海上邊際氣田水下井口排水采氣工藝技術

陳熾彬 張萬兵中海石油（中國）有限公司崖城作業(yè)公司

陳熾彬等.海上邊際氣田水下井口排水采氣工藝技術.天然氣工業(yè)，2016,36(2):66-71.

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海上邊際氣田水下井口排水采氣工藝技術

陳熾彬 張萬兵
中海石油（中國）有限公司崖城作業(yè)公司

陳熾彬等.海上邊際氣田水下井口排水采氣工藝技術.天然氣工業(yè)，2016,36(2):66-71.

摘 要為了降低海上邊際氣田水下井口排水采氣成本，提高邊際氣田開發(fā)的經(jīng)濟效益，通過借鑒國內(nèi)外排水采氣的先進經(jīng)驗，利用水下井口的臍帶纜系統(tǒng)、化學藥劑注入系統(tǒng)等配套設施，將泡沫排水采氣、高壓氣源氣舉排水采氣、高壓鄰井氣舉排水采氣和氣舉輔助泡沫排水采氣等4種工藝應用于水下井口，總結(jié)并設計出相應的工藝流程。應用結(jié)果表明：水下氣井采用上述4種工藝技術，具有經(jīng)濟、可靠、高效的優(yōu)點，在氣井轉(zhuǎn)入排水采氣生產(chǎn)階段時不需要進行修井作業(yè)，可降低排水采氣成本，提高海上邊際氣田采收率，可作為開發(fā)邊際氣田水下產(chǎn)水氣井的技術手段。結(jié)論認為，在海上邊際氣田開發(fā)工程的設計及建造階段，要對氣田的全生命周期開發(fā)形勢做出充分地預測及評估，并確定合適的人工舉升方式，設計與安裝的臍帶纜管線、水下井口閥門、生產(chǎn)管柱及氣舉閥要滿足氣田中后期開發(fā)的排水采氣工藝要求。該配套工藝技術為南海深水油氣開發(fā)提供了技術儲備。

關鍵詞海上邊際氣田水下井口臍帶纜泡沫排水采氣高壓氣源氣舉高壓鄰井氣舉氣舉輔助泡沫排水采氣

海上邊際氣田是指儲量較小、距離油氣主產(chǎn)區(qū)平臺較遠的小型氣田，開采的全部收入與開采支出基本持平，或收益甚少，穩(wěn)產(chǎn)期較短，開發(fā)價值較低[1]。2012年以來，我國在南海油氣開發(fā)中取得了水下井口技術應用上的突破，水下生產(chǎn)系統(tǒng)成為開發(fā)邊際氣田的一種新型且高效的方案。該方案依托天然氣主產(chǎn)區(qū)的平臺處理設施，對各邊際氣田進行聯(lián)合開發(fā)，采用水下生產(chǎn)裝置將產(chǎn)出的多相物流經(jīng)海底管道引入主產(chǎn)區(qū)平臺處理[2]，成功解決了海上邊際氣田開發(fā)中的一系列問題，減少了工程投資。但是邊際氣田的氣藏一般都存在邊水或底水，高水氣比成了這類氣田生產(chǎn)的特點，隨著氣藏壓力降低和產(chǎn)水量增加，氣井的攜液能力變差，產(chǎn)量急劇下降，嚴重時氣井被水淹而停噴。由于水下井口的修井作業(yè)需要半潛式工程船舶及配套的專用設備，作業(yè)費用高，造成產(chǎn)水氣井的修井作業(yè)被擱置，氣田采收率未達到預期，甚至低于經(jīng)濟采收率，降低了邊際氣田開發(fā)的經(jīng)濟效益。

目前國內(nèi)外已發(fā)展了優(yōu)選管柱、泡排、氣舉、柱塞舉升、電潛泵、射流泵和螺桿泵等多種排水采氣工藝技術[3-7]。在氣井進入排水采氣階段時，采用優(yōu)選管柱技術需要進行修井作業(yè)更換管柱，采用柱塞舉升、電潛泵、射流泵和螺桿泵等技術在氣井生命周期內(nèi)檢修次數(shù)多，作業(yè)成本高，不適用于邊際氣田水下井口。為了提高邊際氣田采收率、降低氣田中后期開發(fā)排水采氣成本，筆者通過借鑒國內(nèi)外排水采氣的先進經(jīng)驗，利用水下井口的臍帶纜系統(tǒng)、化學藥劑注入系統(tǒng)等配套設施，總結(jié)并設計出適用于邊際氣田水下井口的排水采氣工藝技術。

