復(fù)合排水采氣在蘇10區(qū)塊應(yīng)用探究

汪泳吉，王　勝，陳欣毅，李　洋，喬軍委

（中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內(nèi)蒙古烏審旗　017300）

復(fù)合排水采氣在蘇10區(qū)塊應(yīng)用探究

汪泳吉，王勝，陳欣毅，李洋，喬軍委

（中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內(nèi)蒙古烏審旗017300）

蘇10區(qū)塊目前主要排水采氣工藝為泡沫排水采氣和氮氣/壓縮機氣舉，同時結(jié)合蘇10區(qū)塊自身地面工藝特點，創(chuàng)新對部分氣井開展降低井口壓力排液措施。由于該區(qū)塊是典型的三低氣田，采取單一的排水采氣工藝無法使氣井持續(xù)攜液，連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。本文通過對蘇10區(qū)塊常用的三種排水采氣措施進行分析對比，在結(jié)合各類排水采氣優(yōu)點的基礎(chǔ)上，提出了復(fù)合排水采氣的組合方式，從理論上分析了可行性，并開展現(xiàn)場試驗，效果顯著。

排水采氣；復(fù)合；降低井口壓力

蘇10區(qū)塊地處蘇里格氣田北部，屬于典型的“三低氣田”，于2006年進行開發(fā)，截至2016年3月31日，擁有集氣站3座，壓縮機12臺，生產(chǎn)氣井451口，閥室9座，日產(chǎn)井口天然氣185×104m3。目前蘇10區(qū)塊常年均啟動壓縮機進行生產(chǎn)，井口至站間系統(tǒng)壓力在0.4 MPa～0.5 MPa范圍內(nèi)。

隨著開發(fā)時間的延長，蘇10區(qū)塊積液井越來越多，達286口，占總井?dāng)?shù)的63.4%，精細化管理難度較大，穩(wěn)產(chǎn)面臨挑戰(zhàn)［1-3］。此類井在生產(chǎn)過程中需采取排水采氣工藝措施才可持續(xù)生產(chǎn)（見表1）。

表1　蘇10區(qū)塊生產(chǎn)規(guī)模表

表2　蘇10區(qū)塊氮氣、壓縮機氣舉選井條件表

1　各類排水采氣簡介及復(fù)合設(shè)計

1.1適用于蘇10區(qū)塊的排水采氣工藝

蘇10區(qū)塊目前主要排水采氣工藝為泡沫排水采氣和氮氣氣舉。另外，結(jié)合蘇10區(qū)塊自身地面工藝特點，創(chuàng)新對部分氣井開展降低井口壓力排液措施。

1.1.1泡沫排水采氣通過在井筒中加入泡排劑或泡排棒等表面活性劑，在氣流攪動下形成具有一定穩(wěn)定性的泡沫，降低帶液流體的相對密度，進而降低臨界攜液流量，提升氣井?dāng)y液能力。

由于蘇10區(qū)塊為低壓氣井，因此有效泡沫排水采氣臨界攜液流速為：

與臨界攜液流速相對應(yīng)的臨界攜液流量為：

根據(jù)蘇10區(qū)塊實際情況，取表面張力為0.06 N/m，井口壓力為0.5 MPa，油管內(nèi)徑為62 mm，偏差因子為0.93，溫度為295 K。經(jīng)計算，泡排后的氣井臨界攜液流量為2 164 m3/d，即在蘇10區(qū)塊對日產(chǎn)0.22×104m3以上的積液井采取泡沫排水采氣工藝能取得一定的效果。

1.1.2氮氣、壓縮機氣舉通過將氮氣或外部天然氣注入井筒，降低井筒液柱密度，同時利用外部氣體的攜液能力把管柱內(nèi)液體通過油管帶出井筒，達到降低管柱內(nèi)液柱壓力的目的，使積液停產(chǎn)井恢復(fù)產(chǎn)能。

蘇10區(qū)塊適用于氮氣、壓縮機氣舉的氣井條件（見表2）。

1.1.3降低井口壓力排液蘇10區(qū)塊部分氣井生產(chǎn)流程為直接進站生產(chǎn)（見圖1），通過將此類井生產(chǎn)流程在站內(nèi)放空，導(dǎo)致此類井生產(chǎn)攜液過程中井口壓力大大降低，進而降低臨界攜液流量，提升氣井?dāng)y液能力。

圖1　蘇10區(qū)塊單井直接進站流程圖

根據(jù)蘇10區(qū)塊實際情況，正常生產(chǎn)的氣井臨界攜液流速為：

正常生產(chǎn)的氣井臨界攜液流量為4 298 m3/d。當(dāng)開展降低井口壓力攜液生產(chǎn)時，井口壓力由0.5 MPa降低至0.1 MPa，由公式可得，開展降低井口壓力攜液生產(chǎn)后的臨界攜液流量為860 m3/d，即在蘇10區(qū)塊，對部分直接進站生產(chǎn)的氣井開展降低井口壓力攜液生產(chǎn)時，當(dāng)氣井日產(chǎn)為0.09×104m3以上能取得一定的效果。該方法特別適用于無法開展氣舉的單井（如油套不連通、節(jié)流器生產(chǎn)等）。

1.2復(fù)合排水采氣設(shè)計

蘇10區(qū)塊屬于典型的蘇里格三低氣田，采用單一的排水采氣方式無法達到最佳的排液效果并保證產(chǎn)液井的連續(xù)排液生產(chǎn)。因此，對于采用了單種工藝效果不明顯的氣井，可結(jié)合各類排水采氣優(yōu)點，采取多種排水采氣復(fù)合排液的辦法，將氣井成功復(fù)產(chǎn)并保證連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

