大池干氣田老灣區(qū)塊C6井排水采氣工藝設計

閆方平，劉春艷，胡月紅

(1.承德石油高等專科學校石油工程系，河北承德 067000;2.承德石油高等?？茖W校熱能工程系，河北承德 067000)

老灣構造是大池干井構造帶東南翼斷下盤的一個潛伏構造，其與北面的磨盤場潛伏構造存在共圈并形成磨盤～老灣潛伏高帶，兩潛伏構造之間以正鞍相接，其主體大池干井構造為川東典型的高陡構造之一，地面出露最老地層為下三疊統(tǒng)嘉陵江組。老灣構造鉆探工作始于1978年7月在構造南段以石炭系為目的層開鉆的C3井，C37井于1989年11在老灣北端軸部偏西翼鉆探，并于1992年10月試生產，1994年7月正試投產，截至2009年2月，氣藏有生產井5口，日產氣量53×104m3/d，生產套壓7.74～21.67 MPa，生產油壓5.61 ～12.31 Pa，歷年累計采氣 5.598 7 ×108m3，累計產水12 563 m3。

1 生產現(xiàn)狀分析

C6井于2009年7月投產，初期產量5～6×104m3/d，產水300 m3左右，水氣比50～60 m3/104m3左右，井口壓力下降較緩慢。由于氣井產水量較大，分離器分離不徹底，部分地層水進入管線，造成管線內氣流阻力大，輸壓較高關井。8月管線整改(增加一套收發(fā)球裝置)完成后開井生產，復產后氣井產量不斷上漲，由初期的4.4×104m3/d上漲到9.7×104m3/d，產水量基本穩(wěn)定在280～300 m3之間，井口油壓隨著氣量增加也不斷上漲，油套壓差逐漸減小，說明隨著氣井產量的上漲，氣井帶液能力增強，原滯留井筒內的液體已全部或大部分被帶出。

2 排水采氣工藝方案優(yōu)選

C6井為氣水同產，應盡量利用氣井自身地層能量帶出地層水，當氣井不能正常帶水生產時，可以通過排水采氣工藝維持氣井生產。綜合考慮該井攜液能力以及目前的生產情況，設計了250、300、350、400 m3/d四種排水規(guī)模，通過數(shù)值模擬進行了預測，綜合考慮生產任務、增壓時間、最終采氣量等多種因素，建議試采期間將該井的排水規(guī)模確定為300 m3/d。同時，針對該井井深大、產氣水量大等特點，初步選擇氣舉排水采氣［1-2］方案和電潛泵排水采氣［3］方案。

2.1 氣舉排水采氣方案

以(88.9+73.0+60.3)mm組合油管串結構情況，分析不同地層壓力(30 MPa和25 MPa)、井口壓力、注氣壓力、注氣量條件下的最大環(huán)空掏空深度及最大產水量可知，在地層壓力一定的情況下，井口壓力越低，所需注氣壓力越低、注氣量越小。結合氣藏預測及氣井節(jié)點分析，當井口壓力降至4.0 MPa時采取氣舉排水工藝，建議氣舉注氣壓力12.0 ～14.0 MPa，注氣量 3.0 ～5.0 ×104m3/d。

根據(jù)以上分析，設計氣舉排水采氣方案如下:

方案一:在C6井新建增壓機增壓站1座(高壓氣舉增壓機1臺)，利用C20井～巴營站管線天然氣作為氣舉增壓機增壓氣源，井口返出天然氣經分離計量后，一部分經C6井至C20井～C39井管線輸送至吊鐘壩增壓站增壓機組增壓后外輸，一部分則作為氣舉增壓機增壓氣源再次注入氣井。

方案二:在C6井新建增壓機增壓站1座(高壓氣舉增壓機1臺)，利用C20井～巴營站管線天然氣作為氣舉增壓機增壓氣源，井口返出天然氣經分離計量后，一部分經C6井至C20井～巴營站管線輸送至巴營站脫水后外輸，一部分則作為氣舉增壓機增壓氣源再次注入氣井。

兩種方案優(yōu)缺點對比如表1所示。

表1 兩種方案優(yōu)缺點對比表

由方案對比表可以看出，方案一能達到300 m3/d的排水要求，更利于氣井后期生產。因此推薦采用方案一。

2.2 電潛泵排水采氣方案

根據(jù)對該井的井身結構、排液設計及電潛泵和地面設施配套工程的分析，電潛泵排水采氣方案設計如下:

C6井油管產氣(水)利用站內原有設備進行處理，C6井套管產氣(水)利用新增的臥式氣液分離器和計量裝置進行處理，通過已建集氣支線(Φ114.3×8.8-2.48 km)輸送至C20井～巴營站集氣管線管線。

