靖邊氣田同站高壓井氣舉排水采氣工藝流程改造效果分析

王心敏 賈浩民 寧梅 任發俊 高崗

中國石油長慶油田公司第一采氣廠

隨著鄂爾多斯盆地靖邊氣田的不斷開發，產水氣井逐漸增多，目前已發現7個富水區、74個產水單井點，產水氣井的高效開發，排水采氣工藝的有效實施，是保證氣田均衡開發和氣田連續穩產的主要手段。目前靖邊氣田較為成熟的產水井助排技術主要有泡沫助排、柱塞氣舉、橇裝壓縮機氣舉、優選管柱等，各項排水采氣技術在靖邊氣田的應用取得了一定的成果與認識，同時也反映出部分工藝實施周期長、費用高，現場應用受到限制。靖邊氣田針對產水氣井開發現狀，結合現有站場工藝特點，借鑒天然氣連續循環氣舉技術，進行了高壓氣源井氣舉排水采氣工藝技術的研究[1]。

1 天然氣連續循環氣舉技術及其應用

1.1 技術簡介

天然氣連續循環氣舉工藝在是在氣井生產過程中利用壓縮機或氣源井將天然氣作為補充能量沿氣井油套環空注入井中，注入的天然氣與儲層產氣混合，提高井筒天然氣的流速，實現連續穩定排水采氣的目的（圖1）[2]。

圖1 天然氣連續循環氣舉工藝示意圖

1.2 應用情況

目前天然氣連續循環氣舉技術在川渝氣田應用較為廣泛，取得了較好的排水采氣效果。氣舉排水采氣自1982年試驗成功以來，由于適用范圍廣、增產效果顯著，已成為川渝氣田排水采氣的主力工藝技術，形成了壓縮機氣舉等一套排水采氣技術系列，可滿足不同類型產水氣井的排水采氣需要，研制的氣舉閥、氣舉優化設計軟件達到世界先進水平，增產效果顯著[3－10]。

2 同站高壓井氣舉排水采氣可行性分析

2.1 工藝原理

將接入同一集氣站的高壓氣井的高壓氣通過現有的地面注醇管線引入被助排的低壓弱噴產水氣井的油套環空，并且連續注入；借助高壓氣源井的高壓氣流，使被助排氣井井筒積液從油管連續舉出，并通過被助排氣井的采氣管線輸送至集氣站，實現連續氣舉排水采氣[11－13]。

2.2 工藝條件

靖邊氣田采用多井高壓集氣，集中注醇等“三多三簡二小四集中”的開發地面配套工藝技術[5]，氣井投產時間長短不一，站內高、低壓氣井并存，對站內流程只需進行較為簡單的改造，即可滿足同站高壓井氣舉排水采氣工藝條件。

2.3 工藝優點

高低壓井互聯氣舉排水采氣主要借鑒天然氣連續循環技術，集氣站現有注醇管線可直接作為高壓注氣管線，相較車載式壓縮機或橇裝壓縮機等井口連續氣舉工藝，其工藝流程簡單，操作管理方便，實施費用較低，投入產出比較高[14－16]。

3 同站高壓井氣舉排水采氣方案設計

3.1 氣舉工藝流程設計

根據工藝試驗要求和站內地面流程現狀，本著流程改造簡單、實用的原則，對站內流程行了改造，改造后同站高壓井氣舉排水采氣流程見圖2。

圖2 高低壓井互聯氣舉工藝改造流程圖

3.2 試驗參數設計

根據氣舉條件分析可知，向G1井注氣點的安全注氣壓力應大于12MPa。注氣管線采用G1井的原注醇管線，其管線規格為27mm×5mm×5.359 km，所以，需要對注氣壓力、管線最大過流量和穩定氣舉氣量進行設計。利用威莫斯輸氣計算公式進行模擬計算有一定的誤差，但基本能夠指導現場試驗。威莫斯輸氣計算公式為：

式中p1為管線起點壓力，MPa；p2為管線終點壓力，MPa；Q為管線輸量，m3／d；d為管線內徑，cm；L為管線長度，km；T為管輸天然氣的平均溫度，K，取288 K；ρ為天然氣對空氣的相對密度，取0.587 9；Z為管輸天然氣的平均壓縮因子，取0.769。

利用威莫斯輸氣公式求的被氣舉井與氣舉井在不同氣舉流量下壓力關系見表1。

表1 被氣舉井與氣舉井在不同氣舉流量下的壓力關系表

3.3 試驗制度設計

根據工藝參數設計，選G2井（氣舉井）氣舉氣量按0.3×104m3／d、0.5×104m3／d、1.0×104m3／d、1.5×104m3／d、2×104m3／d等5個制度進行，G1井節流針閥全開生產，每個制度試驗周期為4d（表2）。

