林鵬，汪泳吉，馬凡塵，王證，王鈞

（中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內蒙古鄂爾多斯017300）

蘇10區(qū)塊“主動型”泡沫排水采氣措施應用探究

林鵬，汪泳吉，馬凡塵，王證，王鈞

（中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內蒙古鄂爾多斯017300）

蘇里格氣田蘇10區(qū)塊屬于典型的“三低”氣田，在長期開發(fā)的過程中，積液井的數量逐年上升。傳統(tǒng)的泡沫排水采氣措施是在氣井有了積液后采取措施，雖然能夠解決一定程度的積液問題，但會導致氣井的產量波動大，瞬時流量下降明顯，而且井底長期積液會導致產層受到傷害。因此提出“主動型”泡沫排水采氣措施，在氣井積液前便開始進行投棒注劑，通過實驗得出該措施能夠有效解決上述問題，并且相比傳統(tǒng)排水采氣措施有一定的增產作用。在此實驗基礎上，優(yōu)化積液井臨界攜液流量的經驗公式，配合實際生產曲線，達到精確主動的泡排效果。

蘇10區(qū)塊；“主動型”泡沫排水采氣；提前注劑；井底積液

蘇10區(qū)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(fā)，截至2015年12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165×104m3。目前蘇10區(qū)塊常年均啟動壓縮機進行生產，井口至站間系統(tǒng)壓力0.4 MPa～0.5 MPa范圍內。

隨著開發(fā)時間的延長，蘇10區(qū)塊積液井越來越多，達286口，占總井數的67.5%，精細化管理難度較大，穩(wěn)產面臨挑戰(zhàn)。為確保此類井的正常采氣，減緩氣藏產量遞減和提高采收率，在生產過程中需采取排水采氣的生產工藝措施。

目前，蘇10區(qū)塊的排水采氣措施包括泡沫排水采氣，柱塞氣舉，氮氣氣舉等，其中泡沫排水采氣見效較快，操作簡便，成本較低，是提高氣井產量的主要增產措施，是目前氣田上應用最為廣泛，效果較為明顯的增產手段，泡沫排水采氣方式分為投棒和注劑，針對有節(jié)流器的單井采用注劑的方式泡排，節(jié)流器已打撈的氣井可以采用投棒和注劑方式［1-3］。

1　存在問題

1.1排水采氣處于被動狀態(tài)

目前所使用的排水采氣措施主要針對已積液一定程度的氣井，對積液井未積液之前不采取泡排措施。而當氣井開始積液時，積液對氣井產量影響較大。瞬時流量下降明顯，積液上漲迅速，造成氣井惡性循環(huán)產量急劇下降至關井恢復。同時研究表明，低滲透氣藏滲流具有反滲吸啟動壓力的特征，由于蘇里格氣田為“三低”氣田，長時間井筒積液會導致氣井井筒積液在毛細管力的作用下反向滲吸進入地層近井地帶，導致反滲吸水鎖，影響氣井產能。

1.2排水采氣時間節(jié)點選擇無標準

目前的蘇10區(qū)塊的泡排作業(yè)主要根據泡排注劑計劃表進行周期性注劑，同時結合實際積液情況，對積液嚴重的氣井進行高頻次注劑作業(yè)。這種作業(yè)方式的泡排時間節(jié)點選擇和對積液程度的判斷沒有一定的參照標準，主觀性較強。

2　“主動型”泡沫排水采氣措施應用及效果評價

2.1“主動型”泡沫排水采氣工藝

針對有產能并有一定產水周期的積液井，在達到臨界攜液流量開始積液前，對其進行投棒注劑措施，確保在生產過程中將井底積液攜出，保持氣井產量相對穩(wěn)定，減少井底積液對氣井產能的影響。

2.2制定實驗方案

從表1、表2可以看出：傳感器的傾角改變、斜拉索長度的改變均不影響傳感器的應變值。從表3可以看出：斜拉索索力是影響壓力環(huán)傳感器應變的直接和主要因素，根據表中數值，做出斜拉索索力與壓力環(huán)傳感器應變之間的關系曲線如圖4所示。