1　水下井口泡沫排水采氣工藝

1.1工藝方法

水下井口泡沫排水采氣工藝就是通過臍帶纜的化學藥劑注入管線及生產(chǎn)管柱上的藥劑注入閥，從海上平臺化學藥劑注入單元向油管注入起泡劑，使之與積液混合，產(chǎn)生大量低密度含水泡沫，在氣流的擾動下被分散，從而降低氣井油管內(nèi)的摩阻損失和井內(nèi)重力梯度，減少液體的“滑脫”，提高氣井的攜液能力[8-9]，有效地降低井底回壓，在井底回壓和井口壓力相同的情況下，井底積液更易被氣流從井底攜帶至井口。

1.2起泡劑的選擇

選擇起泡劑需要考慮的因素如下：

1）起泡性能好，可降低水的表面張力，使水和氣形成水包氣的乳狀液。

2）能溶解于地層水，親憎平衡值要求在9～15范圍之間。

3）泡沫攜液量大，氣泡壁形成的水膜厚，單位體積泡沫的含水量高。

4）泡沫穩(wěn)定性適中，因穩(wěn)定性差有可能達不到將水帶至海上平臺的目的，反之泡沫穩(wěn)定性過強，會給海上平臺消泡、分離帶來困難。

5）氣井流體性質(zhì)不同，采用的起泡劑也不同。在含凝析油的氣井中，凝析油是一種消泡劑，會使起泡劑性能變差，可采用兩性或聚合物表面活性劑[10]。

對應用于水下生產(chǎn)系統(tǒng)的起泡劑，要特別注意以下幾點：

1）起泡劑要與臍帶纜的管線材質(zhì)相兼容。起泡劑通過臍帶纜的化學藥劑管線注入水下井口，不論臍帶纜及液飛線的管線材質(zhì)是超級雙相不銹鋼還是熱塑管，均必須進行化學反應性、滲透性等方面的研究分析，確保所注入的起泡劑不會損壞臍帶纜。

2）保證起泡劑的清潔度。起泡劑品種較多，不論使用何種起泡劑，在進入臍帶纜前都必須經(jīng)過過濾，去除直徑3μm以上的顆粒雜質(zhì)，使起泡劑清潔度達到美國宇航局NAS1638的10級標準，避免顆粒雜質(zhì)損害水下生產(chǎn)系統(tǒng)機械性能。

3）海水溫度對起泡劑的影響。起泡劑需要經(jīng)過幾千米甚至幾十千米長的臍帶纜進入水下井口，海底水溫普遍較低，起泡劑的起泡能力和泡沫穩(wěn)定性隨溫度變化而變化，需要分析所選用的起泡劑是否會凝固堵塞臍帶纜或部分凝析而影響泡排效果。

1.3起泡劑用量計算

根據(jù)“李閩橢球體”臨界攜液流量計算模型[11]，得出氣井臨界攜液流速與氣液表面張力之間的關系，可表示為：

式中νg表示氣井臨界攜液流速，m/s；ρL表示液體的密度，kg/m3；ρg表示氣體的密度，kg/m3；σ 表示氣液表面張力，N/m。

先由公式（1）計算出氣液表面張力，再按照起泡劑濃度和表面張力之間的關系表，并根據(jù)氣井日產(chǎn)液量計算出起泡劑的理論注入量。由于排水效果會受海床地形、水下設施結(jié)構(gòu)、海管及立管路由等因素的影響，水下井口與海上平臺分離器之間存在高度差，并且海底管道內(nèi)積液會產(chǎn)生液柱壓力，可根據(jù)實際情況將理論注入量乘以安全系數(shù)（大于1.2），作為實際加注量。

1.4泡沫排水采氣工藝流程

通過水下井口配套的化學藥劑注入單元及臍帶纜系統(tǒng)，向氣井油管內(nèi)注入起泡劑。當氣井恢復自噴，流體到達海上平臺時，在分離器前注入消泡劑，消除泡沫對后續(xù)天然氣處理工藝的影響，工藝流程如圖1所示。

