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(fù)產(chǎn)技術(shù)

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(chǎn)、低壓、低豐度、非均質(zhì)性強(qiáng)的復(fù)雜氣藏，主要以叢式井低壓串接，集中增壓開發(fā)模式進(jìn)行效益開發(fā)。叢式井單井產(chǎn)量低，平均單井產(chǎn)量在1.0×104m3/d左右。氣井因氣量小，部分氣井產(chǎn)氣量達(dá)不到臨界攜液流量，出現(xiàn)井筒積液，影響了整個上古氣藏的開發(fā)效果。本著穩(wěn)定并提高單井產(chǎn)量的上古氣藏開發(fā)思路，本文通過分析叢式井井筒積液的特征，歸納總結(jié)了叢式井積液的排查標(biāo)準(zhǔn)，同時通過井筒積液井排水技術(shù)的對比評價，介紹了車載式天然氣壓縮機(jī)氣舉排水采氣工藝及其優(yōu)越性。積液排查及復(fù)產(chǎn)技術(shù)對靖邊氣田北部乃至整個長慶氣區(qū)上古叢式井的高效開發(fā)具有重要意義。

叢式井；積液；復(fù)產(chǎn)；壓縮機(jī)

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(nèi)聚積于井底形成液柱，對氣藏造成額外的靜水回壓，導(dǎo)致氣井自噴能量持續(xù)下降，如果這種情況持續(xù)下去，井筒中聚積的液柱將氣井壓死，導(dǎo)致氣井停產(chǎn)，這種現(xiàn)象被稱為氣井積液。

靖邊氣田北部上古氣藏是低產(chǎn)、低壓、低豐度、非均質(zhì)性強(qiáng)的復(fù)雜氣藏，于2009年開始叢式井模式的開發(fā)性試驗。氣井投產(chǎn)初期平均套壓22.30 MPa，日產(chǎn)氣量 1.1×104m3，開井 3 年后，平均套壓 13.4 MPa，單井日均產(chǎn)氣0.67×104m3。隨著氣藏開發(fā)時間的延長，氣井的壓力不斷下降，單井日產(chǎn)氣量不斷遞減，當(dāng)氣井產(chǎn)氣量小于井筒攜液臨界流量時，井筒出現(xiàn)積液，氣井產(chǎn)氣量急速下降至不產(chǎn)出天然氣，影響到了上古氣藏的開發(fā)效果。隨著叢式井開發(fā)規(guī)模的擴(kuò)大及開發(fā)時間的延長，叢式井井筒積液的判斷及復(fù)產(chǎn)技術(shù)，已成為高效開發(fā)上古氣藏的關(guān)鍵技術(shù)之一，同時也是上古叢式井開發(fā)管理優(yōu)劣的評判標(biāo)準(zhǔn)。

1 井筒積液判斷方法

通過分析叢式井開發(fā)工藝特點、動態(tài)特征，認(rèn)為識別其井筒積液的主要方法有試氣產(chǎn)水量及反排率綜合判斷法、氣量對比判斷法、生產(chǎn)動態(tài)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(jié)流嘴上下積液的油管充壓判斷方法。

1.1 試氣產(chǎn)水量及反排率判斷法

試氣時日產(chǎn)水量與入井液的反排率對比，對判斷氣井是否產(chǎn)出地層水最為直觀，當(dāng)反排率超過100%，且日產(chǎn)水量大時，可以判斷該井產(chǎn)出地層水，同時通過試氣的日產(chǎn)氣量、日產(chǎn)水量大小初步判斷氣井是否有井筒積液可能，為后續(xù)開發(fā)提前做好預(yù)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(tǒng)計，產(chǎn)水井產(chǎn)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(chǎn)水量9 m3，日產(chǎn)氣量1.2×104m3，在后續(xù)生產(chǎn)過程中7口井中已出現(xiàn)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(tài)下，壓力一定時通過節(jié)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(chǎn)氣量與井口實際日產(chǎn)氣量進(jìn)行比較，現(xiàn)場實際情況表明當(dāng)理論計算大于實際井口日產(chǎn)氣量的1.2倍時，可判斷氣井可能積液，當(dāng)理論值超過實際井口產(chǎn)氣量越大時，井筒積液的可能性就越大，節(jié)流器臨界流量理論計算見公式1。

