惠艷妮，田 偉，楊亞聰，賈友亮，李耀德

（中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院、低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710021）

長慶蘇里格氣田屬于低滲、低壓、低豐度的典型“三低”氣田，氣井普遍具有單井產(chǎn)量低、攜液能力差的特點(diǎn)，隨著氣田采出程度的提高，氣藏能量降低，相當(dāng)一部分氣井進(jìn)入中晚期開采階段，氣井難以自噴帶水生產(chǎn)[1]，部分氣井因井筒積液導(dǎo)致水淹停產(chǎn)，嚴(yán)重制約氣井產(chǎn)能的發(fā)揮。針對(duì)蘇里格氣田老井井底積液嚴(yán)重導(dǎo)致氣井無法正常生產(chǎn)的現(xiàn)狀，在蘇里格氣田開展了天然氣壓縮機(jī)氣舉復(fù)產(chǎn)試驗(yàn)。為了拓寬該工藝適用范圍，提高工藝成功率，開展了氣舉方式研究。

1 天然氣壓縮機(jī)氣舉復(fù)產(chǎn)工藝

天然氣壓縮排液工藝原理是在環(huán)空或油管中注入天然氣,以天然氣的體積及其減壓后的膨脹體積占據(jù)井筒中的空間排替井內(nèi)液體,達(dá)到用最短的排液時(shí)間排液的目的[2]。

通過環(huán)形空間向井下注入高壓氣體，注入氣首先必須將環(huán)形空間中的全部液體排出，才能進(jìn)入油管，并與管中液體相混合，形成氣液混合物?；旌衔锏拿芏葘⒋蟠蟮陀谝后w的初始密度。進(jìn)入油管的氣體量越多，形成的氣液混合物的密度就越小，被舉升的高度越大。氣液混合物的舉升高度同樣取決于油管在液體中的沉沒度，如果沉沒度很小，那么注入氣有可能突破液柱，沿油管上升到井口，不攜帶出任何液體。

2 氣舉方式選擇

常規(guī)的氣舉包括正舉、反舉兩種方式。氣舉過程中，合理選擇氣舉方式，可縮短作業(yè)時(shí)間，提高氣舉效率。

2.1 正、反舉工藝特點(diǎn)

正舉是從油管內(nèi)注入氣體，井內(nèi)液體由油套環(huán)空返出，該方法具有高壓氣到達(dá)管鞋時(shí)間短、高壓作業(yè)時(shí)間短、所需氣源壓力較低的優(yōu)點(diǎn)，但同時(shí)也具有氣舉掏空程度不徹底、井筒滑脫損失大的缺點(diǎn)。

反舉是從油套環(huán)空注入氣體，井內(nèi)積液由油管排出。相較于正舉，反舉高壓氣到達(dá)管鞋時(shí)間長、高壓作業(yè)時(shí)間較長、所需氣源壓力也較高，但其掏空程度徹底、油管滑脫損失較小。

2.2 氣舉方式選擇

蘇里格氣田前期開展的氮?dú)鈿馀e及鄰井高壓氣舉試驗(yàn)主要采用反舉工藝方式，主要原因是反舉油管滑脫損失小，掏空程度徹底，但由于所需氣源壓力較高，部分積液量較大氣井采用該種方式不能有效復(fù)產(chǎn)。為此，氣舉作業(yè)前要根據(jù)井筒液柱高度，合理選擇氣舉方式。

井筒液柱高度主要通過井筒壓力梯度測(cè)試及回聲儀油套環(huán)空測(cè)試方法獲得，氣舉方式的選擇標(biāo)準(zhǔn)根據(jù)井筒壓力平衡關(guān)系計(jì)算。假設(shè)氣舉作業(yè)前油套壓分別為Pt、Pc，油、套管內(nèi)液柱高度分別為h1、h2，（見圖2），根據(jù)井筒內(nèi)壓力平衡關(guān)系有：

實(shí)現(xiàn)氣舉誘噴的前提是氣源壓力大于氣體到達(dá)管鞋時(shí)的井底流壓。假設(shè)氣源壓力為P，則實(shí)現(xiàn)反舉誘噴的條件：

實(shí)現(xiàn)正舉誘噴的條件：

V1、V2—油管、環(huán)空體積。

蘇里格氣田普遍采用Φ139.7 mm套管+Φ73.02 mm油管完井，V1/V2=2/5。取天然氣壓縮機(jī)最大排氣壓力25 MPa，水淹井平均油套壓差10 MPa，根據(jù)式（1）、（2）、（3）計(jì)算得到正反舉的適用條件：

