馬思平+柳潔+魏萍+汪泳吉+李鵬

摘 要 綜合考慮靖邊氣田地質(zhì)條件及增壓生產(chǎn)站分布的情況，考慮利用外輸氣對(duì)弱噴產(chǎn)水氣井進(jìn)行連續(xù)氣舉生產(chǎn)。借鑒高壓氣源井連續(xù)氣舉排水采氣工藝技術(shù)，考慮增壓站外輸壓力相對(duì)較高的特點(diǎn)，文章對(duì)利用外輸氣連續(xù)氣舉弱噴產(chǎn)水氣井的生產(chǎn)工藝進(jìn)行了可行性分析，提出了該氣舉工藝的適用范圍，同時(shí)針對(duì)產(chǎn)水量大的弱噴氣井，考慮增壓上游站外輸壓力低的特點(diǎn)，對(duì)撬裝壓縮機(jī)增壓連續(xù)氣舉排水采氣工藝進(jìn)行了可行性探討，為靖邊氣田的正常生產(chǎn)提供理論指導(dǎo)。

關(guān)鍵詞 增壓井；連續(xù)氣舉；排水采氣；可行性

中圖分類號(hào)：TE373 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1671-7597（2014）04-0144-02

1 生產(chǎn)現(xiàn)狀

靖邊氣田位于鄂爾多斯盆地中部，開發(fā)逐漸進(jìn)入中后期，隨著地層壓力的逐漸降低，導(dǎo)致氣井的攜液能力變差，甚至因井筒積液而停產(chǎn)，嚴(yán)重影響了氣藏的開發(fā)，需要采取排水采氣措施助排生產(chǎn)。如何選擇適合該類氣藏及工藝條件的排水采氣工藝和配套技術(shù)，并實(shí)施有效排水采氣已成為靖邊氣田產(chǎn)水氣井高效開發(fā)的主要課題。

針對(duì)靖邊氣田站場(chǎng)特點(diǎn)，為了使低壓氣井得到有效開發(fā)，借鑒高壓氣源井連續(xù)氣舉工藝特點(diǎn)，考慮利用增壓后外輸氣氣舉低壓產(chǎn)水井工藝進(jìn)行可行性探討研究，達(dá)到排水采氣目的。

2 增壓連續(xù)氣舉工藝條件及要求

2.1 目前具有的增壓氣舉工藝條件

1）目前靖邊氣田已建有5座增壓站，壓縮機(jī)組6臺(tái)，對(duì)34口氣井實(shí)施增壓開采（除上古叢式井），后續(xù)將投運(yùn)增壓站35座共計(jì)314口氣井，增壓開采規(guī)模逐年增大。增壓氣井平均井口壓力為2.4 MPa，部分氣井套壓降低至5 MPa以下。

2）增壓本站外輸壓力為5.5 MPa，且為干氣輸送，氣流穩(wěn)定，具有氣舉條件。增壓上游站外輸壓力低，濕氣輸送，無法為低壓井提供氣舉工藝的氣源。

3）一部分低壓弱噴的產(chǎn)水井進(jìn)行增壓生產(chǎn)后，仍然無法連續(xù)攜液生產(chǎn)，而泡排等助排工藝實(shí)施范圍有限、單一工藝實(shí)施效果不理想，需要外來氣源協(xié)助排液。

4）大部分增壓氣井具有注醇管線，可直接作為注氣管線，具有注氣工藝條件。

2.2 產(chǎn)水氣井臨界攜液模型計(jì)算

通過靖邊氣田的攜液新模型可以計(jì)算出不同井口壓力、不同生產(chǎn)管柱情況的最小攜液流量。只有保證氣井瞬時(shí)流量大于臨界攜液流量時(shí)，才不會(huì)出現(xiàn)氣井?dāng)y液能力不足、井筒積液增多的現(xiàn)象。

計(jì)算模型包括以下兩種：

1）低產(chǎn)氣、高氣液比氣井連續(xù)攜液模型：

（1）

2）泡排井?dāng)y液模型：

（2）

由以上計(jì)算模型可以得到不同井口壓力、不同生產(chǎn)管柱情況的最小攜液流量數(shù)據(jù)，通過對(duì)靖邊氣田增壓產(chǎn)水氣井臨界攜液流量計(jì)算，可以得出，針對(duì)需要進(jìn)行連續(xù)氣舉的增壓弱噴氣井，氣舉氣量達(dá)到0.4×104 m3/d以上就可以滿足攜液生產(chǎn)。