1.2.1各類排水采氣優(yōu)缺點對比根據(jù)各種排水采氣措施在蘇10區(qū)塊的應(yīng)用效果，做出對比（見表3）。

表3　蘇10區(qū)塊各類排水采氣措施對比表

1.2.2復(fù)合排水采氣設(shè)計開展復(fù)合排水采氣時應(yīng)有以下原則：（1）措施氣井應(yīng)同時滿足各類排水采氣工藝要求；（2）各類排水采氣工藝同時開展時應(yīng)互相彌補單獨工藝的缺點，將復(fù)合效果最大化；（3）開展復(fù)合排水采氣后的回報應(yīng)大于成本。根據(jù)以上原則，得出復(fù)合式排水采氣方式（見表4）。

2　現(xiàn)場應(yīng)用效果評價

2.1復(fù)合I型應(yīng)用效果

蘇10-53-33于2006年9月投產(chǎn)，目前無阻生產(chǎn)，生產(chǎn)流程為直接進蘇10-1站。該井在生產(chǎn)過程中緩慢積液，單純采取泡沫排水采氣措施效果不佳（見圖2上），平均日產(chǎn)僅為0.01×104m3，后期幾乎無產(chǎn)能。2014 年5月16日，對該井開展氮氣氣舉（見圖2中），該井平均日產(chǎn)達到2.91×104m3，但隨著生產(chǎn)時間的延長，該井平均日產(chǎn)逐漸由于緩慢積液降至0。

2014年9月11日，在對該井再次開展氮氣氣舉前，在井筒中投入泡排棒6根，并在氮氣氣舉過程中將該井進站生產(chǎn)流程導(dǎo)為放空流程，即整體開展復(fù)合I型排水采氣措施（見圖2下），措施結(jié)束后，該井平均日產(chǎn)達到3.62×104m3，后期輔以泡沫排水措施（2天/次，1 次3根），該井平均日產(chǎn)穩(wěn)定在0.46×104m3，復(fù)產(chǎn)成功。

表4　蘇10區(qū)塊復(fù)合排水采氣可行性分析表

圖2　蘇10-53-33采氣曲線圖

2.2復(fù)合II型應(yīng)用效果

蘇10-34-24于2006年10月投產(chǎn)，目前無阻生產(chǎn)。該井在生產(chǎn)過程中緩慢積液，單純采取泡沫排水采氣措施效果不佳（見圖3上），平均日產(chǎn)為0.34×104m3。2014年4月15日，對該井開展氮氣氣舉（見圖3中），該井平均日產(chǎn)達到1.48×104m3，但隨著生產(chǎn)時間的延長，該井平均日產(chǎn)逐漸由于緩慢積液降至0。

2014年6月30日，在對該井再次開展氮氣氣舉前，在井筒中投入泡排棒6根，即整體開展復(fù)合II型排水采氣措施（見圖3下），措施結(jié)束后，該井平均日產(chǎn)達到3.39×104m3，后期輔以泡沫排水措施（2天/次，1次3根），該井平均日產(chǎn)穩(wěn)定在0.65×104m3，效果明顯。

2.3復(fù)合III型應(yīng)用效果

蘇10-31-48H于2009年6月投產(chǎn)，由于采用裸眼封隔器，該井油套不連通。2014年3月5日，該井由于水淹嚴(yán)重停產(chǎn)。由于該井無法采用氮氣/壓縮機氣舉工藝，因此嘗試泡沫排水采氣（見圖4上）及降低井口壓力排液（見圖4中），但效果仍然較差，復(fù)產(chǎn)失敗。

2014年11月9日，對該井井筒內(nèi)投入泡排棒6根，2 h以后將該井進站生產(chǎn)流程導(dǎo)為放空流程，即開展復(fù)合III型排水采氣措施（見圖4下），該井平均日產(chǎn)隨即達到2.95×104m3，后期輔以泡沫排水措施（3天/次，1次3根），該井平均日產(chǎn)穩(wěn)定在0.95×104m3，復(fù)產(chǎn)成功。

圖4　蘇10-31-48H采氣曲線圖

3　結(jié)論及建議

（1）單一的排水采氣措施不能保證使蘇10區(qū)塊等典型三低氣田氣井持續(xù)攜液，連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

（2）蘇10區(qū)塊日產(chǎn)為0.09×104m3以上直接進站生產(chǎn)的氣井，開展降低井口壓力攜液生產(chǎn)時，能取得一定的效果，該方法特別適用于無法開展氣舉的單井（如油套不連通、節(jié)流器生產(chǎn)等）。

（3）復(fù)合排水采氣工藝能夠使各類單一的排水采氣工藝進行互補，對于采用了單種工藝效果不明顯的氣井，可結(jié)合各類排水采氣優(yōu)點，采取多種排水采氣復(fù)合排液的辦法，將氣井成功復(fù)產(chǎn)并保證連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

（4）針對蘇10區(qū)塊進閥室的氣井，由于未直接進站，出于安全及環(huán)保的考慮，無法開展降低井口壓力排液，建議對蘇10區(qū)塊9座閥室進行技改，增加閃蒸分液罐，升級放空火炬，使其可以開展降低井口壓力排液工藝措施。

［1］ 李世倫.天然氣工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

［2］ 楊川東.采氣工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997.

［3］ 趙明，等.蘇里格氣田東區(qū)組合式排水采氣應(yīng)用淺析［J］.石油化工應(yīng)用，2014，33（11）：43-46.

TE377

A

1673-5285（2016）05-0056-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.05.015

2016－04-07

汪泳吉，男（1989-），助理工程師，現(xiàn)主要從事天然氣開發(fā)工作。