1.3 生產(chǎn)動態(tài)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(jié)點分析理論為基礎(chǔ)，通過對氣井生產(chǎn)動態(tài)特征總結(jié)，認(rèn)為氣井井筒積液的動態(tài)特征主要表現(xiàn)為四種形式，套壓及產(chǎn)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(chǎn)氣量、關(guān)井初期存在油套壓差，這四種原因也是積液過程動態(tài)表現(xiàn)。套壓波動為氣井間斷的將井底積液帶出，對應(yīng)節(jié)流嘴上游壓力波動，引起氣量波動，這種現(xiàn)象為積液前兆；套壓下降較快為井筒內(nèi)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(yīng)節(jié)流嘴上游壓力下降，產(chǎn)氣量下降，這是積液過程；套壓不變或上升為井筒內(nèi)有一定積液，氣量小或無氣量，氣井生產(chǎn)壓差變小，井底流壓增大，由于井筒內(nèi)積液的影響，套壓表現(xiàn)不變或上升，這時氣井已積液，見公式2；關(guān)井初期存在油套壓差，為油管與油套環(huán)空內(nèi)液面高度不一致。套壓與油套環(huán)空液面及井底流壓關(guān)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(jié)流嘴上或下，理論依據(jù)為氣相和液相通過節(jié)流嘴速率差異，通過套管向油管充壓，根據(jù)油壓變化速率判斷積液位置。節(jié)流器以下積液表現(xiàn)為：套管向油管充壓后，油壓逐漸下降；節(jié)流器以上積液表現(xiàn)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(nèi)1800 m左右下有節(jié)流器，按常規(guī)井筒壓力梯度法不能對油管節(jié)流器以下進(jìn)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(jù)聲波反射原理，當(dāng)聲波遇到障礙物（如液面，套管接箍）時產(chǎn)生反射波，聲波脈沖越強(qiáng)，反射波能量越強(qiáng)，障礙物越大，反射波能量也越強(qiáng)，所測液面波形振幅也越大，然后通過接箍法、音標(biāo)法或音速法對井下液面位置進(jìn)行計算，獲取準(zhǔn)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(jié)構(gòu)，計算方法：平均接箍間長度×接箍個數(shù)；音標(biāo)法要求在完井管柱上，有一個深度已知的音標(biāo)環(huán)，通過該音標(biāo)位置來標(biāo)定液面位置。由于大多數(shù)井下沒有預(yù)先下入回音標(biāo)，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(jù)溫度及壓力查找對應(yīng)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(jù)氣體和液體密度不同，當(dāng)井筒內(nèi)有液體時，在液面位置或混相段，壓力梯度分布將發(fā)生變化。井筒壓力梯度測試法能夠直觀判斷井筒內(nèi)流體狀態(tài)以及積液位置，同時在混相段，可以根據(jù)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(yīng)用十分廣泛，效果較好，見公式5。叢式井需要對節(jié)流器打撈后進(jìn)行井筒壓力梯度測試。靖1X井筒壓力梯度測試結(jié)果分析發(fā)現(xiàn)，該井液面位置在2243.1 m，積液情況判斷精確（見圖1）。

2 應(yīng)用實例及適用性評價

2.1 叢式井積液判斷應(yīng)用

利用井筒積液的方法對北部叢式井井筒積液狀況進(jìn)行分析，生產(chǎn)動態(tài)反應(yīng)出14口井有積液可能。其中7口井試氣時產(chǎn)出地層水，平均產(chǎn)水量6.3 m3，其中靖1X井日產(chǎn)水量達(dá)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(chǎn)量6.6×104m3/d，與方案配產(chǎn)10.1×104m3/d相比下降35%，與節(jié)流嘴計算產(chǎn)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(jìn)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(jìn)行打撈節(jié)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(jié)流嘴上出現(xiàn)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(xiàn)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(jù)6種判斷井筒積液方法原理及結(jié)合現(xiàn)場應(yīng)用情況，認(rèn)為試氣產(chǎn)水量及反排率判斷法、氣量對比判斷法、生產(chǎn)動態(tài)判斷法適用于所有上古叢式井積液的初步預(yù)判，在日常動態(tài)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(chǎn)氣量3.9894×104m3，日產(chǎn)水量3.6 m3。2010年8月18日投產(chǎn)，投產(chǎn)前油、套壓均為21.80 MPa，配產(chǎn) 1.0×104m3/d。2010年10月5日改擴(kuò)建關(guān)井，關(guān)前套壓18.07 MPa，日產(chǎn)氣量0.9329×104m3/d。2011年1月3日開井生產(chǎn)，開前套壓18.82MPa，開井后套壓持續(xù)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(xù)下降至1.42 MPa，日產(chǎn)氣量降至 0.5329×104m3，關(guān)井15天套壓恢復(fù)至2.57 MPa，壓力恢復(fù)緩慢。6月23 日，套壓降至1.52 MPa，日產(chǎn)氣量 0.1251×104m3。試氣數(shù)據(jù)及動態(tài)特征反應(yīng)出該井已積液，對該井打撈節(jié)流器進(jìn)行井筒壓力梯度測試，結(jié)果證實該井積液，液面高度2243.1 m。