2.3 增壓井連續(xù)氣舉工藝設(shè)想

針對(duì)增壓本站，由于外輸壓力較高，氣源穩(wěn)定，借鑒高壓氣源井連續(xù)氣舉工藝，將集氣站的外輸天然氣（壓力5.5 MPa）不經(jīng)過加壓直接通過現(xiàn)有的地面注醇管線引入被助排的低壓弱噴產(chǎn)水氣井的油套環(huán)空（<5 MPa），并且連續(xù)注入。借助穩(wěn)定的外輸氣流，提高氣井?dāng)y液能力，使增壓氣井產(chǎn)出液從油管舉出，實(shí)現(xiàn)連續(xù)排水采氣的目的。

針對(duì)增壓上游站，由于外輸壓力低，不具有循環(huán)氣舉條件，考慮對(duì)大產(chǎn)水量弱噴氣井進(jìn)行撬裝壓縮機(jī)增壓后注入弱噴增壓氣井油套環(huán)空，實(shí)現(xiàn)連續(xù)氣舉，提高攜液能力。

3 增壓站外輸氣不增壓連續(xù)氣舉工藝可行性分析

增壓后氣舉排水采氣條件：增壓站外輸壓力決定增壓起點(diǎn)壓力5.5 MPa。井口2 MPa下氣井?dāng)y液流量0.6×104 m3/d及氣舉氣量和被氣舉井產(chǎn)氣比1：1，同時(shí)結(jié)合井筒壓力損失和不同注氣管線長度下壓力損失決定氣舉氣量0.3×104 m3/d。結(jié)合不同產(chǎn)水量下井筒壓力損失和不同注氣管線長度下壓力損失，進(jìn)行氣舉可行性分析。

3.1 不同管線長度下管線壓力損失

忽略管線的粗糙度和彎頭等因素，直接利用威莫斯輸氣計(jì)算公式（如式（3））進(jìn)行管線壓力損失模擬計(jì)算。

（3）

其中：P1-管線起點(diǎn)壓力，MPa；P2-管線終點(diǎn)壓力，MPa；Q-管線輸量，m3/d；d—管線內(nèi)徑，cm；L-管線長度，km；T-管輸天然氣的平均溫度，K，取288K；-天然氣對(duì)空氣的相對(duì)密度，取0.5879；Z-管輸天然氣的平均壓縮因子，取0.769。

計(jì)算氣舉量為0.3×104 m3/d時(shí)的不同長度管線壓力損失，見表1。

3.2 不同產(chǎn)水量下井筒壓力損失

以40000 m3/m3為界將氣水比分為兩類，當(dāng)GWR（氣水比）≥40000 m3/m3，井底流壓采用Oden模型進(jìn)行計(jì)算；若GWR<40000 m3/m3，采用SWPI-SPA模型進(jìn)行計(jì)算。產(chǎn)氣量為0.6×104 m3/d的氣井不同產(chǎn)水量下井筒壓力損失，見表2。

表2 產(chǎn)氣量0.6×104 m3/d氣井不同產(chǎn)水量下井筒壓力損失

井口壓力

MPa 氣體流量

m3 不同產(chǎn)液量下井筒損失

MPa 不同產(chǎn)液量下井底壓力

MPa

2 6000 1 m3 2 m3 3 m3 4 m3 1 m3 2 m3 3 m3 4 m3

1.3 1.65 2 2.34 3.3 3.65 4 4.34

3.3 可行性分析

被氣舉井井口注起點(diǎn)壓力P注= Pwf-P靜+P阻，其中油套環(huán)空氣柱產(chǎn)生壓力和注氣的摩阻損失基本相當(dāng)，在這忽略兩者的影響，近似考慮P注=Pwf。以0.6×104 m3氣舉氣量為例，氣井在1m3產(chǎn)水量時(shí)，井筒壓力損失為1.3 MPa，最大管線壓力損失為1.59 MPa，因此氣舉壓力損失最大為2.89 MPa，在注氣點(diǎn)壓力為5.5 MPa，壓縮機(jī)進(jìn)氣壓力為2 MPa的情況下，完全可以滿足氣舉要求。endprint

同理，在氣源氣體壓力為5.5 MPa，氣舉氣量為0.3×104 m3/d的情況下，根據(jù)不同管線長度下壓力損失和不同產(chǎn)水量下氣井井筒壓力損失，可以對(duì)增壓氣井利用外輸氣源連續(xù)氣舉工藝可行性分析見表3。

