靖邊氣田北部叢式井積液排查及復產技術

劉茂果，晏寧平，孫剛偉，劉小兵，藺錦誠，王伍貴

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川 750006）

靖邊氣田北部叢式井積液排查及復產技術

劉茂果，晏寧平，孫剛偉，劉小兵，藺錦誠，王伍貴

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川 750006）

靖邊氣田北部上古氣藏是低產、低壓、低豐度、非均質性強的復雜氣藏，主要以叢式井低壓串接，集中增壓開發模式進行效益開發。叢式井單井產量低，平均單井產量在1.0×104m3/d左右。氣井因氣量小，部分氣井產氣量達不到臨界攜液流量，出現井筒積液，影響了整個上古氣藏的開發效果。本著穩定并提高單井產量的上古氣藏開發思路，本文通過分析叢式井井筒積液的特征，歸納總結了叢式井積液的排查標準，同時通過井筒積液井排水技術的對比評價，介紹了車載式天然氣壓縮機氣舉排水采氣工藝及其優越性。積液排查及復產技術對靖邊氣田北部乃至整個長慶氣區上古叢式井的高效開發具有重要意義。

叢式井；積液；復產；壓縮機

在天然氣開采中，隨著氣藏壓力和流動速度的逐步降低，致使氣藏中的地層水或者凝析液不能由天然氣流攜帶出井筒，從而滯留在井筒中。這些液體在一段時間內聚積于井底形成液柱，對氣藏造成額外的靜水回壓，導致氣井自噴能量持續下降，如果這種情況持續下去，井筒中聚積的液柱將氣井壓死，導致氣井停產，這種現象被稱為氣井積液。

靖邊氣田北部上古氣藏是低產、低壓、低豐度、非均質性強的復雜氣藏，于2009年開始叢式井模式的開發性試驗。氣井投產初期平均套壓22.30 MPa，日產氣量 1.1×104m3，開井 3 年后，平均套壓 13.4 MPa，單井日均產氣0.67×104m3。隨著氣藏開發時間的延長，氣井的壓力不斷下降，單井日產氣量不斷遞減，當氣井產氣量小于井筒攜液臨界流量時，井筒出現積液，氣井產氣量急速下降至不產出天然氣，影響到了上古氣藏的開發效果。隨著叢式井開發規模的擴大及開發時間的延長，叢式井井筒積液的判斷及復產技術，已成為高效開發上古氣藏的關鍵技術之一，同時也是上古叢式井開發管理優劣的評判標準。

1 井筒積液判斷方法

通過分析叢式井開發工藝特點、動態特征，認為識別其井筒積液的主要方法有試氣產水量及反排率綜合判斷法、氣量對比判斷法、生產動態對比分析判斷法、超聲波回聲探液面判斷法、井筒壓力梯度測試判斷法以及積液后判斷節流嘴上下積液的油管充壓判斷方法。

1.1 試氣產水量及反排率判斷法

試氣時日產水量與入井液的反排率對比，對判斷氣井是否產出地層水最為直觀，當反排率超過100%，且日產水量大時，可以判斷該井產出地層水，同時通過試氣的日產氣量、日產水量大小初步判斷氣井是否有井筒積液可能，為后續開發提前做好預判。通過對氣田北部叢式井7口試氣時反排率100%以上氣井統計，產水井產水量在0.8～9.0 m3之間，水氣比0.809～7.491 m3/104m3，平均水氣比 2.704 m3/104m3，最大出水量為靖2X井，日產水量9 m3，日產氣量1.2×104m3，在后續生產過程中7口井中已出現3口井積液。

1.2 氣量對比判斷法

由叢式井的工藝特點，在臨界流狀態下，壓力一定時通過節流器的天然氣量固定，氣量可以通過理論公式計算。若將理論計算日產氣量與井口實際日產氣量進行比較，現場實際情況表明當理論計算大于實際井口日產氣量的1.2倍時，可判斷氣井可能積液，當理論值超過實際井口產氣量越大時，井筒積液的可能性就越大，節流器臨界流量理論計算見公式1。