通過控制氣舉井的井站內節流針閥，驗證不同氣舉氣量下氣舉效果、可行性、不同制度下氣舉管線壓降損失和氣舉壓力關系，驗證注醇管線在不同氣舉壓力和被氣舉井套管壓力時的輸氣能力，以及高壓流量計的性能、適用性和準確性。

4 同站高壓井氣舉排水采氣現場試驗及應用

4.1 單井試驗情況分析

在G1井分制度試驗進行設計壓力、氣舉氣量和實際對比分析，驗證工藝的可行性，摸索合理的氣舉參數，驗證設計的準確性。

表2 各種試驗制度下氣舉情況表

根據試驗數據分析可知，當氣舉氣量大于0.5×104m3／d時就能夠基本滿足同站高壓井氣舉排水采氣工藝要求，氣舉氣量大于1×104m3／d，氣舉效果較好（表3）。

注氣管線實際壓力損失和理論計算壓力損失相比，偏小0.2～0.9MPa，摩阻損失小，與理論計算基本吻合。注氣管線輸氣能力和壓力損失核實結果顯示，壓力損失隨注氣量的增加而增大。

4.2 單井生產情況分析

4.2.1 G3井生產情況

選擇G4井作為高壓氣源井，自身能量無法攜液生產的弱噴產水氣井G3井作為被氣舉井進行高低壓井互聯氣舉排水采氣，作業井的基本情況見表4。

G3井于2006年11月投產，投產初期配產3×104m3／d，油套壓24MPa。2010年2月以來該井生產不穩定，產氣、產液波動大，油套壓差增大至約5MPa，帶液不暢，采取站內放空帶液措施維持生產。6月開始井口定期加注起泡劑，站內利用緩蝕劑罐通過注醇管線連續加注消泡劑消泡。由于氣溫下降，無法繼續利用注醇管線加注消泡劑，停止泡排。

表3 不同制度下注氣管線壓力損失表

表4 G3、G4措施井的基本情況表

該井于2010年10月30日投用同站高壓井氣舉流程生產，不借助泡排措施實現了該井的連續穩定帶液生產，注采比約為1∶2，截至2012年5月，G3井累計增產氣量380×104m3，產出液1 350m3，效果顯著。具體運行參數如表5、圖3所示。

表5 氣舉生產情況統計表

圖3 G3井生產曲線圖

4.2.2 G5井生產情況

選擇G6井作為高壓氣源井，自身能量無法攜液生產的弱噴產水氣井G5井作為被氣舉井進行同站高壓井氣舉排水采氣。試驗井基本情況見表6。

G5井于2002年10月投產，投產初期配產2×104m3／d，油套壓24.2MPa。2008年年底壓力降至系統壓力，產氣量降至約0.7×104m3／d，借助泡排措施助排，仍不能正常攜液生產，井筒積液關井。

表6 G5、G6措施井的基本情況表

2010年10月投用同站高壓井氣舉助排流程。高壓氣源井注氣針閥全開，被氣舉井站內節流針閥全開生產，實現了被氣舉井連續穩定帶液生產，注采比約1∶2，截至2012年5月底，累計增產氣量450×104m3，產出液722m3，效果顯著。具體運行參數如表7、圖4所示。

表7 氣舉前后生產情況對比表

圖4 G5井生產曲線圖

從多口同站高壓井氣舉作業實際應用可以看出，氣舉助排效果的好壞主要取決于被氣舉井瞬時流量能否達到該井的臨界攜液流量，同站高壓井氣舉助排就是給被氣舉井補充氣源，使其達到臨界攜液流量，實現連續穩定攜液生產。

5 結論及認識

1）試驗表明，在靖邊氣田高低壓氣井并存的集氣站，采用同站高壓井氣舉排水采氣工藝是可行的。其工藝流程改造簡單，操作管理方便，具有一定的經濟效應，實施效果好，不但豐富了靖邊氣田排水采氣工藝技術體系，也為氣田排水采氣工藝的發展提供了新的技術思路。

2）根據試驗數據分析可知，當氣舉氣量大于0.5×104m3／d時就能夠基本滿足同站高壓井氣舉排水采氣工藝要求，氣舉氣量大于1×104m3／d，氣舉效果好。

3）注氣管線輸氣能力和壓力損失核實結果顯示，壓力損失隨注氣量的增加而增大。

4）氣舉助排效果的好壞主要取決于被氣舉井瞬時流量能否達到該井的臨界攜液流量，同站高壓井氣舉助排就是給被氣舉井補充能量，使其達到臨界攜液流量，實現連續穩定攜液生產。

5）同站高壓井氣舉排水采氣工藝適用于高低壓氣井并存的集氣站，并具有一定的推廣應用價值。

[1]賈浩民.氣舉排水采氣工藝技術研究及應用[J].石油化工應用，2012，29（12）：35－37.JIA Haomin.Research and application of gas lift drainage technology[J].Petrochemical Industry Application，2012，29（12）：35－37.