表3 增壓井連續(xù)氣舉可行性分析結(jié)果

管線長度km

產(chǎn)水量m3 0 1 2 3 4 5

0 0 0.25 0.52 0.80 1.10 1.42

1 1.3 1.55 1.82 2.1 2.4 2.72

2 1.65 1.9 2.17 2.45 2.75 3.07

3 2 2.25 2.52 2.8 3.1 3.42

4 2.34 2.59 2.86 3.14 3.44 3.76

從上表可以看出，以靖邊氣田氣井平均4 km的管線長度進(jìn)行計(jì)算，產(chǎn)水量小于4 m3/d的氣井，壓力損失均小于3.5 MPa，具有利用增壓站外輸氣連續(xù)氣舉的可行性條件。

4 增壓井外輸氣增壓后連續(xù)氣舉工藝可行性分析

工藝原理：借助增壓站外輸天然氣，利用撬裝壓縮機(jī)增壓后將相對(duì)高壓天然氣注入氣井油套環(huán)空，降低井筒液柱密度，提高氣流垂直舉升能力，增大氣液流速， 實(shí)現(xiàn)氣井連續(xù)穩(wěn)定攜液生產(chǎn)。

按照增壓后氣舉條件：增壓井井口壓力為2.0 MPa，氣舉氣量0.5×104 m3/d，要求壓縮后的氣舉起點(diǎn)壓力為12 MPa，結(jié)合不同產(chǎn)水量下井筒壓力損失和不同注氣管線長度下壓力損失，進(jìn)行氣舉可行性分析。

4.1 撬裝壓縮機(jī)參數(shù)要求

根據(jù)靖邊氣田條件，選擇撬裝壓縮機(jī)：

進(jìn)氣壓力：2 MPa-5.0 MPa。

排氣壓力：一級(jí)排氣壓力10 MPa，二級(jí)排氣壓力25 MPa。

排氣量：0.5-3×104 m3/d。

凈化撬要求：凈化后滿足自用氣和工藝氣氣質(zhì)要求，實(shí)現(xiàn)自動(dòng)計(jì)量和排污；壓縮機(jī)實(shí)現(xiàn)自動(dòng)控制。

4.2 不同產(chǎn)水量產(chǎn)氣量氣井井筒壓力損失

根據(jù)靖邊氣田以往生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，可以繪制不同產(chǎn)水量產(chǎn)氣量氣井井筒壓力損失曲線圖版，如圖1。

圖1 不同產(chǎn)氣量及產(chǎn)水量下氣井井筒壓力損失

以0.5×104 m3氣舉氣量為例，氣井總產(chǎn)氣量為1×104 m3氣井的最大井筒損失在7 MPa，最小井筒損失在2.3 MPa，需要的最小注氣點(diǎn)壓力為4.3 MPa，最大需要注氣點(diǎn)壓力9 MPa，當(dāng)注氣點(diǎn)壓力大于9 MPa可以滿足任何產(chǎn)氣量大于1×104 m3/d，產(chǎn)水量小于12 m3氣井氣舉要求，適用于靖邊氣田絕大多數(shù)增壓氣井。

4.3 不同管線長度下管線壓力損失

同理，忽略管線的粗糙度和彎頭等因素，直接利用威莫斯輸氣計(jì)算公式（如式（3））進(jìn)行管線壓力損失模擬計(jì)算，計(jì)算數(shù)據(jù)如表4。

由表可以看出，在0.5×104 m3/d氣舉氣量下，氣舉管線長度為5.5 km情況下，管線壓力損失為1.88 MPa，被氣舉井起點(diǎn)壓力可以達(dá)到10.1 MPa。具有撬裝壓縮機(jī)連續(xù)氣舉排水采氣可行性。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）借鑒高壓氣源井連續(xù)氣舉工藝，增壓站外輸天然氣注入增壓井油套環(huán)空連續(xù)氣舉生產(chǎn)是增壓站弱噴產(chǎn)水氣井的一項(xiàng)重要排水采氣技術(shù)。

2）通過對(duì)增壓本站，將集氣站的外輸氣體不經(jīng)過加壓，直接通過地面注醇管線，引入低壓弱噴產(chǎn)水氣井油套環(huán)空，而且可以連續(xù)注入進(jìn)行可行性分析。

3）針對(duì)增壓上游站和增壓站不滿足外輸氣直接氣舉的井，均具有撬裝壓縮機(jī)利用外輸氣增壓后連續(xù)氣舉的可行性。

4）根據(jù)增壓井連續(xù)氣舉可行性分析結(jié)果，目前主要存在的問題是：增壓井平均套壓6.2 MPa，高于增壓站外輸壓力。因此，在下一步工作中，需要重點(diǎn)落實(shí)增壓氣井套壓較高的原因。

參考文獻(xiàn)

[1]于淑珍，胡康，馮朋鑫，等.一種井間互聯(lián)氣舉排水采氣新方法[J].特種油氣藏，2013（04）：138-140.