3 復(fù)產(chǎn)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(fù)產(chǎn)工藝技術(shù)有以下7種。泡沫排水采氣工藝技術(shù)，該技術(shù)適合積液初期，井筒內(nèi)積液量少，日產(chǎn)水量小的氣井，對于積液嚴(yán)重側(cè)需要反復(fù)泡排、關(guān)井恢復(fù)壓力后泡排、打撈節(jié)流器后泡排；井間互聯(lián)排水采氣工藝技術(shù)，該技術(shù)需要井場內(nèi)有高壓且有一定氣量的氣井；速度管柱排水采氣工藝技術(shù)，該技術(shù)應(yīng)用需要氣井產(chǎn)氣量大于0.4×104m3/d，井口壓力需要達(dá)到7 MPa以上；氣舉閥排水采氣工藝技術(shù)，該技術(shù)是早期選擇物性相對較差（含氣飽和度較低）的氣井在節(jié)流器以下投放氣舉閥，后期生產(chǎn)中利用氣舉閥在井筒內(nèi)不同井段注入高壓氣體，改變井筒內(nèi)液體流動狀態(tài)達(dá)到排液目的；渦流工具排水采氣工藝技術(shù)，該技術(shù)是通過改變流體流態(tài)，使原有的紊流形成渦旋分層流，渦流輸送可以降低介質(zhì)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(chǎn)水且井筒內(nèi)有積液，有一定氣量產(chǎn)出的新投產(chǎn)氣井。氮氣或車載式天然氣壓縮機(jī)氣舉排水采氣工藝技術(shù)，該技術(shù)是借助外部高壓氣體舉升井筒內(nèi)積液，對積液嚴(yán)重的氣井使用效果好，應(yīng)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(yán)重的上古井，車載式天然氣壓縮機(jī)以其工藝簡單、安全環(huán)保，操作成本低等優(yōu)勢，近年來已成為上古叢式井中井筒積液氣井最有效的復(fù)產(chǎn)措施。

3.2 車載式天然氣壓縮機(jī)復(fù)產(chǎn)工藝

車載式壓縮機(jī)氣舉復(fù)產(chǎn)技術(shù)是利用壓縮機(jī)將干管天然氣增壓后，注入積液井的油套環(huán)空，將積液從油管舉出，降低井筒內(nèi)的液柱高度和由此引起的回壓，使氣井恢復(fù)生產(chǎn)。氣舉作業(yè)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(chǎn)針閥與截斷閥間連接井口分離器。氣舉作業(yè)工藝流程為鄰井來氣——采氣管線——井口穩(wěn)壓器——壓縮機(jī)、發(fā)動機(jī)——被舉井油套環(huán)空——油管返出——氣井復(fù)活—生產(chǎn)針閥——高壓分離——經(jīng)采氣管線進(jìn)站——站內(nèi)分離處理。

3.3 復(fù)產(chǎn)效果

靖1X井采取車載式天然氣壓縮機(jī)氣舉排液復(fù)產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)，油壓快速下降到2.8 MPa。當(dāng)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(chǎn)，日產(chǎn)氣量1.0×104m3，油套壓穩(wěn)定在4.1、5.1 MPa左右。

靖2X井于2010年9月16日投產(chǎn)，投產(chǎn)時套壓22.23 MPa，日產(chǎn)氣量 0.6×104m3，2011 年 10 月積液停產(chǎn)。2012年4月25日進(jìn)行車載式天然氣壓縮機(jī)氣舉排液復(fù)產(chǎn)工藝復(fù)產(chǎn)，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(chǎn)，日產(chǎn)氣量0.8×104m3，日產(chǎn)液量0.4 m3，氣井能平穩(wěn)生產(chǎn)，截止當(dāng)年7月下旬，該井已正常攜液生產(chǎn)75天，累計產(chǎn)氣32.0×104m3，經(jīng)濟(jì)效益明顯。

兩口井的成功復(fù)產(chǎn)，進(jìn)一步表明車載式天然氣壓縮機(jī)氣舉排液復(fù)產(chǎn)工藝技術(shù)可靠，可以用于上古叢式井井筒積液的復(fù)產(chǎn)。

4 認(rèn)識與結(jié)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(lián)系，為準(zhǔn)確的判斷叢式井井筒積液，需要幾種方法相互進(jìn)行論證，可實現(xiàn)氣井井筒積液的早期預(yù)測與識別，在此基礎(chǔ)上，進(jìn)一步通過優(yōu)化氣井生產(chǎn)制度，合理控制氣井產(chǎn)量或采取相應(yīng)的排水措施，可有效防止井筒積液的發(fā)生。

（2）泡沫排水采氣操作簡單、成本低、效果好，現(xiàn)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(lián)排水采氣需要一定的應(yīng)用條件，目前在整個長慶叢式井開發(fā)區(qū)正進(jìn)行試驗，未進(jìn)行規(guī)模應(yīng)用。車載式天然氣壓縮機(jī)氣舉排液復(fù)產(chǎn)工藝技術(shù)對積液井的復(fù)產(chǎn)效果好，已成為積液嚴(yán)重的上古叢式井復(fù)產(chǎn)的首選工藝。

參數(shù)說明：

qmax：通過氣嘴的體積流量（標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)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(shù)；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(fā)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。

[1] 胡均志，田喜軍，徐勇，劉鵬，李耀.噴射引流技術(shù)在叢式井組的應(yīng)用[J] .石油化工應(yīng)用，2012，31（3）:37-38.

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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(yè)于西南石油學(xué)院資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)在長慶油田第一采氣廠工作，主要從事氣田開發(fā)地質(zhì)工作。