水平井排水采氣工藝技術(shù)新進展

周崇文 李永輝 劉通 朱國 張亞飛 (西南石油大學)

水平井排水采氣工藝技術(shù)新進展

周崇文 李永輝 劉通 朱國 張亞飛 (西南石油大學)

川渝地區(qū)大多采用水平井開采天然氣,井筒積液是氣藏開發(fā)普遍存在的問題,而水平段的積液對氣藏開發(fā)的影響更大。近年來國內(nèi)外石油科技工作者針對以上問題,研發(fā)了一系列新型適用的水平井排水采氣工藝,如:電潛泵排水采氣、有桿泵排水采氣、橇裝小直徑連續(xù)油管排水采氣、氣舉排水采氣、泡沫排水采氣、分體式柱塞等工藝技術(shù),這些新技術(shù)提高了氣田產(chǎn)量。

水平井 排水采氣 井筒積液工藝技術(shù)

水平井一般都存在垂直段、彎曲段和水平段,但是它們不同的曲率半徑和造斜率都直接影響到舉升工藝的選擇。由此將水平井按軌跡分為短半徑水平井、中半徑水平井和長半徑水平井。對于短半徑水平井,曲率半徑為 30～100 ft(1 ft=30.48 cm),造斜率為60°～200°/100 ft,在機械采氣過程中,只能把舉升設備下在垂直段。因為短半徑水平井的造斜率太大,各種舉升設備都無法順利地通過彎曲段,更不可能下在水平段。對于中半徑水平井,曲率半徑為300～600 ft,造斜率為10°～20°/ 100 ft,可以把舉升設備下在垂直段、彎曲段和水平段。對于長半徑水平井,曲率半徑為 800～3 000 ft,造斜率為2°～7°/100 ft,既可以把舉升設備下在直井段,又可以下在彎曲段和水平段。

1 電潛泵排水采氣

1.1 工藝描述

電潛泵排水采氣工藝[1]是采用隨油管一起下入井底的多級離心泵裝置,將水淹氣井中的積液從油管中迅速排出,降低對井底的回壓,重新獲得一定的生產(chǎn)壓差,使水淹氣井重新復產(chǎn)的一種機械排水采氣生產(chǎn)工藝。其工藝流程是在地面變頻控制器的自動控制下,電力經(jīng)過變壓器、接線盒、電力電纜,使井下電動機帶動多級離心泵作高速旋轉(zhuǎn)。井液通過旋轉(zhuǎn)式氣體分離器、多級離心泵、單流閥、油管、特種采氣井口裝置被舉升到地面排水管線,進行計量并處理。井復產(chǎn)后,氣水混合物經(jīng)油套環(huán)型空間、井口裝置、高壓輸氣管線進入地面分離器,分離后的天然氣進入輸氣管線集輸。

1.2 工藝特點及應用情況

電潛泵排水采氣時具有以下優(yōu)點:排量范圍大;揚程范圍大;效率高;能最大限度地降低井底壓力,把氣采盡。但天然氣對泵的干擾嚴重,容易造成欠載停機。

美國的OV YX能源公司在西得克薩斯鉆了一口平均造斜率為12°/30.5 m的中曲率半徑水平井,使用的是5.12 in(1 in=25.4 mm)套管。完井測試后選擇了80.94 m3/d的電潛泵,裝在造斜點1 269 m深的垂直井段。因氣鎖改在水平段,為使之安全通過12°/30.5 m的彎曲段,采用了專用電泵。并輔以串聯(lián)密封室及專用氣體分離器、變頻驅(qū)動電動機,并下壓力傳感器測泵吸入壓力。泵掛位置恰好在彎曲段尾部的水平部分,比原掛位置深

23.5 m,采液量增加了50%。根據(jù)此口井經(jīng)驗,該公司在另一口水平井中設計了一臺水平安裝的電潛泵。泵掛垂直深度2 147.2 m,比上一臺泵深