[2]李鵬，宋麗麗，高春華，等.靖邊氣田開發(fā)中后期氣井增產(chǎn)的幾種方法介紹[J].石油化工應(yīng)用，2011（07）：50-53.

[3]尚萬寧，李穎川，李治，等.靖邊氣田排水采氣工藝試驗(yàn)及效果分析[J].天然氣勘探與開發(fā)，2011（03）：45-48.

[4].趙煒，胡淑娟，譯.采用天然氣循環(huán)方式控制積液[J].國外油田工程，1999.

[5]何光智，等，井間互聯(lián)排水氣舉恢復(fù)產(chǎn)能[J].油氣田地面工程，2007，26（12）：28-29.

[6]魏納，等.排水采氣工藝技術(shù)新進(jìn)展[J].新疆石油天然氣，2006，2（2）：78-81.

[7]高鋒博，史建國.排水采氣工藝技術(shù)進(jìn)展及發(fā)展趨勢(shì)[J].內(nèi)蒙古石油化工，2008（2）：56-57.

作者簡介

馬思平（1981-），工程師，畢業(yè)于西安石油大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)專業(yè)，長期從事油氣田開發(fā)工作。endprint

同理，在氣源氣體壓力為5.5 MPa，氣舉氣量為0.3×104 m3/d的情況下，根據(jù)不同管線長度下壓力損失和不同產(chǎn)水量下氣井井筒壓力損失，可以對(duì)增壓氣井利用外輸氣源連續(xù)氣舉工藝可行性分析見表3。

表3 增壓井連續(xù)氣舉可行性分析結(jié)果

管線長度km

產(chǎn)水量m3 0 1 2 3 4 5

0 0 0.25 0.52 0.80 1.10 1.42

1 1.3 1.55 1.82 2.1 2.4 2.72

2 1.65 1.9 2.17 2.45 2.75 3.07

3 2 2.25 2.52 2.8 3.1 3.42

4 2.34 2.59 2.86 3.14 3.44 3.76

從上表可以看出，以靖邊氣田氣井平均4 km的管線長度進(jìn)行計(jì)算，產(chǎn)水量小于4 m3/d的氣井，壓力損失均小于3.5 MPa，具有利用增壓站外輸氣連續(xù)氣舉的可行性條件。

4 增壓井外輸氣增壓后連續(xù)氣舉工藝可行性分析

工藝原理：借助增壓站外輸天然氣，利用撬裝壓縮機(jī)增壓后將相對(duì)高壓天然氣注入氣井油套環(huán)空，降低井筒液柱密度，提高氣流垂直舉升能力，增大氣液流速， 實(shí)現(xiàn)氣井連續(xù)穩(wěn)定攜液生產(chǎn)。

按照增壓后氣舉條件：增壓井井口壓力為2.0 MPa，氣舉氣量0.5×104 m3/d，要求壓縮后的氣舉起點(diǎn)壓力為12 MPa，結(jié)合不同產(chǎn)水量下井筒壓力損失和不同注氣管線長度下壓力損失，進(jìn)行氣舉可行性分析。

4.1 撬裝壓縮機(jī)參數(shù)要求

根據(jù)靖邊氣田條件，選擇撬裝壓縮機(jī)：

進(jìn)氣壓力：2 MPa-5.0 MPa。

排氣壓力：一級(jí)排氣壓力10 MPa，二級(jí)排氣壓力25 MPa。

排氣量：0.5-3×104 m3/d。

凈化撬要求：凈化后滿足自用氣和工藝氣氣質(zhì)要求，實(shí)現(xiàn)自動(dòng)計(jì)量和排污；壓縮機(jī)實(shí)現(xiàn)自動(dòng)控制。

4.2 不同產(chǎn)水量產(chǎn)氣量氣井井筒壓力損失

根據(jù)靖邊氣田以往生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，可以繪制不同產(chǎn)水量產(chǎn)氣量氣井井筒壓力損失曲線圖版，如圖1。

