华忠志，刘 洋，张 腾，刘丽萍，王 波

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西西安 710016）

靖边气田分布10 个富水区和112 个产水单井点，通过前期气藏工程分析论证，制定了“内排外控、以排为主”的开发对策，取得了良好的效果。随着地层压力持续降低，富水区内部产水量大于10 m3的气井自主携液生产困难，地层水无法得到有效采排，井筒表现出不同程度积液特征，导致地层水体向外围低压气区水侵，严重影响气藏整体均衡开发。根据相关理论研究，泡排工艺可将气井临界携液流量降低30 %～40 %，根据目前气井压力计算连续携液流量为1.5×104m3/d，对于日产气量小于1.0×104m3高产水气井助排效果有限。同时，高产水气井含硫化氢及二氧化碳等酸性气体、地层水矿化度高达200 g/L，生产后期井筒腐蚀、结垢等问题日益凸显，制约了柱塞气举、速度管柱排水采气等工艺实施。因此，需开展高产水气井排水采气工艺技术攻关，提高气井长期稳定生产能力。

1 目前气举工艺适应性分析

靖边气田采用多井高压集气模式，单井采气管线同沟敷设注醇管线，注醇管线规格一般为27 mm×5 mm。针对高产水气井携液困难的问题，结合地面工艺流程特点，利用注醇管线作为气举注气管线，靖边气田在2006 年开展了同站高压气源井助排工艺试验[1]，2011年利用集气站外输气开展了撬装压缩机气举辅助泡排工艺试验[2]，均取得了良好的试验效果。但随着气田逐渐进入开发中后期，高压气源井井口压力逐年降低，已无法满足气举压力需求。同时，受部分井注醇管线较长（6 km～10 km）、管线起伏大、内径小，高产水井分布不集中及集气站需配套工艺流程改造等因素影响，利用站场外输气进行循环气举工艺现场未进行推广应用（见表1）。

表1 不同注醇管线长度下25 MPa 气举压力对应的被气举井井口压力

2 井口连续循环气举工艺设计

基于上述分析，提出了在井口进行注气气举助排的技术思路，通过降低气举压力损失、提高注气量，从而进一步提高气举效率。

2.1 工艺原理及流程

目前气田常用的气举工艺有氮气气举、天然气压缩机气举等两种工艺[3]，其中氮气气举需要制氮车、增压车，都采用燃油发动机，其作业成本相对较高，而天然气压缩机组其燃料气、工艺气均可采用天然气，综合经济因素优选天然气压缩机作为气举设备。因单井井口无外来气源，制定了以下循环气举工艺流程（见图1）。初期关闭4#闸阀，集气站一级分离天然气作为气源，通过单井采气管线、采气树8#、9#、11#阀进入三相分离器进行二级分离，然后经压缩机增压后注入气井油套环空。当达到设计注气压力后，打开4#阀门开井生产，井口产出天然气部分经8#、10#阀进集气站生产流程，部分经11#针阀节流降压、分离后循环注入套管，实现连续循环注气气举。同时，针对部分集气站背压高影响气井连续携液的问题，增设了单井增压生产流程。

图1 井口循环注气气举流程示意图

2.2 主要工艺参数设计

2.2.1 压缩机 靖边气田下古井的井深在3 300 m～3 800 m，为满足初期气举复产及后续气举助排，选择CTY270 天然气压缩机组，采用四级压缩，最大排气压力35 MPa，进气压力0.6 MPa～2.0 MPa，日处理气量1.3×104m3～5.0×104m3。

2.2.2 分离器 为保证井口气液分离效果及满足节流降压需求，选择LRC30/50 型三相分离器，日处理气量30×104m3，日处理液量≥50 m3，允许最高操作压力8.5 MPa。

2.2.3 配套设施 现场安装2 具30 m3玻璃钢储罐，分离器出口增设放喷流程、简易火炬，满足生产期间井口放喷排液、气田采出水及含硫天然气安全排放技术要求。

3 现场试验及效果评价

靖边气田下古直井采用酸化生产一体化管柱，未下入气举阀。因此，前期试验阶段主要采取硬举助排方式，为保证实施效果，需选择地层压力较高、具有一定产能的气井实施。

3.1 试验选井

选择了单井产水点的G1 井，为1 口高产水气井，试气无阻流量27.8×104m3/d、日产水30 m3，投产即积液。2013 年采取压缩机气举复产后，初期日产气量1.5×104m3、产水22 m3，后期随着产能降低，油压降至集气站系统压力5.6 MPa，采取关井恢压、泡排等助排措施效果不明显，日产气量降至0.3×104m3、产水0.8 m3，套压由13 MPa 持续升至22.3 MPa，井筒积液严重。阶段累计产气量900×104m3、产水13 000 m3，水气比达到14.4 m3/104m3。

3.2 注气参数设计

3.2.1 气井产能分析 利用G1 井基本资料和气井生产数据，通过计算获得产水气井气相和液相产能方程。

图2 G1 井IPR 及井底流压变化曲线

表2 井底流压预测

根据前期生产动态，气井配产1.5×104m3/d 时水气比较为稳定，现场计划试验150 d，以此预测IPR 及井底流压变化曲线（见图2）。

3.2.2 井筒节点压力分析 以集气站系统压力5.6 MPa计算井口油压6.0 MPa，气藏中深3 350 m，油管内径62 mm，以日产气量1.5×104m3，分别预测回注气量0.3×104m3/d～1.0×104m3/d、日产水量5 m3～20 m3时井底流压。可看出，当回注气量大于0.5×104m3/d 时，井底流压在12.4 MPa～11.7 MPa，气井能够实现协调生产（见表2）。

3.3 试验效果评价

3.3.1 压缩机气举复产 G1 井作业前油套压10.94/18.89 MPa，长期积液停产关井。采取套管反举+井口放喷排液复产方式，气举压力升至21.5 MPa 时开始出液，压缩机累计加载218 h、注气量30.84×104m3，排液462 m3后气井恢复生产能力，日产气量0.8×104m3～1.8×104m3波动、产水8 m3～20 m3，生产不稳定。

3.3.2 循环注气气举助排 现场开展了72 d 试验，初期制定了每天循环注气12 h～15 h，压缩机回注气量0.5×104m3/d～0.8×104m3/d，基本最低进气压力0.6 MPa运行。气井日均产气量1.34×104m3、产水量17.8 m3，油压5.0 MPa～6.1 MPa 波动，压缩机发挥了气举及抽吸降压双重作用。受地层供液不稳定影响，套压呈小幅上升趋势，因此定期提高注气量并配合井口放喷，每次带液25 m3～35 m3。试验期间累计产气91×104m3、产水1 230 m3，回注气量60.3×104m3，注采比为1:1.5，措施增产效果明显（见图3）。

图3 G1 井循环注气气举期间动态曲线

4 结论及认识

（1）结合靖边气田高产水气井气举助排实施效果，提出了井口循环注气气举技术对策，并开展了工艺设计，可有效降低气举压力损失、提高注气量，满足井口放喷排液生产需求。

（2）现场应用情况表明，小型撬装压缩机+采出气循环利用工艺适用于高产水井单井排水采气，气举同时发挥抽吸降压作用，可有效提高气井稳定生产能力，具有一定推广应用前景。