152.5 m,為減少泵的偏斜,采用7 in套管。采用這種設計使氣鎖問題明顯減少,產(chǎn)液量上升20%。

2 有桿泵排水采氣

2.1 工藝描述

有桿泵排水采氣工藝[2]是針對有一定產(chǎn)能、動液面較高、鄰近無高壓氣源或采取氣舉法已不經(jīng)濟的水淹井,采用井下分離器、深井泵、抽油桿、脫節(jié)器、抽油機等配套機械設備,進行排液采氣的生產(chǎn)工藝。其工藝流程是將深井泵下入井筒動液面以下的適當深度,柱塞在抽油機帶動下,在泵筒內(nèi)作上下往復抽汲運動,從而達到油管抽汲排液,套管產(chǎn)出天然氣的目的。桿式泵是最常見的人工舉升方法,也是斜井、水平井中最常使用的開采技術(shù)。為了順利地把泵下入或通過長曲率半徑井的彎曲段,必須解決抽油桿和油管的摩擦問題。目前采用模壓抽油桿導向器,可降低磨損量。

如果桿式泵所在井段是彎曲的,那么最好采用帶撓性泵筒的泵,如插入泵。彎曲的井筒剖面可能使抽油泵裝置的組件變形,因而使泵的工作復雜化。通過臺架試驗井的試驗證明,隨著井斜角的增大,泵閥的漏失量增加,閥座過早磨損。當傾斜角為15°、45°和60°時,泵排量將相應地減少10%、25%和40%。但是,巴什基里亞許多油田的斜井開采試驗證明,將泵安裝在井筒傾角40°以下的井段,泵排量的變化非常小。抽油桿的免修期隨著井筒傾斜的增大而增加,但必須同時減小泵掛深度。

2.2 工藝特點及應用情況

有桿泵排水采氣具有以下優(yōu)點:安裝和操作比較簡單;生產(chǎn)連續(xù)穩(wěn)定;排量范圍大。其缺點為:排量受油管尺寸和泵掛深度的限制;對氣液比高、出砂或含有硫化物或其他腐蝕性物質(zhì)的井,容積效率降低;抽油桿柱在油管中的磨損將損壞油管,增加維修作業(yè)費用。

前蘇聯(lián)阿爾蘭油氣開采管理局曾選擇150口井采用桿式泵進行開采,井的最大傾角為0°～50°,泵徑為32～43 mm,含水0～25%。為減小井下設備的摩擦力采取了兩種技術(shù)措施:①在抽油裝置上安裝氣動補償器,安裝氣動補償器可減少水動力摩擦力,由此可減少整個有桿泵的摩擦力;②采用帶差動柱塞的桿式泵,這種方法是當抽油桿柱上行時,將井口和井筒傾斜組合段之間的液體段截斷,并分段上舉到井口。

3 橇裝小直徑連續(xù)油管排水采氣

3.1 工藝描述

橇裝小直徑連續(xù)油管排水采氣[3]是先關閉采氣井口主閥,依次在采氣井口頂部安裝防噴器組 (1個單閘板或1個雙閘板)和防噴管柱,并將確定長度的加重管柱與小直徑連續(xù)管連接并裝入防噴管柱內(nèi),然后連接防噴器組、防噴管柱、密封管和注入頭,密封管加壓密封。此時,打開采氣井口主閥,檢查井口密封狀態(tài),當密封無泄漏時,開始向井內(nèi)下入管柱。下入過程中注意控制下入速度和管柱重力指示,確保管柱重力指示線性增加,直至管柱下入預定深度。然后,根據(jù)工藝要求注入發(fā)泡劑開始排水采氣。注劑完成后,按工藝要求提升管柱,同樣注意觀察管柱重力指示,確保管柱重力指示線性減少。當工具起出至采氣井口主閥后,關閉主閥,依次拆卸注入頭、密封管,起出加重管柱和注劑頭,然后拆卸防噴管柱和防噴器組,恢復井口工作狀態(tài)。