圖1 不同產(chǎn)氣量及產(chǎn)水量下氣井井筒壓力損失

以0.5×104 m3氣舉氣量為例，氣井總產(chǎn)氣量為1×104 m3氣井的最大井筒損失在7 MPa，最小井筒損失在2.3 MPa，需要的最小注氣點(diǎn)壓力為4.3 MPa，最大需要注氣點(diǎn)壓力9 MPa，當(dāng)注氣點(diǎn)壓力大于9 MPa可以滿足任何產(chǎn)氣量大于1×104 m3/d，產(chǎn)水量小于12 m3氣井氣舉要求，適用于靖邊氣田絕大多數(shù)增壓氣井。

4.3 不同管線長度下管線壓力損失

同理，忽略管線的粗糙度和彎頭等因素，直接利用威莫斯輸氣計(jì)算公式（如式（3））進(jìn)行管線壓力損失模擬計(jì)算，計(jì)算數(shù)據(jù)如表4。

由表可以看出，在0.5×104 m3/d氣舉氣量下，氣舉管線長度為5.5 km情況下，管線壓力損失為1.88 MPa，被氣舉井起點(diǎn)壓力可以達(dá)到10.1 MPa。具有撬裝壓縮機(jī)連續(xù)氣舉排水采氣可行性。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）借鑒高壓氣源井連續(xù)氣舉工藝，增壓站外輸天然氣注入增壓井油套環(huán)空連續(xù)氣舉生產(chǎn)是增壓站弱噴產(chǎn)水氣井的一項(xiàng)重要排水采氣技術(shù)。

2）通過對(duì)增壓本站，將集氣站的外輸氣體不經(jīng)過加壓，直接通過地面注醇管線，引入低壓弱噴產(chǎn)水氣井油套環(huán)空，而且可以連續(xù)注入進(jìn)行可行性分析。

3）針對(duì)增壓上游站和增壓站不滿足外輸氣直接氣舉的井，均具有撬裝壓縮機(jī)利用外輸氣增壓后連續(xù)氣舉的可行性。

4）根據(jù)增壓井連續(xù)氣舉可行性分析結(jié)果，目前主要存在的問題是：增壓井平均套壓6.2 MPa，高于增壓站外輸壓力。因此，在下一步工作中，需要重點(diǎn)落實(shí)增壓氣井套壓較高的原因。

參考文獻(xiàn)

[1]于淑珍，胡康，馮朋鑫，等.一種井間互聯(lián)氣舉排水采氣新方法[J].特種油氣藏，2013（04）：138-140.

[2]李鵬，宋麗麗，高春華，等.靖邊氣田開發(fā)中后期氣井增產(chǎn)的幾種方法介紹[J].石油化工應(yīng)用，2011（07）：50-53.

[3]尚萬寧，李穎川，李治，等.靖邊氣田排水采氣工藝試驗(yàn)及效果分析[J].天然氣勘探與開發(fā)，2011（03）：45-48.

[4].趙煒，胡淑娟，譯.采用天然氣循環(huán)方式控制積液[J].國外油田工程，1999.

[5]何光智，等，井間互聯(lián)排水氣舉恢復(fù)產(chǎn)能[J].油氣田地面工程，2007，26（12）：28-29.

[6]魏納，等.排水采氣工藝技術(shù)新進(jìn)展[J].新疆石油天然氣，2006，2（2）：78-81.

[7]高鋒博，史建國.排水采氣工藝技術(shù)進(jìn)展及發(fā)展趨勢(shì)[J].內(nèi)蒙古石油化工，2008（2）：56-57.

作者簡介

馬思平（1981-），工程師，畢業(yè)于西安石油大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)專業(yè)，長期從事油氣田開發(fā)工作。endprint

同理，在氣源氣體壓力為5.5 MPa，氣舉氣量為0.3×104 m3/d的情況下，根據(jù)不同管線長度下壓力損失和不同產(chǎn)水量下氣井井筒壓力損失，可以對(duì)增壓氣井利用外輸氣源連續(xù)氣舉工藝可行性分析見表3。

表3 增壓井連續(xù)氣舉可行性分析結(jié)果

管線長度km

產(chǎn)水量m3 0 1 2 3 4 5

0 0 0.25 0.52 0.80 1.10 1.42

1 1.3 1.55 1.82 2.1 2.4 2.72

2 1.65 1.9 2.17 2.45 2.75 3.07

3 2 2.25 2.52 2.8 3.1 3.42

4 2.34 2.59 2.86 3.14 3.44 3.76

從上表可以看出，以靖邊氣田氣井平均4 km的管線長度進(jìn)行計(jì)算，產(chǎn)水量小于4 m3/d的氣井，壓力損失均小于3.5 MPa，具有利用增壓站外輸氣連續(xù)氣舉的可行性條件。

