高压气源井气举排水采气工艺研究及应用评价

2016-03-09唐勇

天然气勘探与开发 2016年2期

关键词：携液气举气源

唐勇

唐勇

（中国石化西南油气分公司川西采气厂）

新场气田部分井场具有高、低压气井并存现状，通过气井临界携液流量分析，结合天然气连续循环气举技术，开展同井场高压井气举排水采气工艺试验。通过对高压气源井、注气量及连接方式的优选和设计，先后在新场气田5个井组中进行应用，效果显著。图2表1参5

高压气源井气举排水采气工艺应用评价

四川盆地新场气田中侏罗纪沙溪庙组气藏水平井生产过程中产地层水，随气井压力和产气量的降低，气井靠自身能量无法将地层水有效携出，形成井筒积液现象，严重者造成气井水淹停产。气井水淹后通常采用车载压缩机气举方式复活，但由于车载气举是一种不连续的气举施工，复活后的气井生产一段时间后再次出现水淹停产现象。为使气井能连续将井筒中积液有效携出，在临界携液理论分析基础上，开展了利用高压气源井连续气举的工艺试验，并取得了较好效果。

1 高压气源井气举排水采气工艺

1.1 工艺原理

利用同井场井口压力高、产气量大、产液量低的井作为气源井，气源井采出气经节流后，被引入压力低、井筒积液严重的气井油套环空中，并且连续注入；借助气源井的高压气流，将被举井的井筒积液从油管中连续举出，实现被举井井筒积液连续带出，达到气井稳定生产目的。

1.2 选井条件

高压气源井气举工艺的开展需满足以下条件：①同一采气井场内有高、低压气井共存；②低压气井产水量大，压力、产气量波动较大，在借助泡排等维护措施条件下无法连续携液生产，导致水淹停产；③高压气源井生产稳定，产水量低或不产水，气井压力递减缓慢，具有一定的稳产能力；④被举井具有一定的剩余可采储量，具有开展该工艺的经济价值。

1.3 气举连接方式

根据生产实际，利用高压气源井气举的管线连接方式有两种：

（1）将气源井产出气经加热节流后接入被举井油套环空后气举。该方式适用于气源井压力高，节流后易形成水合物冰堵的气井。

（2）将气源井产出气经采油树油管两翼分输，一翼经节流后接入被举井油套环空后气举，另一翼经节流后外输。该方式适用于气源井产出气经节流后不会形成水合物的气井。

气举的两种连接方式各有优缺点：第一种连接方式在冬季气温较低的情况下也能连续气举，不存在气举管线冰堵问题，但气源井产出流体与被举井产出流体合输计量，不利于气源井的管理；第二种连接方式在冬季夜间气温低时易在节流装置处冰堵，影响气井连续气举，但气源井有一翼采出流体能准确计量，对气井生产可及时监控，有利于气源井生产维护管理，气举管线一翼进入被举井的气量可通过节流油嘴大小和井口压力进行估算，因此，气源井产气量较为准确。在现场应用中，第二种连接方式较为常用。

2 高压气源井气举工艺设计

2.1 试验井优选

通过筛选，新场气田有5个井组具备高压气源井气举低压产水气井的条件。为对该工艺效果进行评价，优选XS21-36H井作为气源井连续气举同井场的XS23-9H井为试验。

2.1.1 被举井生产分析评价

（1）气井基本概况：XS23-9H井为沙溪庙组的一口水平井，井深3513 m，造斜点井深2030 m，对水平段储层进行了13段射孔压裂改造，水平段有7个封隔器，距离A靶点最近的一个滑套深度为2461 m，处于水平段。气举前该井油、套压力分别为2.28、3.98 MPa，产气0.973 6×104m3/d，累产气731.222 9× 104m3。产水1.8 m3/d，累产水3675 m3。每天加注XHG-10D泡排药剂3 kg，在加注药剂情况下，气井井筒积液仍无法有效携出，需借助提喷或车载压缩机气举排水采气。生产过程中产气量受出水波动影响量达0.2×104m3/d，油、套压差波动达0.2 MPa，气井生产不稳定。