3.2 現(xiàn)場應用

納59井井深3 096 m,人工井底3 086 m, 1982年12月投產(chǎn),為低壓高產(chǎn)井。該井分別在1985年和1990年進行了2次氣舉,1997年第1次修井,下入變頻機組電潛泵排水,至2006年先后4次修井。由于產(chǎn)水量小,機組不能有效冷卻,采用間歇工作制。最近1次修井于2006年8月21日完成并投產(chǎn),至11月3日,70 d分3次采氣,累計產(chǎn)氣13 300 m3,產(chǎn)水5 629 m3。納59井油管規(guī)格64 mm,套壓5.6 MPa,油壓1.8～2 MPa。小直徑管下入深度2 560 m,注劑時間5 d,累計注劑2 880 L,累計排水600 m3,累計產(chǎn)氣34.5× 104m3,平均產(chǎn)氣6.9×104m3/d。

4 氣舉排水采氣

4.1 工藝描述

氣舉排水采氣技術(shù)[4]是通過氣舉閥,從地面將高壓天然氣注入停噴的井中,利用氣體的能量舉升井筒中的液體,使井恢復生產(chǎn)能力。該工藝適用于弱噴、間歇自噴和水淹氣井。排量大,日排液量高達300 m3,適宜于氣藏強排液;適應性廣,不受井深、井斜及地層水化學成分的限制,可應用于斜井及水平井開采;適用于中、低含硫氣井。該工藝設計、安裝較簡單,易于管理,是一種少投入、多產(chǎn)出的先進工藝技術(shù)。

多年來水平井的氣舉設計一直是采用與直井一樣的設計方法,在油管或油套環(huán)形空間內(nèi)的壓力損失計算也是用垂直管流的方法。由于在氣舉設計中設定了某些原有的安全系數(shù),所以該設計有時也可以成功地舉升這些定向井的液體。有些安全系數(shù)忽略了氣柱的質(zhì)量,而使用一個0.5 psi/ft(1 psi/ft =22.621 kPa/m)的中和液體來代替像原油那樣小于0.4 psi/ft梯度的中和液體。一般斜井氣舉施工的設計步驟為:①按井斜角確定垂直深度和測量油管長度;②計算所鉆斜井的壓力分布,并將其轉(zhuǎn)換成直井深度的當量壓力;③采用常規(guī)方法計算壓力分布來設計氣舉裝置;④用常規(guī)方法確定間隙。隨著井斜角的不同,氣舉注氣點將會發(fā)生變化。對相同的氣舉工作壓力,這些注氣點將隨井斜角的增加而提高。

4.2 應用情況

ExxonMobil公司在大斜度井中安裝了氣舉閥,目的是進行排水卸載,由于采用單點注氣的方式,因此是一種高壓氣舉。措施雖然實現(xiàn)了工藝目標,但最大難題是在更換氣舉閥時不能準確定位與投撈,無論是采用鋼絲作業(yè)還是連續(xù)油管作業(yè)進行投撈,都沒有可借鑒的經(jīng)驗和標準的操作規(guī)程,因此,投撈失敗是不可避免的。

圖1 ExxonMobil公司在大斜度井應用氣舉技術(shù)完井管柱

5 泡沫排水采氣

5.1 工藝描述

泡沫排水采氣技術(shù)[5]是通過地面設備向井內(nèi)注入泡沫助采劑,降低井內(nèi)積液的表面張力和界面張力,使其呈低表面張力和高表面黏度的狀態(tài),利用井內(nèi)自生氣體或注入外部氣源 (天然氣或液氮)產(chǎn)生泡沫。泡沫是氣體分散于液體中的分散體系:氣體是分散相 (不連續(xù)相),液體是分散介質(zhì) (連續(xù)相)。由于氣體與液體的密度相差很大,故在液體中的氣泡總是很快上升至液面,使液體以泡沫的方式被帶出,達到排出井內(nèi)積液的目的。

5.2 優(yōu)缺點及應用情況

該技術(shù)適用于低壓、水產(chǎn)量不大的氣井,尤其適用于弱噴或間歇自噴氣水井,日排液量在120 m3/d以下,井深一般不受限制。該工藝管理、操作極為方便,且投資少,效益高,易推廣,是一種非常經(jīng)濟、有效的排液采氣技術(shù)。