圖1　水下井口泡沫排水采氣工藝流程圖

1.5應用分析

南海某水下井口為邊水弱噴井，生產(chǎn)管柱上安裝有化學藥劑注入閥，井口壓力為8.1 MPa，水氣比為2.15 m3/104m3，產(chǎn)氣量為4.8×104m3/d，采出程度為26%，單位壓降采氣量為0.23×108m3/MPa，井口壓降較快。受保護水下生產(chǎn)系統(tǒng)的需要以及井底溫度和海水溫度所限，可選擇的起泡劑種類有限，經(jīng)評估可選用MT-H型起泡劑，用純凈水稀釋至25倍的混合溶液，經(jīng)密閉低速循環(huán)過濾，清潔度達到NAS1638的10級標準。作業(yè)時起泡劑溶液注入量0.04 m3/d，海上平臺配套使用MT-X型消泡劑，稀釋比例為0.12%，注入量控制在0.01 m3/d。經(jīng)工藝分析，預計注入后可大幅度增強氣井攜液能力，并推遲停噴時間，提高產(chǎn)氣量至6.5×104m3/d。

泡沫排水采氣工藝充分利用水下井口現(xiàn)有的配套設施，工藝技術簡單，不需要進行專門的修井作業(yè)，投資少、見效快、經(jīng)濟效益顯著。

2　水下井口氣舉排水采氣工藝

2.1工藝方法

水下井口氣舉排水采氣工藝是通過臍帶纜的環(huán)空泄壓管線及生產(chǎn)管柱氣舉閥，從海上平臺將高壓氣體（或采用鄰井高壓天然氣）注入被氣舉產(chǎn)水氣井的油套環(huán)空中，利用氣體的能量舉升油管中的液體，減小垂直管流的壓力損失，使被氣舉氣井的積液從油管連續(xù)舉出，恢復生產(chǎn)能力。

2.2氣舉方式

為了降低邊際氣田的開發(fā)生產(chǎn)成本，根據(jù)氣藏基礎參數(shù)，在水下井口鉆完井時要考慮氣井后期排水采氣的需要，安裝可靠性高的氣舉管柱，并在氣井的全生命周期內(nèi)盡可能減少甚至不進行氣舉管柱的維修作業(yè)。因此選擇一種簡單可靠的氣舉方式就顯得十分重要。

多級氣舉閥可以逐級排出積液，減少回壓突降對地層造成的傷害，但是對氣藏的初始認識與氣井后期油管壓力及產(chǎn)水實際狀況會存在偏差，不能確定各級氣舉閥的關閉壓差及下入深度；另外，任何一級氣舉閥特別是第一級氣舉閥密封損壞，氣舉閥不能關閉，將影響氣舉排水，甚至無法排水。因此需要在井底安裝一個氣舉底閥，以便提高氣舉管柱可靠性。

為了提高氣舉效率，使高壓氣體和油管積液不進入地層，可采用閉式管柱，在生產(chǎn)管柱底端安裝固定單流閥。閉式管柱將套管與油管分隔開，避免因液面下降造成注入氣從套管竄入油管[12]，同時也避免每次開井時進行重復排液；在氣井進入氣舉生產(chǎn)階段前，也便于監(jiān)控其環(huán)空壓力，以確認封隔器及氣舉閥的狀態(tài)。

在氣井開采的中后期，采用間歇氣舉可以節(jié)約氣源和增加排液深度，間歇氣舉作為強化排液的手段，可建立更低的井底流壓。因此，對于邊際氣田水下井口，兼顧氣舉效率及可靠性，宜采用單級閉式間歇氣舉方式。

2.3氣舉排水采氣工藝流程

2.3.1高壓氣源氣舉工藝流程

根據(jù)氣舉工藝技術要求（SY/T 6124—2010）和海上平臺流程現(xiàn)狀，設計的高壓氣源氣舉排水采氣流程如圖2所示。 將平臺外輸天然氣或其他外來補充氣源作為工藝氣進行增壓，控制合理的注氣參數(shù)，將壓縮后的高壓天然氣通過臍帶纜環(huán)空管線注入被氣舉水下井口2號的油套環(huán)空內(nèi)，通過氣舉閥進行反舉排水。