1.3 生產動態判斷法

天然氣在采出過程中由地層流入井底，再從井底通過油管流至井口，以氣藏工程及采氣工程節點分析理論為基礎，通過對氣井生產動態特征總結，認為氣井井筒積液的動態特征主要表現為四種形式，套壓及產氣量波動、套壓及氣量下降、套壓高值不變或上升及氣井不產氣量、關井初期存在油套壓差，這四種原因也是積液過程動態表現。套壓波動為氣井間斷的將井底積液帶出，對應節流嘴上游壓力波動，引起氣量波動，這種現象為積液前兆；套壓下降較快為井筒內開始積液，液柱對氣藏造成額外的靜水回壓，井口套壓迅速下降，對應節流嘴上游壓力下降，產氣量下降，這是積液過程；套壓不變或上升為井筒內有一定積液，氣量小或無氣量，氣井生產壓差變小，井底流壓增大，由于井筒內積液的影響，套壓表現不變或上升，這時氣井已積液，見公式2；關井初期存在油套壓差，為油管與油套環空內液面高度不一致。套壓與油套環空液面及井底流壓關系見公式3。

其中 h氣+h液=h井深

1.4 油管充壓判斷法

主要判斷積液井積液位置在節流嘴上或下，理論依據為氣相和液相通過節流嘴速率差異，通過套管向油管充壓，根據油壓變化速率判斷積液位置。節流器以下積液表現為：套管向油管充壓后，油壓逐漸下降；節流器以上積液表現為：套管向油管充壓后，油壓無變化或變化速率小。

1.5 回聲探液面判斷法

叢式井油管內1800 m左右下有節流器，按常規井筒壓力梯度法不能對油管節流器以下進行液面探測。為解決這一問題，目前采用回聲探測氣井井筒液面方法，其探測思路是根據聲波反射原理，當聲波遇到障礙物（如液面，套管接箍）時產生反射波，聲波脈沖越強，反射波能量越強，障礙物越大，反射波能量也越強，所測液面波形振幅也越大，然后通過接箍法、音標法或音速法對井下液面位置進行計算，獲取準確的液面位置。接箍法計算邊界條件需要平均油管（鉆桿）長度、井身結構，計算方法：平均接箍間長度×接箍個數；音標法要求在完井管柱上，有一個深度已知的音標環，通過該音標位置來標定液面位置。由于大多數井下沒有預先下入回音標，所以一般很少能用到該方法；音速法計算邊界條件：天然氣密度、井口溫度、井底溫度，根據溫度及壓力查找對應聲速，計算如公式4。

1.6 井筒壓力梯度測試判斷法

主要依據氣體和液體密度不同，當井筒內有液體時，在液面位置或混相段，壓力梯度分布將發生變化。井筒壓力梯度測試法能夠直觀判斷井筒內流體狀態以及積液位置，同時在混相段，可以根據兩相混合體十字交叉法判斷各相所占體積比例，在靖邊氣田下古井應用十分廣泛，效果較好，見公式5。叢式井需要對節流器打撈后進行井筒壓力梯度測試。靖1X井筒壓力梯度測試結果分析發現，該井液面位置在2243.1 m，積液情況判斷精確（見圖1）。