4 增壓井外輸氣增壓后連續(xù)氣舉工藝可行性分析

工藝原理：借助增壓站外輸天然氣，利用撬裝壓縮機(jī)增壓后將相對(duì)高壓天然氣注入氣井油套環(huán)空，降低井筒液柱密度，提高氣流垂直舉升能力，增大氣液流速， 實(shí)現(xiàn)氣井連續(xù)穩(wěn)定攜液生產(chǎn)。

按照增壓后氣舉條件：增壓井井口壓力為2.0 MPa，氣舉氣量0.5×104 m3/d，要求壓縮后的氣舉起點(diǎn)壓力為12 MPa，結(jié)合不同產(chǎn)水量下井筒壓力損失和不同注氣管線長度下壓力損失，進(jìn)行氣舉可行性分析。

4.1 撬裝壓縮機(jī)參數(shù)要求

根據(jù)靖邊氣田條件，選擇撬裝壓縮機(jī)：

進(jìn)氣壓力：2 MPa-5.0 MPa。

排氣壓力：一級(jí)排氣壓力10 MPa，二級(jí)排氣壓力25 MPa。

排氣量：0.5-3×104 m3/d。

凈化撬要求：凈化后滿足自用氣和工藝氣氣質(zhì)要求，實(shí)現(xiàn)自動(dòng)計(jì)量和排污；壓縮機(jī)實(shí)現(xiàn)自動(dòng)控制。

4.2 不同產(chǎn)水量產(chǎn)氣量氣井井筒壓力損失

根據(jù)靖邊氣田以往生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，可以繪制不同產(chǎn)水量產(chǎn)氣量氣井井筒壓力損失曲線圖版，如圖1。

圖1 不同產(chǎn)氣量及產(chǎn)水量下氣井井筒壓力損失

以0.5×104 m3氣舉氣量為例，氣井總產(chǎn)氣量為1×104 m3氣井的最大井筒損失在7 MPa，最小井筒損失在2.3 MPa，需要的最小注氣點(diǎn)壓力為4.3 MPa，最大需要注氣點(diǎn)壓力9 MPa，當(dāng)注氣點(diǎn)壓力大于9 MPa可以滿足任何產(chǎn)氣量大于1×104 m3/d，產(chǎn)水量小于12 m3氣井氣舉要求，適用于靖邊氣田絕大多數(shù)增壓氣井。

4.3 不同管線長度下管線壓力損失

同理，忽略管線的粗糙度和彎頭等因素，直接利用威莫斯輸氣計(jì)算公式（如式（3））進(jìn)行管線壓力損失模擬計(jì)算，計(jì)算數(shù)據(jù)如表4。

由表可以看出，在0.5×104 m3/d氣舉氣量下，氣舉管線長度為5.5 km情況下，管線壓力損失為1.88 MPa，被氣舉井起點(diǎn)壓力可以達(dá)到10.1 MPa。具有撬裝壓縮機(jī)連續(xù)氣舉排水采氣可行性。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）借鑒高壓氣源井連續(xù)氣舉工藝，增壓站外輸天然氣注入增壓井油套環(huán)空連續(xù)氣舉生產(chǎn)是增壓站弱噴產(chǎn)水氣井的一項(xiàng)重要排水采氣技術(shù)。

2）通過對(duì)增壓本站，將集氣站的外輸氣體不經(jīng)過加壓，直接通過地面注醇管線，引入低壓弱噴產(chǎn)水氣井油套環(huán)空，而且可以連續(xù)注入進(jìn)行可行性分析。

3）針對(duì)增壓上游站和增壓站不滿足外輸氣直接氣舉的井，均具有撬裝壓縮機(jī)利用外輸氣增壓后連續(xù)氣舉的可行性。

4）根據(jù)增壓井連續(xù)氣舉可行性分析結(jié)果，目前主要存在的問題是：增壓井平均套壓6.2 MPa，高于增壓站外輸壓力。因此，在下一步工作中，需要重點(diǎn)落實(shí)增壓氣井套壓較高的原因。

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作者簡介

馬思平（1981-），工程師，畢業(yè)于西安石油大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)專業(yè)，長期從事油氣田開發(fā)工作。endprint