前蘇聯(lián)在克拉斯諾達爾、謝別林卡等氣田大量地進行泡沫排液,具有很高的成功率。如克拉斯諾達爾地區(qū),幾年間處理井次達3 500次以上,多采出天然氣4×108m3。美國在堪薩斯州和俄克拉荷馬州氣田用起泡劑施工了200口井,成功率也高達90%以上。目前在我國四川新場氣田已累計指導施工200多口井以上,施工成功率高達95%以上,增產(chǎn)天然氣約41.1×106m3。

6 分體式柱塞

6.1 工藝描述

分體式柱塞[6](圖2)由兩部分組成:一個空心圓柱體和一個圓球。生產(chǎn)時讓兩部分在不同時間下落,使氣體先后從球的兩側(cè)和圓柱體的內(nèi)部通過。一旦圓柱體到達井筒底部,它就會與小球發(fā)生撞擊,球就會進入圓柱的內(nèi)腔。這時,氣體就只能在圓柱體的底部運動,而不能穿過圓柱體,運動的氣流產(chǎn)生了推動力,就會推動這個帶有小球的圓柱體向上運動,從而把液體舉升到地面。到達地面時,防噴管內(nèi)帶有一個銅棒,銅棒撞擊小球,使小球與圓柱體分離,小球就會下落,然后再打開柱塞接收器釋放空心圓柱,這樣就完成了一次循環(huán)。這樣的一次循環(huán)需要5～10 s的關井時間,這樣短時間的生產(chǎn)間歇,比較同等壓力下常規(guī)柱塞氣舉,產(chǎn)量有了很大的提高。由于減少了關井時間,產(chǎn)量損失降至最小,并且井底的積液不會回灌到儲層中。這種連續(xù)排液的方法使井底不再存留液體,從而減小了積液對氣體滲流的影響。

圖2 分體式柱塞結(jié)構(gòu)

6.2 應用情況

美國南得克薩斯州油田最初使用毛細管管柱進行排液,取得了很好的效果,但是隨著井中凝析油的產(chǎn)生,使毛細管管柱舉升很難達到預期效果,并且使用的化學劑 (起泡劑)的費用也很高。2002年10月,油田安裝了分體式柱塞舉升系統(tǒng),產(chǎn)量增加并一直持續(xù)穩(wěn)產(chǎn),每天大約新增產(chǎn)量30 000～50 000 ft3(1 ft3=28.317 dm3)。早期使用毛細管管柱排液時,需要注入化學劑,每月要花費1 740美元,現(xiàn)在使用分體式柱塞氣舉,這項花費可以全部節(jié)省。

7 認識及結(jié)論

(1)不同水平井排水采氣工藝技術(shù)均有各自的技術(shù)特點、適用范圍和經(jīng)濟優(yōu)勢。在油氣田生產(chǎn)和排水采氣作業(yè)過程中,根據(jù)水平井井眼軌跡的特點,對工藝的可行性進行綜合評價和優(yōu)選。

(2)井眼軌跡對排液工藝影響分析表明:對于短半徑水平井,其造斜率過大,舉升設備只能下在直井段;而對于中、長半徑水平井,可優(yōu)選排液工藝,將舉升設備下至斜井段。

(3)分體式柱塞是一種新型的排水采氣工藝,具有比較廣闊的應用前景。與常規(guī)柱塞氣舉相比,它可以實現(xiàn)自動關井,縮短了關井時間,從而提高了氣井產(chǎn)量。

[1] ESPs provide practicalliftforhorizontal wells.The American Oil and Gas Reporter, 1990(6).

[2]朱其秀.國外大斜度井和水平井的采氣(油)工藝技術(shù)[J].鉆采工藝,1998.

[3]張書平,吳革生,等.橇裝小直徑連續(xù)油管排水采氣[J].天然氣工業(yè),2008.

[4]Gas liftusage can horizontal well production.The American Oil and Gas Reporter, 1990(6).

[5]李士倫,等.天然氣工程[M].北京:石油工業(yè)出版社,2008.

[6]D Garg,J F Lea,J Cox,et al.New considerations formondeling plunger performance [R]:SPE 93997,2004.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.9.014

2009-04-29)