2.3 方案對比優(yōu)選

氣舉排水采氣方案和電潛泵排水采氣方案優(yōu)缺點對比結果如表2所示。

表2 兩種方案優(yōu)缺點對比表

對比氣舉和電潛泵兩種排水采氣方案，根據(jù)氣井生產條件、設備運行投資費用、設備運行參數(shù)、設備運用難度和可靠性等方面進行優(yōu)選，優(yōu)先推薦采用氣舉排水采氣方案;當氣井地層壓力下降到氣舉工藝不適應時，推薦采用電潛泵排水采氣方案。

3 氣田水處理方案優(yōu)選

氣田水通常是指在采氣過程中隨天然氣一同帶出地面的地下水［4］，含有大量的重金屬、固體懸浮物、各種無機鹽、石油類等污染物質。大量氣田水被帶至地面，對氣田水的處理制約和影響了天然氣的生產。如不經處理直接排放會造成土壤板結，引起地下水污染等環(huán)境問題，那些產水量大和無外排條件的氣田水，一般都采用回注方式［5-6］進行處置。

目前C6井生產氣田水，主要回注到C55井，最大日回注水量為592 m3，而C55井目前的日回注能力僅為367.2 m3，已達到最大回注能力，并且回注井回注壓力較高，回注速度也不能達到要求。因此對老灣區(qū)塊進行地層水回注井論證之后，確定C35井作為該區(qū)的回注井。

由于C6井產水量按照300 m3/d進行設計，為保證氣田水正常輸送，管線輸送能力按照300.0 m3/d進行計算，設計方案如下。

方案一:新建C6井～C35井氣田水管線

氣田水水量、輸送管道參數(shù)如表3所示，氣田水回注管網改造后流程示意圖如圖1所示。

表3 氣田水量及輸送管道參數(shù)表

根據(jù)管道布置及管徑，總管線的水力計算結果如表4所示。

表4 總管道水力計算結果表

從表中可以看出，采用DN50的氣田水輸送管線輸送300.0 m3/d的氣田水時需要780.8 m的水頭損失，流速3.56 m/s;采用DN100的氣田水輸送管線輸送300.0 m3/d的氣田水時需要124.7 m的水頭損失，流速0.88 m/s。因此，為保證氣田水正常輸送，建議采用PN5.5 DN100的玻璃鋼管線。

方案二:新建C39井～C35井氣田水管線

氣田水量、輸送管道參數(shù)如表5所示，氣田水回注管網改造后流程示意圖如圖2所示。

表5 氣田水量及輸送管道參數(shù)表

根據(jù)管道布置及管徑，總管線的水力計算結果如表6所示。

表6 總管道水力計算結果表

從表中可以看出，采用DN50的氣田水輸送管線輸送300.0 m3/d的氣田水時需要811.8 m的水頭損失，流速3.56 m/s;采用DN100的氣田水輸送管線輸送300.0 m3/d的氣田水時需要155.7 m的水頭損失，流速0.88 m/s。因此，為保證氣田水正常輸送，建議采用PN5.5 DN100的玻璃鋼管線。

根據(jù)方案一和方案二對比可知，方案二投資成本少，經濟效益好，且C55井和C35井既可回注C6井的氣田水，又可回注吊鐘壩片區(qū)和老灣部分井站的氣田水，推薦采用方案二。

4 結論

1)通過對氣藏構造及儲量分析，將C6井排水規(guī)模確定為300 m3/d，為氣藏排水采氣方案的制定提供依據(jù)。

2)通過各種性能參數(shù)的對比，優(yōu)先推薦采用氣舉排水采氣方案，當氣井地層壓力下降氣舉工藝不適應時，推薦采用電潛泵排水采氣方案。

3)通過對氣田水回注現(xiàn)狀分析及方案對比，確定C35井做為C6井氣田水的回注井，并推薦采用“新建C39井～C35井氣田水管線”改造方案進行氣田水處理。

［1］黃艷，佘朝毅，馬輝運，等.四川盆地氣田排水采氣工藝技術研究與應用［J］.鉆采工藝，2008，31(5):66－69，72.

［2］高貴民，朱世民，劉東，等.蘇4-14井借氣氣舉排水采氣技術［J］.石油鉆采工藝，2006，28(4):42－45，49.

［3］鐘曉瑜，黃艷，張向陽，等.川渝氣田排水采氣工藝技術現(xiàn)狀與發(fā)展方向［J］.鉆采工藝，2005，28(2):99－100.

［4］葉燕，高立新.對四川氣田水處理的幾點看法［J］.石油與天然氣化工，2002，30(5):263－266.

［5］徐菊芳，李偉，肖科，等.中壩須二氣藏與雷三氣藏氣田水回注配伍探討［J］.石油與天然氣化工，2002，31(5):283－285.

［6］向斌.氣田產出地層水回注水質指標實驗研究［J］.鉆采工藝，2007，30(1):116－117.