選取8口試驗井：蘇10-20-25，蘇10-24-25，蘇10-24-33，蘇10-24-55，蘇10-38-26，蘇10-26-52，蘇10-27-36，蘇10-23-18，通過生產動態(tài)曲線分析試驗井目前生產現狀。

根據每口井的生產動態(tài)曲線，確定目前各井的生產狀態(tài)，確定臨界攜液流量及能夠憑借自身能量的攜液生產時間，制定試驗方案（見表1）。

目前，在判斷井底是否積液時，蘇里格氣田一般采用李閩提出的臨界攜液流量計算方法，該方法假設被氣流攜帶向上運動的液滴是橢球形，通過對液滴進行受力分析，推導出氣井連續(xù)排液所需的最小攜液流速和攜液流量的計算公式，公式如下。氣體最小攜液流速或臨界流速為：

相應的最小攜液產量或臨界產量為：

式中：vg－臨界攜液流速，m/s；ρ1－液體密度，kg/m3；ρg－天然氣密度，kg/m3；σ－氣液表面張力，mN/m；A－油管截面積，m2；P－井底壓力，MPa；T－井底溫度，K；Z－P，T條件下氣體的偏差因子；qsc－臨界攜液流量，m3/d。

利用李閩公式，代入蘇里格實際參數并將井底壓力折算成井口壓力后可得臨界攜液流量換算表（見表2，圖1）。

圖1　2油管臨界攜液流量曲線

利用表2中的數據可以擬合出臨界攜液流量計算公式，當油管尺寸為2時，通過二項式擬合，擬合公式為：

由表3可以看出，理論計算值與根據實際生產動態(tài)曲線分析出的臨界攜液流量有偏差，這是由于蘇10區(qū)塊開發(fā)年限較長，整體氣藏壓力相對較低，積液嚴重，因此臨界攜液流量偏高。將實際臨界攜液流量進行擬合后，優(yōu)化原公式以符合蘇10區(qū)塊現場實際應用需要。

表1　試驗井生產現狀統(tǒng)計表

表2　理論臨界攜液流量表

表3　臨界攜液流量計算表

圖2　瞬時流量變化圖

擬合后將參數代入的公式如下：

根據表4中的生產數據可知，蘇10-20-25井開井油壓為4.89 MPa，開井套壓為7.27 MPa時，可以持續(xù)攜液生產42 h，瞬時流量達到0.64×104m3/d，之后開始積液。因此采取關井恢復，當油壓達到4.89 MPa時開井，連續(xù)生產42 h，瞬時流量達到0.65×104m3/d左右開始進行投棒注劑作業(yè)，然后繼續(xù)觀察氣井生產動態(tài)，記錄生產數據。其他氣井以同樣的方式進行試驗，實驗數據（見表4）。

表4　試驗井實驗數據記錄表

2.3實驗效果分析與評價

2.3.1實驗效果分析以蘇10-24-33井為例（見圖3），通過對比可知，在未進行主動型排水采氣之前，該井在開井生產18 h，憑借自身地層能量能夠將井底積液攜出。18 h后達到臨界攜液流量，套壓上升開始積液，瞬時流量開始迅速下降，由0.78×104m3/d降至0.45×104m3/d，平均油套壓差為1.16 MPa，氣井積液明顯，積液嚴重影響了瞬時流量，平均瞬時流量為0.66× 104m3/d，累計生產18 h后關井恢復，產量為1.19×104m3。采取措施后，關井壓力恢復至相同水平，開井生產18 h后開始注劑，由曲線可以看出套壓基本保持不變，瞬時流量隨著波動而緩慢下降。相同生產時間內平均油套壓差0.69 MPa，下降了0.47 MPa，平均瞬流0.88× 104m3/d，該井措施后累計生產時間為65 h，與實驗前相比，相同時間產氣量增加，同時油套壓差相對平穩(wěn)，井底無積液，又延長生產時間23 h，增產氣量0.84× 104m3，實驗效果明顯?？梢钥闯觯鲃有团潘蓺饽軌虮３謿饩矔r流量不因積液而迅速下降，保持氣井長期穩(wěn)產（見表5）。