（2）井筒压力及积液情况分析：通过流压测试，在直井段井深2000 m处流压梯度为0.21 MPa/100 m。采用适应新场气田水平井的井筒压降组合模型，直井段选用HB模型，斜井段选用KSSD模型，水平段选用dukler模型对该井井筒压降进行预测，结合流压测试结果进行校正，得出在斜井段2300 m处压力梯度达0.38 MPa/100 m,压力为5.23 MPa，井筒持水率增大，易形成井筒积液现象。

（3）气井生产潜力分析：采用非稳态产能评价方法，得出该井动态储量为3788×104m3，气井动态储量采出程度仅为19.3%。该井剩余动态储量高，采用高压气源井连续气举工艺可行。

2.1.2 气源井生产分析评价

（1）气井生产概况：XS21-36H井为沙溪庙组的一口水平井，该井气举前油、套压力分别为8.0/8.8 MPa，日产气5.7271×104m3/d，累产气2249.7×104m3。日产水1.8m3/d，累产水657.12 m3。井口压降为0.7 MPa/mon，产气量递减速度0.2×104m3/mon，产水量波动小，气井生产稳定，满足气源井条件。

（2）气井合理工作制度分析：采用非稳态产能评价方法，该井动态储量为10 110×104m3，气井动态储量采出程度为22.24%。该井无阻流量为16.834 3×104m3/d，按无阻流量1/3配产为5.611 4×104m3/d；节点分析法配产为5.531 6×104m3/d；采用水平井临界携液模型计算该井临界携液流量为3.456 1×104m3/d。因此，采用经验法和节点分析法配产结果都大于临界携液流量。结合气井生产实际分析认为该井工作制度为5.5×104m3/d较为合理。

（3）气井稳产潜力分析：采用非稳态产能评价方法分析，该井按5.5×104m3/d工作制度下生产，气井井口油压降至被举井套压3.98MPa时预计需2.5年时间。

2.2 气举注气量的确定

前人通过理论分析及室内试验，优选出适应川西气田水平井的临界携液流量模型［1］：

式中：

vcrd—直、斜井携液临界流速，m/s；

vcrH—水平段携液临界流速，m/s。

水平井的临界携液流量为：

式中：

qcr—临界携液流量，104m3/d；

A—油管面积，m2；

P—压力，MPa；

T—温度，K；

Z—气体偏差因子，无因次。

采用该临界携液流量模型对被举井XS23-9H井进行计算，该井油管内径为63 mm，井口温度为15℃，气体偏差因子为0.99，在井口油、套压力为2.28/3.98MPa下，该井临界携液流量为1.077 2×104m3/d。该井目前日产气0.973 6×104m3/d，较临界携液量低0.103 6× 104m3/d。因此，气举注气量应大于0.103 6×104m3/d。经计算，选用2 mm油嘴将气源井来气节流后进入该井油套环空气举，注气量为0.134 8×104m3/d。

2.3 气举连接方式优选

采用节流曲线法[2]对气源井XS21-36H井天然气水合物生成条件预测，在井口压力由8 MPa节流降至外输压力1.6 MPa时不会有水合物生成，在生产实际中也无水合物生成。因此，气举连接方式选用第二种方式，油管非生产一翼节流后接入被举井XS23-9H井油套环空气举。气举管线选用准76×5.51 mm油管12根，90°实体丝扣弯头8个，PN35 MPa，DN65 mm油嘴套1个，2 mm油嘴1个，压力表桩头及高压截止阀各1个，气举管线采用半月卡配膨胀螺栓固定。

3 应用分析评价

通过气源井XS21-36H对被举井XS23-9H邻井气举的试验，经过对气源井工作制度合理调整，气井生产稳定，气源井开展气举前井口油压压降为0.7 MPa/mon，开展气举后井口油压压降为0.5 MPa/mon；开展气举前产量降低为0.2×104m3/mon，开展气举后产量降低为0.1×104m3/mon。被举井井筒积液被有效携带出，气井生产更加稳定（图1）。被举井开展气举前井口油套压力为分别为2.28/3.98 MPa，气举后压力涨至5.41/6.32 MPa；产气量由0.973 6×104m3/d涨至气举初期的1.8709×104m3/d；产水量由1.8 m3/d涨至2.1 m3/d。且井口油压压降由气举前的0.2 MPa/mon降为0.1 MPa/mon。开展气举后，被举井停止了泡排药剂的加注，每月节约泡排药剂90 kg，节约泡排药剂费用4931元。且气举后该井月增产量为13.86×104m3，经济效益显著。