2 應用實例及適用性評價

2.1 叢式井積液判斷應用

利用井筒積液的方法對北部叢式井井筒積液狀況進行分析，生產動態反應出14口井有積液可能。其中7口井試氣時產出地層水，平均產水量6.3 m3，其中靖1X井日產水量達到9 m3；14口井中套壓波動4口井，套壓快速下降3口，套壓上升2口，套壓處于高值不變5口。井口產量6.6×104m3/d，與方案配產10.1×104m3/d相比下降35%，與節流嘴計算產量8.0×104m3/d相比下降15%，其中1口井氣量為0，可以直接判斷氣井已積液。對其中9口井進行回聲儀液面探測，平均液面深度290 m，靖3X井液面1464 m。對4口井進行打撈節流器探液面，平均液面高度2535.2 m。通過油管充壓及流壓梯度測試，2口井液相段高度1173.8 m，節流嘴上出現積液，其梯度分別為0.0093 MPa/m、0.0097 MPa/m，接近純水梯度，未出現混相段。通過探液面測試，上古叢式井中12口井井筒液柱高度超過100 m，其中5口井液面位置在2500 m以上。

2.2 適用性評價

根據6種判斷井筒積液方法原理及結合現場應用情況，認為試氣產水量及反排率判斷法、氣量對比判斷法、生產動態判斷法適用于所有上古叢式井積液的初步預判，在日常動態分析中需頻繁使用；油管充壓判斷法及井筒壓力梯度測試判斷法適用于壓力低、氣量小或無氣量、初步判斷積液的氣井；回聲探液面判斷法適用于壓力高、有一定氣量還未完全積液氣井。

表1 積液判斷方法適用氣井類型表

2.3 靖1X井實例

靖1X井為2010年完鉆上古叢式井，試氣測試時入井液反排率80.3%，日產氣量3.9894×104m3，日產水量3.6 m3。2010年8月18日投產，投產前油、套壓均為21.80 MPa，配產 1.0×104m3/d。2010年10月5日改擴建關井，關前套壓18.07 MPa，日產氣量0.9329×104m3/d。2011年1月3日開井生產，開前套壓18.82MPa，開井后套壓持續下降，開井65天后套壓下降至3.82MPa，平均壓降速率0.22 MPa/d，氣量由原來 1.0243×104m3/d下降至0.7013×104m3/d。5月6日套壓繼續下降至1.42 MPa，日產氣量降至 0.5329×104m3，關井15天套壓恢復至2.57 MPa，壓力恢復緩慢。6月23 日，套壓降至1.52 MPa，日產氣量 0.1251×104m3。試氣數據及動態特征反應出該井已積液，對該井打撈節流器進行井筒壓力梯度測試，結果證實該井積液，液面高度2243.1 m。

3 復產工藝及效果

3.1 井筒積液井排水采氣工藝

目前上古叢式井比較成熟的復產工藝技術有以下7種。泡沫排水采氣工藝技術，該技術適合積液初期，井筒內積液量少，日產水量小的氣井，對于積液嚴重側需要反復泡排、關井恢復壓力后泡排、打撈節流器后泡排；井間互聯排水采氣工藝技術，該技術需要井場內有高壓且有一定氣量的氣井；速度管柱排水采氣工藝技術，該技術應用需要氣井產氣量大于0.4×104m3/d，井口壓力需要達到7 MPa以上；氣舉閥排水采氣工藝技術，該技術是早期選擇物性相對較差（含氣飽和度較低）的氣井在節流器以下投放氣舉閥，后期生產中利用氣舉閥在井筒內不同井段注入高壓氣體，改變井筒內液體流動狀態達到排液目的；渦流工具排水采氣工藝技術，該技術是通過改變流體流態，使原有的紊流形成渦旋分層流，渦流輸送可以降低介質間的摩擦力，降低輸氣能量損失，提高流體的攜帶能力，主要適用試氣時產水且井筒內有積液，有一定氣量產出的新投產氣井。氮氣或車載式天然氣壓縮機氣舉排水采氣工藝技術，該技術是借助外部高壓氣體舉升井筒內積液，對積液嚴重的氣井使用效果好，應用廣泛。

對于井筒積液井，初期泡排、速度管柱等排水采氣均有效果，從實施難易程度看，泡排排水采氣方便快捷，對于積液比較嚴重的上古井，車載式天然氣壓縮機以其工藝簡單、安全環保，操作成本低等優勢，近年來已成為上古叢式井中井筒積液氣井最有效的復產措施。