圖2　水下井口高壓氣源氣舉排水采氣工藝流程圖

進行氣舉時，被氣舉水下井口主要閥門狀態(tài)如表1所示。

表1　被氣舉水下井口主要閥門狀態(tài)表

采用該工藝需要注意以下幾點：

1）氣舉壓縮機的壓縮比、排量和臍帶纜環(huán)空管線的壓力等級、管徑、材質(zhì)應滿足氣舉工藝要求。

2）氣舉氣的品質(zhì)、含水量應滿足氣舉設備的要求。

3）臍帶纜的長度短則幾千米，長則幾十千米，在確定合理的注氣壓力及流量時，需要考慮注氣管線的摩阻及壓力損失。

4）如果氣舉氣源是天然氣，根據(jù)注氣壓力、海水溫度及調(diào)壓的需要，應向環(huán)空管線小排量注入水合物抑制劑（如甲醇、乙二醇），預防注氣系統(tǒng)產(chǎn)生天然氣水合物造成堵塞[13-14]。

5）被氣舉井的藥劑注入閥是否打開，由該井是否需要注入化學藥劑決定。

2.3.2高壓鄰井氣舉工藝流程

高壓鄰井氣舉是用同一邊際氣田的高壓氣井天然氣作為氣源，通過氣源井的跨接閥、氣源井和被氣舉井的液飛線及水下臍帶纜終端單元的環(huán)空管線，從被氣舉井的油套環(huán)空注入，攜帶油管積液上行到達井口，實現(xiàn)被氣舉井自噴生產(chǎn)，工藝流程如圖3所示，水下井口1號為氣源井，水下井口2號為被氣舉井。要求氣源井不含水或低含水，井口壓力大于被氣舉井井底壓力，在進行氣舉時，通過氣源井的藥劑注入閥小排量持續(xù)注入天然氣水合物（以下簡稱水合物）抑制劑。

圖3　水下井口高壓鄰井氣舉排水采氣工藝流程圖

進行氣舉時，氣源井和被氣舉井的主要閥門狀態(tài)如表2所示，被氣舉井的藥劑注入閥是否打開，由該井是否需要注入化學藥劑決定。

表2　氣舉時氣源井和被氣舉井主要閥門狀態(tài)表

2.4應用分析

水下井口應用氣舉排水采氣工藝具有井下工具簡單，無運轉(zhuǎn)部件，可靠性高，易于管理，成本低的特點。其中，高壓氣源氣舉工藝能夠合理地控制注氣壓力、注氣流量等關鍵參數(shù)，適用于弱噴、間歇自噴和水淹氣井強排液，不受井深、井斜及地層水化學成分的限制[15]。若鄰近有高壓氣井直接提供氣舉氣，采用高壓鄰井氣舉工藝則投入成本更低，特別適用于邊際氣田水下井口。

3　水下井口氣舉輔助泡沫排水采氣工藝

3.1工藝流程

在進行氣舉排水采氣的同時，可在被氣舉井的油管內(nèi)小排量地注入起泡劑，以實現(xiàn)一個相對溫和的排水采氣過程，工藝流程如圖4所示，高壓氣源、起泡劑分別由海上平臺氣舉壓縮機和化學藥劑注入單元通過臍帶纜系統(tǒng)提供。

圖4　水下井口氣舉輔助泡沫排水采氣工藝流程圖

3.2應用分析

該工藝充分利用起泡劑的泡沫效應、分散效應、減阻效應和洗滌效應[16-17]，借助氣舉天然氣引起的攪動，使起泡劑在油管內(nèi)生成大量低密度的含水泡沫，降低油管內(nèi)的水氣比、液柱高度及由此引起的回壓，從而降低氣舉閥啟動壓差，降低氣井復產(chǎn)難度，并能有效控制地層出水速度，容易誘導和激活地層能量，避免強排對儲層的傷害，也不會因排量過大、壓力過高損壞套管及封隔器，適用于積液停噴水下井口的復產(chǎn)。

4　結(jié)論及建議

綜上可知，根據(jù)邊際氣田水下井口的設備特點，充分利用水下生產(chǎn)系統(tǒng)的配套設施，將泡沫排水采氣、高壓氣源氣舉排水采氣、高壓鄰井氣舉排水采氣、氣舉輔助泡沫排水采氣等4種工藝技術應用于邊際氣田水下井口，井下工具簡單，可靠性高，在氣井轉(zhuǎn)入排水采氣生產(chǎn)階段時不需要進行修井作業(yè)，可以降低排水采氣成本，提高邊際氣田采收率，可作為開發(fā)邊際氣田水下產(chǎn)水氣井的技術手段。