正反舉適用條件理論計(jì)算表明，天然氣壓縮機(jī)最大排氣壓力25 MPa條件下，可以滿足長慶氣田井筒液柱高度小于2 500 m氣井的復(fù)產(chǎn)作業(yè)要求，但當(dāng)井筒液柱高度大于2 500 m時(shí)，無法實(shí)現(xiàn)氣舉誘噴排液，因此急需探索一種有效的氣舉方式。

2.3 合壓降液氣舉復(fù)產(chǎn)工藝

氣舉誘噴能否獲得成功，主要取決于氣源最大壓力和可能形成的井筒回路靜液柱回壓的大小，其中，井筒回路靜液柱回壓的大小受井筒積液量和地層壓力控制，靜止?fàn)顟B(tài)下，接近于地層壓力。氣源最大壓力和地層壓力是無法改變的，因此，若要在氣源壓力不足的情況下取得誘噴的成功，只有減少井筒積液量[3]。

氣源壓力不足不但不能排出井底積液，而且會(huì)大幅度增大地層回壓，造成井筒積液向地層回流，減少井筒積液量。由此，可以采用注氣合壓降液誘噴復(fù)產(chǎn)新工藝。其基本過程為：引高壓氣源，對(duì)施工井油管和油套環(huán)空實(shí)施注氣合壓，將部分積液暫時(shí)壓回地層，然后按常規(guī)方法對(duì)氣井實(shí)施氣舉。具體實(shí)施時(shí)，先根據(jù)氣井地層壓力計(jì)算油管鞋或氣舉閥處的靜止壓力，確保氣源壓力能夠達(dá)到最低氣源壓力需求后注氣合壓，達(dá)到設(shè)計(jì)的合壓注氣壓力后停注，關(guān)井觀察井口壓力變化，如果壓力不降，說明該部分積液已充分壓回地層。在保障井口安全的前提下，盡可能快的放噴井口，在排出大部分積液且油管注氣壓力明顯下降后，及時(shí)切換流程，轉(zhuǎn)為環(huán)空注氣、油管生產(chǎn)，減少高壓氣源用量，提高排液效率。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

蘇X井2010年10月進(jìn)行氣舉復(fù)產(chǎn)試驗(yàn)，氣舉過程中先后采用反舉、正舉方式均未舉通，判斷該井液面超過2 500 m。對(duì)該井進(jìn)行流壓測(cè)試結(jié)果顯示，井筒積液高度在2 550 m。后采用油、套管同時(shí)注氣、合壓降液氣舉方式使該井成功復(fù)產(chǎn)，試驗(yàn)前后流壓測(cè)試（見圖4）。

該井氣舉前油套壓分別為1.51 MPa/12.3 MPa，環(huán)空加壓反舉3 h后套壓升至20.3 MPa，油壓無變化。隨后套管生產(chǎn)，套壓降至10.2 MPa，油管加注正舉2 h后油壓升至20.9 MPa，套壓無變化。油套管同時(shí)加壓至23.7 MPa，使部分井筒積液壓回地層，開井生產(chǎn)穩(wěn)定后油套壓降至為2.61 MPa/4.65 MPa，油套壓差由試驗(yàn)前的10.79 MPa降至 2.04 MPa，產(chǎn)液量為 31.4 m3，產(chǎn)氣量1.3×104m3/d（開井后3天平均值），直至目前該井保持連續(xù)平穩(wěn)生產(chǎn)。

4 結(jié)論

對(duì)于蘇里格氣田，在天然氣壓縮機(jī)最大排氣壓力25 MPa條件下，不同的井筒液柱高度，需采取不同的壓縮機(jī)氣舉排液方式：h＜1 428m：反舉；1 428 m＜h＜2 500 m：正舉；h＞2 500 m：合壓降液。

合壓降液可以明顯降低氣井對(duì)氣舉誘噴氣源壓力的需求，使重度積液氣井的復(fù)產(chǎn)工藝變的可行，擴(kuò)展了天然氣壓縮機(jī)氣舉復(fù)產(chǎn)工藝的適用范圍。

開展合壓降液工藝，必須先根據(jù)氣井地層壓力計(jì)算油管鞋或氣舉閥處的靜止壓力，確保氣源壓力能夠達(dá)到最低氣源壓力之后才能實(shí)施。

［1］劉虎，等.天然氣壓縮機(jī)在排水采氣中的應(yīng)用［J］.壓縮機(jī)技術(shù)，2006，17（4）：43-48.

［2］楊川東，等.采氣工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000.

［3］張中偉，等.積液停產(chǎn)氣井注氣合壓降液誘噴復(fù)產(chǎn)工藝［J］.斷塊油氣田，2010，17（7）：497-499.