復合排水采氣在蘇10區塊應用探究

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，內蒙古烏審旗　017300）

復合排水采氣在蘇10區塊應用探究

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，內蒙古烏審旗017300）

蘇10區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，同時結合蘇10區塊自身地面工藝特點，創新對部分氣井開展降低井口壓力排液措施。由于該區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攜液，連續穩產。本文通過對蘇10區塊常用的三種排水采氣措施進行分析對比，在結合各類排水采氣優點的基礎上，提出了復合排水采氣的組合方式，從理論上分析了可行性，并開展現場試驗，效果顯著。

排水采氣；復合；降低井口壓力

蘇10區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，截至2016年3月31日，擁有集氣站3座，壓縮機12臺，生產氣井451口，閥室9座，日產井口天然氣185×104m3。目前蘇10區塊常年均啟動壓縮機進行生產，井口至站間系統壓力在0.4 MPa～0.5 MPa范圍內。

隨著開發時間的延長，蘇10區塊積液井越來越多，達286口，占總井數的63.4%，精細化管理難度較大，穩產面臨挑戰［1-3］。此類井在生產過程中需采取排水采氣工藝措施才可持續生產（見表1）。

表1　蘇10區塊生產規模表

表2　蘇10區塊氮氣、壓縮機氣舉選井條件表

1　各類排水采氣簡介及復合設計

1.1適用于蘇10區塊的排水采氣工藝

蘇10區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，結合蘇10區塊自身地面工藝特點，創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，提升氣井攜液能力。

由于蘇10區塊為低壓氣井，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的臨界攜液流量為：

根據蘇10區塊實際情況，取表面張力為0.06 N/m，井口壓力為0.5 MPa，油管內徑為62 mm，偏差因子為0.93，溫度為295 K。經計算，泡排后的氣井臨界攜液流量為2 164 m3/d，即在蘇10區塊對日產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液體通過油管帶出井筒，達到降低管柱內液柱壓力的目的，使積液停產井恢復產能。

蘇10區塊適用于氮氣、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區塊部分氣井生產流程為直接進站生產（見圖1），通過將此類井生產流程在站內放空，導致此類井生產攜液過程中井口壓力大大降低，進而降低臨界攜液流量，提升氣井攜液能力。

圖1　蘇10區塊單井直接進站流程圖

根據蘇10區塊實際情況，正常生產的氣井臨界攜液流速為：

正常生產的氣井臨界攜液流量為4 298 m3/d。當開展降低井口壓力攜液生產時，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后的臨界攜液流量為860 m3/d，即在蘇10區塊，對部分直接進站生產的氣井開展降低井口壓力攜液生產時，當氣井日產為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、節流器生產等）。

1.2復合排水采氣設計

蘇10區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液井的連續排液生產。因此，對于采用了單種工藝效果不明顯的氣井，可結合各類排水采氣優點，采取多種排水采氣復合排液的辦法，將氣井成功復產并保證連續穩產。

1.2.1各類排水采氣優缺點對比根據各種排水采氣措施在蘇10區塊的應用效果，做出對比（見表3）。

表3　蘇10區塊各類排水采氣措施對比表

1.2.2復合排水采氣設計開展復合排水采氣時應有以下原則：（1）措施氣井應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互相彌補單獨工藝的缺點，將復合效果最大化；（3）開展復合排水采氣后的回報應大于成本。根據以上原則，得出復合式排水采氣方式（見表4）。

2　現場應用效果評價

2.1復合I型應用效果

蘇10-53-33于2006年9月投產，目前無阻生產，生產流程為直接進蘇10-1站。該井在生產過程中緩慢積液，單純采取泡沫排水采氣措施效果不佳（見圖2上），平均日產僅為0.01×104m3，后期幾乎無產能。2014 年5月16日，對該井開展氮氣氣舉（見圖2中），該井平均日產達到2.91×104m3，但隨著生產時間的延長，該井平均日產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流程導為放空流程，即整體開展復合I型排水采氣措施（見圖2下），措施結束后，該井平均日產達到3.62×104m3，后期輔以泡沫排水措施（2天/次，1 次3根），該井平均日產穩定在0.46×104m3，復產成功。

表4　蘇10區塊復合排水采氣可行性分析表

圖2　蘇10-53-33采氣曲線圖

2.2復合II型應用效果

蘇10-34-24于2006年10月投產，目前無阻生產。該井在生產過程中緩慢積液，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），該井平均日產達到1.48×104m3，但隨著生產時間的延長，該井平均日產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，即整體開展復合II型排水采氣措施（見圖3下），措施結束后，該井平均日產達到3.39×104m3，后期輔以泡沫排水措施（2天/次，1次3根），該井平均日產穩定在0.65×104m3，效果明顯。

2.3復合III型應用效果

蘇10-31-48H于2009年6月投產，由于采用裸眼封隔器，該井油套不連通。2014年3月5日，該井由于水淹嚴重停產。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，復產失敗。

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

圖4　蘇10-31-48H采氣曲線圖

3　結論及建議

（1）單一的排水采氣措施不能保證使蘇10區塊等典型三低氣田氣井持續攜液，連續穩產。

（2）蘇10區塊日產為0.09×104m3以上直接進站生產的氣井，開展降低井口壓力攜液生產時，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、節流器生產等）。

（3）復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，可結合各類排水采氣優點，采取多種排水采氣復合排液的辦法，將氣井成功復產并保證連續穩產。

（4）針對蘇10區塊進閥室的氣井，由于未直接進站，出于安全及環保的考慮，無法開展降低井口壓力排液，建議對蘇10區塊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：石油工業出版社，2008.

［2］ 楊川東.采氣工程［M］.北京：石油工業出版社，1997.

［3］ 趙明，等.蘇里格氣田東區組合式排水采氣應用淺析［J］.石油化工應用，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，現主要從事天然氣開發工作。