建議在海上邊際氣田開發(fā)工程的設計及建造階段，要對氣田的全生命周期開發(fā)形勢做出充分預測及評估，并確定合適的人工舉升方式，設計安裝的臍帶纜管線、水下井口閥門、生產(chǎn)管柱及氣舉閥等要滿足氣田中后期開發(fā)的排水采氣工藝要求。我國在水下生產(chǎn)系統(tǒng)的設計及應用方面仍處于起步階段，需要繼續(xù)開展水下井口排水采氣工藝技術研究，做好南海深水油氣開發(fā)的技術儲備。

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(修改回稿日期 2015-11-03 編輯 韓曉渝)

崖城13-1氣田向港、瓊兩地供氣超過500億立方米

我國海上目前最大的合作氣田——崖城13-1氣田投產(chǎn)20年來，已累計向香港特別行政區(qū)、海南省供氣超過500×108m3，源源不斷的清潔能源助力香港、海南兩地經(jīng)濟社會繁榮發(fā)展。

崖城13-1氣田位于海南島西南91 km、香港西南方向近800 km的海域。為履行協(xié)議承諾、高效開發(fā)氣田、實現(xiàn)多贏，中海油與合作方按照國際最新技術標準施工，使該項目達到國際水平。特別是崖城至香港的778 km海底輸氣管道，總長度居世界第二，管輸壓力世界第一。該氣田于1996年1月成功投產(chǎn)，年產(chǎn)氣34×108m3。其中29×108m3送往香港，可發(fā)電量占香港總發(fā)電量的25%以上；另外的5×108m3天然氣供給海南省。

（天工 摘編自中海油新聞中心）

Gas recovery technology by water drainage at subsea wellheads in offshore marginal gas fields

Chen Chibin,Zhang Wanbing
(CNOOC Yacheng Operation Company,Shenzhen,Guangdong 518067,China)

NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 2，pp.66-71，2/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:For cost reduction in gas recovery by water drainage at subsea wellheads in offshore marginal gas fields and economic benefit increase,four technologies of gas recovery by water drainage (i.e.,foam,gas lift with high-pressure gas source,gas lift with high-pressure neighboring wells,and gas lift assisted foam) were applied at subsea wellheads,together with certain supporting facilities (e.g.subsea wellhead umbilical cable systems and chemical agent injection systems),and by referring to advanced practices in China and abroad.Then,the corresponding technical process was considered and designed.Application results show that subsea gas wells are economical,reliable and efficient when the above four technologies are applied.Moreover,workover operation is unnecessary when gas wells move into the stage of gas recovery by water drainage.Therefore,the cost of gas recovery is reduced and the recovery factor of marginal gas fields is increased.Obviously,they can be used to develop subsea water-production gas wells in marginal gas fields.It is concluded that,at the stages of design and construction of offshore marginal gas field development projects,it is necessary to make adequate prediction and evaluation on the life-cycle development situations of the gas fields and to determine the appropriate artificial lift modes.Umbilical cables,subsea wellhead valves,production pipe strings and gas lift valves should meet the technical requirements of gas recovery by water drainage at the middle-late development stages of gas fields.These technologies provide support for deepwater oil and gas development inthe South China Sea.

Keywords:Offshore; Marginal gas field; Subsea wellhead; Umbilical cable; Foam-type gas recovery by drainage; Gas lift with high-pressure gas source; Gas lift with high-pressure neighboring wells; Gas lift assisted foam drainage gas recovery

作者簡介：陳熾彬，1982年生，工程師，生產(chǎn)監(jiān)督；主要從事海上氣田生產(chǎn)管理工作。地址：（518067）廣東省深圳市南山區(qū)太子路22號金融中心17樓。ORCID:0000-0003-2030-715X。E-mail:janbin.chen@cnooc.com.cn

基金項目：國家科技重大專項“南海北部深水區(qū)潛在富生烴凹陷評價”（編號：2011ZX05025-002）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.02.009