液在油管中的过流速度，减少气液的滑脱损失或摩阻损失，以充分利用气自身能量来排液采气。
目前采气工艺技术上普遍的认识是气田开发初期，气井产能较高，为了减少摩擦阻力，油管直径要尽量大。气田开发后期，气井产能降低，为了提高流速，防止井底积液，根据气井临界携液理论，油管内径越小，越能提高气井携液能力，延长气井稳产时间，因而采取更换成较小直径管柱的方法以提高排液采气效率。小油管排液采气技术在气田开发中后期具有较强应用价值。
但针对龙凤山气田来说，由于该气田是凝析气藏，且地露压差小，气井投产之初便有大量凝析油析出，因此，需要投产时及时更换为小油管生产。
3.龙凤山气田油管尺寸计算
目前，常用的预测直井的携液临界流量模型有Turner模型，李闽模型和王毅忠模型，目前国内气田应用最广泛的是李闽模型，故以下计算采用的是李闽模型。
李闽认为液滴在高速气流作用下会由圆球形变成一个椭球形，推导出携液临界流量计算模型。
临界流速为：
（1）
相应的携液临界流量：
（2）
式中， —气井临界流速，m/s； ， —液相、气相密度，Kg/m3； —气液界面张力，N/m； —气井携液临界流量，m3/d； —油管横截面积，m2； —压力，MPa； —温度，K； —气体压缩因子，无因次。
应用以上公式计算计算龙凤山气田气井携液临界流量如图1：
开发方案设计龙凤山气田气井初期产能2万方/天，根据图1不同直径油管临界携液流量计算结果，为保证气井稳定携液生产，宜选择Φ60.3mm直径管柱。
又根据PEOFFICE软件中的ProdDesignforGas模块计算龙凤山气田气井摩阻损失，计算采取的参数如下：井深3200m，套管外径139.7mm，天然气相对密度0.7，井底温度100℃，井底流压28MPa，日产气2万方/天。对不同管径油管计算摩阻损失结果如下。Φ89mm管柱摩阻损失0.003MPa，Φ73mm管柱摩阻损失0.008MPa，Φ60.3mm管柱摩阻损失0.022MPa。根据计算结果，龙凤山气田采用不同直径管柱生产时，气体摩阻损失都不是很大，因此综合两方面因素考虑，在投产时，应及时将管柱更换为Φ60.3mm直径管柱生产。
4.小油管排液采气技术在龙凤山气田的应用
在取得以上认识后，后期气井投产时普遍采用了Φ60.3mm直径油管，截止到2017年底，有9口井采用60.3mm管柱生产，有6口井产气量高于临界携液流量，判断井底未积液，3口井低于携液临界流量，判断井底有积液。且根据动态监测报告显示，判断结果都正确。由此可以看出，采用小直径油管生产时，其携液生产状况明显好于大直径油管。对于已经积液的气井，应采用抗凝析油系列泡排剂或在原油管中下入连续油管，增加气体携液能力，保持气井稳定生产。
5.结论
（1）对于龙凤山凝析气藏来说，应在投产初期即考虑采用小直径油管生产，以增加气体携液能力；
（2）通过携液临界流量与气体摩阻计算，龙凤山气田投产应采用60.3mm直径油管，通过现场试验证明，效果优于大直径油管。
参考文献
[1]李永刚，钟高明.关于龙凤山气田凝析气藏开发方式探讨[J].内蒙古石油化工，2015，（12）：50-51.