[2]趙煒，胡淑娟.采用天然氣連續循環的方式控制氣井積液[J].國外油田工程，1999，15（10）：24－25.ZHAO Wei，HU Shujuan.Use the natural gas continuous cycle for liquid loading control[J].Foreign Oilfield Engineering，1999，15（10）：24－25.

[3]盧雪梅，程英姿，紀常杰.國外油氣開采新技術[J].國外油田工程，2003，19（8）：17－18.LU Xuemei，CHENG Yingzi，JI Changjie.Foreign new technology of oil and gas production[J].Foreign Oilfield Engineering，2003，19（8）：17－18.

[4]李懷慶，耿新中，郝春山，等.積液停產氣井排液復產的新方法[J].天然氣工業，2001，21（1）：88－90.LI Huaiqing，GENG Xinzhong，HAO Chunshan，et al.A new method for restoring production of liquid loading dead gas wells by drainage[J].Natural Gas Industry，2001，21（1）：88－90.

[5]石映，唐榮國.含水氣井排水采氣新工藝技術研究[J].鉆采工藝，2001，24（5）：29－33.SHI Ying，TANG Rongguo.Research on new drainage gas recovery technology for water－bearing gas well[J].Drilling＆ Production Technology，2001，24（5）：29－33.

[6]高鋒博，史建國.排水采氣工藝技術進展及發展趨勢[J].內蒙古石油化工，2008，18（2）：56－58.GAO Fengbo，SHI Jianguo.Technological progress and development tendency of drainage gas recovery[J].Inner Mongolia Petrochemical Industry，2008，18（2）：56－58.

[7]鐘曉瑜，黃艷，張向陽，等.川渝氣田排水采氣工藝技術現狀及發展方向[J].鉆采工藝，2005，28（2）：99－100.ZHONG Xiaoyu，HUANG Yan，ZHANG Xiangyang，et al.The status quo and development direction of drainage gas recovery technology in Chuanyu gas field[J].Drilling ＆Production Technology，2005，28（2）：99－100.

[8]張劍君，趙煒，楊德林.防止氣井積液與提高天然氣產量的兩項實用技術[J].斷塊油氣田，2000，7（3）：62－65.ZHANG Jianjun，ZHAO Wei，YANG Delin.Two practical techniques prevent gas well fluid accumulation and boost production rate[J].Fault－Block Oil ＆ Gas Field，2000，7（3）：62－65.

[9]蔣澤銀，唐永帆，石曉松，等.中21井泡沫排水技術研究及效果評價[J].天然氣工業，2006，26（7）：26－28.JIANG Zeyin，TANG Yongfan，SHI Xiaosong，et al.Research on foam dewatering application on well Zhong 21 and effects evaluation[J].Natural Gas Industry，2006，26（7）：26－28.

[10]張書平，白曉弘.低壓低產氣井排水采氣工藝技術[J].天然氣工業，2005，25（4）：106－109.ZHANG Shuping，BAI Xiaohong.Techniques of gas ercovery by water drainage for gas wells with low pressure and production[J].Natural Gas Industry，2005，25（4）：106－109.

[11]魏納，劉安琪，劉永輝.排水采氣工藝技術新進展[J].新疆石油天然氣，2006，2（2）：78－80.WEI Na，LIU Anqi，LIU Yonghui，et al.New Progress of dewatering gas production[J].Xinjiang Oil ＆ Gas，2006，2（2）：78－80.

[12]何光智.井間互聯排水氣舉恢復產能[J].油氣田地面工程，2007，26（12）：28－29.HE Guangzhi.The wells interconnected drainage gas lift for deliverability recovery[J].Oil－Gasfield Surface Engineering，2007，26（12）：28－29.

[13]春蘭，魏文興.國內外排水采氣工藝現狀[J].吐哈油氣，2004，9（3）：255－261.CHUN Lan，WEI Wenxing.Status quo of water displacemet gas recovery process at home and abroad[J].Tuha Oil and Gas，2004，9（3）：255－261.

[14]徐勇.長慶氣田開發模式及地面配套工藝技術[J].天然氣工業，2010，30（2）：102－105.XU Yong.Development mode and surface supporting technology in the Changqing gas zone[J].Natural Gas Industry，2010，30（2）：102－105.

[15]BOSWELL J T.Controlling liquid load up with continuous gas circulation[C]∥paper 37426presented at the SPE Production Operations Symposium，9－11March 1997，O－klahoma City，Oklahoma，USA.New York：SPE，1997.

[16]孫福街，韓樹剛，程林松，等.低滲氣藏壓裂水平井滲流與井筒管流耦合模型[J].西南石油學院學報，2005，27（1）：32－36.SUN Fujie，HAN Shugang，CHENG Linsong，et al.Low permeability gas reservoir fracturing in horizontal well with wellbore seepage pipe coupling model[J].Journal of Southwest Petroleum Institute，2005，27（1）：32－36.