3.2 車載式天然氣壓縮機復產工藝

車載式壓縮機氣舉復產技術是利用壓縮機將干管天然氣增壓后，注入積液井的油套環空，將積液從油管舉出，降低井筒內的液柱高度和由此引起的回壓，使氣井恢復生產。氣舉作業前井口改造，需在流量計與外輸閘閥間安裝三通并帶控制閥門，在井口生產針閥與截斷閥間連接井口分離器。氣舉作業工藝流程為鄰井來氣——采氣管線——井口穩壓器——壓縮機、發動機——被舉井油套環空——油管返出——氣井復活—生產針閥——高壓分離——經采氣管線進站——站內分離處理。

3.3 復產效果

靖1X井采取車載式天然氣壓縮機氣舉排液復產工藝，該井施工前油、套壓分別1.21 MPa、9.59 MPa，油套壓差為8.38 MPa，瞬時流量為0。施工過程采取從套管加載，得到油套平衡放壓生產的施工方式，施工累計注入氣量3020 m3，施工中套壓加壓到11.18 MPa，油壓9.4 MPa后，開始油管生產，油壓快速下降到2.8 MPa。當積液排出126 m3后，油壓上升到6.89 MPa，氣井自身可以攜液生產，日產氣量1.0×104m3，油套壓穩定在4.1、5.1 MPa左右。

靖2X井于2010年9月16日投產，投產時套壓22.23 MPa，日產氣量 0.6×104m3，2011 年 10 月積液停產。2012年4月25日進行車載式天然氣壓縮機氣舉排液復產工藝復產，累計排液25.6 m3后，油套壓差減小，分別為13.0、14.8 MPa，氣井可以靠自身能量生產，日產氣量0.8×104m3，日產液量0.4 m3，氣井能平穩生產，截止當年7月下旬，該井已正常攜液生產75天，累計產氣32.0×104m3，經濟效益明顯。

兩口井的成功復產，進一步表明車載式天然氣壓縮機氣舉排液復產工藝技術可靠，可以用于上古叢式井井筒積液的復產。

4 認識與結論

（1）上古叢式井井筒積液判斷方法種類較多，幾種方面有自身的獨立性，亦相互聯系，為準確的判斷叢式井井筒積液，需要幾種方法相互進行論證，可實現氣井井筒積液的早期預測與識別，在此基礎上，進一步通過優化氣井生產制度，合理控制氣井產量或采取相應的排水措施，可有效防止井筒積液的發生。

（2）泡沫排水采氣操作簡單、成本低、效果好，現階段已成為排水采氣的首選措施，對積液初期排液效果好。速度管柱、渦流工具、氣舉閥、井間互聯排水采氣需要一定的應用條件，目前在整個長慶叢式井開發區正進行試驗，未進行規模應用。車載式天然氣壓縮機氣舉排液復產工藝技術對積液井的復產效果好，已成為積液嚴重的上古叢式井復產的首選工藝。

參數說明：

qmax：通過氣嘴的體積流量（標準狀態下），104m3/d；P1、P2：氣嘴前、后壓力，MPa；d：氣嘴孔眼直徑，mm；T1：氣嘴前溫度，K；Z1：T1和 P1條件下的氣體偏差系數；γg：天然氣體相對密度，取0.6；D：井口到液面的距離，m；T：聲波從發射到接收的時間，s；V：聲速，m/s；g：重力加速度，m/s2；ρ：密度；h：深度，m；Pwf：流壓，MPa；A：粘滯阻力；B：慣性阻力。

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10.3969/j.issn.1673-5285.2012.11.008

TE964

B

1673－5285（2012）11－0029－04

2012－09－17

劉茂果，男，工程師，2003年畢業于西南石油學院資源勘查工程專業，現在長慶油田第一采氣廠工作，主要從事氣田開發地質工作。