表5　蘇10-24-33實驗效果對比分析表

以蘇10-24-25為例：由措施前后氣井生產動態(tài)曲線可以看出（見圖4），在未進行主動型排水采氣之前，該井開井生產27 h，這段時間內氣井的凝析水能夠被氣流攜出至地面流程。生產27 h后瞬時流量達到0.55×104m3/d，套壓開始上升，油套壓差增大，井底開始積液，積液38 h后油套壓差達到1.85 MPa，開始注劑進行泡沫排水采氣，瞬時流量突然上升至0.77× 104m3/d，之后緩慢下降，生產24 h后，瞬時流量達到臨界值開始積液，油套壓差上升明顯，生產59 h后開始關井恢復。在整個生產階段，平均油套壓差0.99 MPa，平均瞬時流量為0.55×104m3/d，累計生產氣量為2.543×104m3。采取措施后，關井壓力恢復至相同水平，開井生產20 h后開始注劑，注劑后生產46 h，在這段時間里，與積液后再注劑泡排相比，油套壓差基本保持恒定，平均油套壓差為0.73 MPa，瞬時流量標準差值為0.087，比實驗之前的0.114要小，曲線相比實驗前相對平穩(wěn)，平均瞬時流量為0.74×104m3/d，累計生產3.364×104m3，增產0.821×104m3?？梢钥闯?，與常規(guī)注劑泡排相比，主動型排水采氣能夠維持瞬時流量相對穩(wěn)定，并有一定的增產效果，同時能夠有效防止井底積液，降低長期積液對產層的損害。

圖3　蘇10-24-33井實驗前后生產曲線對比圖

圖4　蘇10-24-25井實驗前后生產曲線對比圖

表6　試驗井實驗結果統(tǒng)計表

其余試驗井實驗結果（見表6）。

圖5　實驗前后積液段平均油套壓差對比圖

圖6　實驗前后平均瞬時流量對比圖

由圖5和圖6可以看出，“主動”排水采氣后平均油套壓差平均下降0.36 MPa，最大降幅達到0.68 MPa，表明該措施能夠及時有效地排除井底積液，同時平均瞬時流量平均增加0.23×104m3/d，其中蘇10-24-55井平均瞬時流量由0.7×104m3/d增至1.01×104m3/d，增幅明顯。因此“主動型”排水采氣措施能夠降低井底積液，維持瞬時流量變化平穩(wěn)，同時達到增產氣量的效果。

2.3.2實驗效果評價排水采氣效果評價主要從兩方面進行，（1）油套壓差，（2）增產氣量。

油套壓差：實驗井采取了“主動型”排水采氣措施后，油套壓差下降明顯，積液段平均油套壓差下降了0.36 MPa，說明與之前泡沫排水采氣措施相比，該措施能夠及時有效排出井底積液。

增產氣量：通過對8口實驗井的結果統(tǒng)計，累計增產氣量可達6.63×104m3，增產效果明顯，說明主動型排水采氣措施能夠有效提高單井產能，具有一定經濟效益。

3　結論及建議

（1）“主動型”排水采氣措施能夠及時有效地排出井底積液，避免了由于積液導致的氣井瞬時流量迅速下降，同時減少井底長期積液對產層造成的傷害，保證氣井穩(wěn)產的同時提高單井產量。

（2）通過理論計算和現場實驗相結合，優(yōu)化積液井臨界攜液流量的經驗公式qsc=0.199P+0.586，配合實際生產曲線，達到精確主動的泡排效果。

（3）下步針對無節(jié)流器氣井采取投棒方式進行主動型排水采氣實驗，并結合自動投棒注劑裝置進行泡排，降低人力成本。

［1］李閩，郭平，譚光天.氣井攜液新觀點［J］.石油勘探與開發(fā)，2001，8（5）：105-106.

［2］馮永兵，楊向東，等.蘇里格氣田排水采氣試驗效果分析［J］.石油化工應用，2010，29（7）：28-29.

［3］田樹寶，李康，高燕.一種適用于現場的臨界攜液流量計算新方法［J］.科學技術與工程，2015，15（32）：162-163.

TE377

A

1673-5285（2016）10-0023-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.006

2016-08-14