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(nèi)蒙古鄂爾多斯017300）

蘇10區(qū)塊“主動型”泡沫排水采氣措施應(yīng)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(nèi)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(shù)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(dǎo)致氣井的產(chǎn)量波動大，瞬時流量下降明顯，而且井底長期積液會導(dǎo)致產(chǎn)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(chǎn)作用。在此實驗基礎(chǔ)上，優(yōu)化積液井臨界攜液流量的經(jīng)驗公式，配合實際生產(chǎn)曲線，達(dá)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(chǎn)氣井451口，閥室9座，日產(chǎn)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(chǎn)，井口至站間系統(tǒng)壓力0.4 MPa～0.5 MPa范圍內(nèi)。

隨著開發(fā)時間的延長，蘇10區(qū)塊積液井越來越多，達(dá)286口，占總井?dāng)?shù)的67.5%，精細(xì)化管理難度較大，穩(wěn)產(chǎn)面臨挑戰(zhàn)。為確保此類井的正常采氣，減緩氣藏產(chǎn)量遞減和提高采收率，在生產(chǎn)過程中需采取排水采氣的生產(chǎn)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(chǎn)量的主要增產(chǎn)措施，是目前氣田上應(yīng)用最為廣泛，效果較為明顯的增產(chǎn)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(dāng)氣井開始積液時，積液對氣井產(chǎn)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(chǎn)量急劇下降至關(guān)井恢復(fù)。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(dǎo)致氣井井筒積液在毛細(xì)管力的作用下反向滲吸進入地層近井地帶，導(dǎo)致反滲吸水鎖，影響氣井產(chǎn)能。

1.2排水采氣時間節(jié)點選擇無標(biāo)準(zhǔn)

目前的蘇10區(qū)塊的泡排作業(yè)主要根據(jù)泡排注劑計劃表進行周期性注劑，同時結(jié)合實際積液情況，對積液嚴(yán)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(biāo)準(zhǔn)，主觀性較強。

2　“主動型”泡沫排水采氣措施應(yīng)用及效果評價

2.1“主動型”泡沫排水采氣工藝

針對有產(chǎn)能并有一定產(chǎn)水周期的積液井，在達(dá)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(chǎn)過程中將井底積液攜出，保持氣井產(chǎn)量相對穩(wěn)定，減少井底積液對氣井產(chǎn)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(yīng)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(yīng)變的直接和主要因素，根據(jù)表中數(shù)值，做出斜拉索索力與壓力環(huán)傳感器應(yīng)變之間的關(guān)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(chǎn)動態(tài)曲線分析試驗井目前生產(chǎn)現(xiàn)狀。

根據(jù)每口井的生產(chǎn)動態(tài)曲線，確定目前各井的生產(chǎn)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(chǎn)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(shè)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(dǎo)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(yīng)的最小攜液產(chǎn)量或臨界產(chǎn)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(shù)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(shù)據(jù)可以擬合出臨界攜液流量計算公式，當(dāng)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(jù)實際生產(chǎn)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(yán)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(xiàn)場實際應(yīng)用需要。

表1　試驗井生產(chǎn)現(xiàn)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(shù)代入的公式如下：

根據(jù)表4中的生產(chǎn)數(shù)據(jù)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(chǎn)42 h，瞬時流量達(dá)到0.64×104m3/d，之后開始積液。因此采取關(guān)井恢復(fù)，當(dāng)油壓達(dá)到4.89 MPa時開井，連續(xù)生產(chǎn)42 h，瞬時流量達(dá)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(chǎn)動態(tài)，記錄生產(chǎn)數(shù)據(jù)。其他氣井以同樣的方式進行試驗，實驗數(shù)據(jù)（見表4）。

表4　試驗井實驗數(shù)據(jù)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(chǎn)18 h，憑借自身地層能量能夠?qū)⒕追e液攜出。18 h后達(dá)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(yán)重影響了瞬時流量，平均瞬時流量為0.66× 104m3/d，累計生產(chǎn)18 h后關(guān)井恢復(fù)，產(chǎn)量為1.19×104m3。采取措施后，關(guān)井壓力恢復(fù)至相同水平，開井生產(chǎn)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(chǎn)時間內(nèi)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(chǎn)時間為65 h，與實驗前相比，相同時間產(chǎn)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(chǎn)時間23 h，增產(chǎn)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(chǎn)（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(chǎn)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(chǎn)27 h，這段時間內(nèi)氣井的凝析水能夠被氣流攜出至地面流程。生產(chǎn)27 h后瞬時流量達(dá)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(dá)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(chǎn)24 h后，瞬時流量達(dá)到臨界值開始積液，油套壓差上升明顯，生產(chǎn)59 h后開始關(guān)井恢復(fù)。在整個生產(chǎn)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(chǎn)氣量為2.543×104m3。采取措施后，關(guān)井壓力恢復(fù)至相同水平，開井生產(chǎn)20 h后開始注劑，注劑后生產(chǎn)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(biāo)準(zhǔn)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(chǎn)3.364×104m3，增產(chǎn)0.821×104m3。可以看出，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(chǎn)效果，同時能夠有效防止井底積液，降低長期積液對產(chǎn)層的損害。

圖3　蘇10-24-33井實驗前后生產(chǎn)曲線對比圖

圖4　蘇10-24-25井實驗前后生產(chǎn)曲線對比圖

表6　試驗井實驗結(jié)果統(tǒng)計表

其余試驗井實驗結(jié)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(dá)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(dá)到增產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)氣量：通過對8口實驗井的結(jié)果統(tǒng)計，累計增產(chǎn)氣量可達(dá)6.63×104m3，增產(chǎn)效果明顯，說明主動型排水采氣措施能夠有效提高單井產(chǎn)能，具有一定經(jīng)濟效益。

3　結(jié)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(dǎo)致的氣井瞬時流量迅速下降，同時減少井底長期積液對產(chǎn)層造成的傷害，保證氣井穩(wěn)產(chǎn)的同時提高單井產(chǎn)量。

（2）通過理論計算和現(xiàn)場實驗相結(jié)合，優(yōu)化積液井臨界攜液流量的經(jīng)驗公式qsc=0.199P+0.586，配合實際生產(chǎn)曲線，達(dá)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(jié)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?dāng)y液新觀點［J］.石油勘探與開發(fā)，2001，8（5）：105-106.

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TE377

A

1673-5285（2016）10-0023-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.006

2016-08-14