作者简介：石延辉（1985—），男，山东德州人，工程师，2011年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，现从事采油工艺研究工作。
（作者單位：中石化东北油气分公司石油工程环保技术研究院）
关键词：小油管；排液采气；龙凤山气田
龙凤山气田位于长岭断陷南部，主要含气层段为营城组Ⅲ砂组、Ⅳ砂组、Ⅵ砂组，气藏埋深3200m。储层孔隙度分布范围5%～15.9%，平均8.7%，渗透率分布范围0.01～7.07mD，平均0.56mD。属于特低孔、特低渗储层；气藏压力系数0.96～1.02，地温梯度3.11～3.31℃/100m，属于正常压力温度系统。根据气藏流体特征分析，Ⅳ砂组和Ⅵ砂组气藏类型为凝析气藏，天然气组分以甲烷为主，含量79.9%，CO2含量较少，不含H2S，天然气相对密度0.7，平均地面原油密度0.7652-0.8282g/cm3。营城组计算控制储量天然气107亿方，凝析油363.9万吨[1]。
1.前期采气工艺分析
龙凤山气田开发初期，气井产能较高，为了减少生产时的气体摩擦阻力，油管直径要尽量大。因此在初期气井投产时，采用31/2压裂管柱进行投产。投产后，由于凝析气田地露压差小，仅为1.1.MPa，气井投产初期压力即低于露点压力生产，因此凝析油析出，部分气井由于管柱尺寸大无法将井底凝析油排出导致停产。
根据2017年底生产数据，龙凤山气田北201井区有5口井采用31/2管柱生产，根据李闽模型计算结果表明，5口井日产气量均低于携液临界流量，井底判断有积液。另外根据动态监测报告显示，该5口井均有不同程度的井底积液，且有3口井已停产。
根据前期生产情况统计，大直径油管在龙凤山气田开发上并不适用，需要投产时及时将压裂管柱更换为小直径油管，增大气体的携液能力。
2.小油管排液采气技术优势
小油管排液采气技术是通过调整气井管柱直径，提高气液在油管中的过流速度，减少气液的滑脱损失或摩阻损失，以充分利用气自身能量来排液采气。
目前采气工艺技术上普遍的认识是气田开发初期，气井产能较高，为了减少摩擦阻力，油管直径要尽量大。气田开发后期，气井产能降低，为了提高流速，防止井底积液，根据气井临界携液理论，油管内径越小，越能提高气井携液能力，延长气井稳产时间，因而采取更换成较小直径管柱的方法以提高排液采气效率。小油管排液采气技术在气田开发中后期具有较强应用价值。
但针对龙凤山气田来说，由于该气田是凝析气藏，且地露压差小，气井投产之初便有大量凝析油析出，因此，需要投产时及时更换为小油管生产。
3.龙凤山气田油管尺寸计算
目前，常用的预测直井的携液临界流量模型有Turner模型，李闽模型和王毅忠模型，目前国内气田应用最广泛的是李闽模型，故以下计算采用的是李闽模型。
李闽认为液滴在高速气流作用下会由圆球形变成一个椭球形，推导出携液临界流量计算模型。
临界流速为：
（1）
相应的携液临界流量：
（2）
式中， —气井临界流速，m/s； ， —液相、气相密度，Kg/m3； —气液界面张力，N/m； —气井携液临界流量，m3/d； —油管横截面积，m2； —压力，MPa； —温度，K； —气体压缩因子，无因次。
应用以上公式计算计算龙凤山气田气井携液临界流量如图1：
开发方案设计龙凤山气田气井初期产能2万方/天，根据图1不同直径油管临界携液流量计算结果，为保证气井稳定携液生产，宜选择Φ60.3mm直径管柱。
又根据PEOFFICE软件中的ProdDesignforGas模块计算龙凤山气田气井摩阻损失，计算采取的参数如下：井深3200m，套管外径139.7mm，天然气相对密度0.7，井底温度100℃，井底流压28MPa，日产气2万方/天。对不同管径油管计算摩阻损失结果如下。Φ89mm管柱摩阻损失0.003MPa，Φ73mm管柱摩阻损失0.008MPa，Φ60.3mm管柱摩阻损失0.022MPa。根据计算结果，龙凤山气田采用不同直径管柱生产时，气体摩阻损失都不是很大，因此综合两方面因素考虑，在投产时，应及时将管柱更换为Φ60.3mm直径管柱生产。
4.小油管排液采气技术在龙凤山气田的应用
在取得以上认识后，后期气井投产时普遍采用了Φ60.3mm直径油管，截止到2017年底，有9口井采用60.3mm管柱生产，有6口井产气量高于临界携液流量，判断井底未积液，3口井低于携液临界流量，判断井底有积液。且根据动态监测报告显示，判断结果都正确。由此可以看出，采用小直径油管生产时，其携液生产状况明显好于大直径油管。对于已经积液的气井，应采用抗凝析油系列泡排剂或在原油管中下入连续油管，增加气体携液能力，保持气井稳定生产。
5.结论
（1）对于龙凤山凝析气藏来说，应在投产初期即考虑采用小直径油管生产，以增加气体携液能力；
（2）通过携液临界流量与气体摩阻计算，龙凤山气田投产应采用60.3mm直径油管，通过现场试验证明，效果优于大直径油管。
参考文献
[1]李永刚，钟高明.关于龙凤山气田凝析气藏开发方式探讨[J].内蒙古石油化工，2015，（12）：50-51.
作者简介：石延辉（1985—），男，山东德州人，工程师，2011年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，现从事采油工艺研究工作。
（作者單位：中石化东北油气分公司石油工程环保技术研究院）