苏里格气田节流器气井泡沫排水采气工艺探讨

惠艳妮，白晓弘，杨亚聪，田 伟，李旭日

（中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院、低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710021）

苏里格气田节流器气井泡沫排水采气工艺探讨

惠艳妮，白晓弘，杨亚聪，田 伟，李旭日

（中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院、低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710021）

随着井下节流工艺在苏里格低压、低产气田的普遍应用，节流气井的泡排工艺已成为泡沫排水亟待解决的问题之一。介绍了节流器井的特点及判断积液的方法，开展了井筒液面测试分析，总结出了适合苏里格气田节流器井的泡沫排水采气工艺。

苏里格气田；泡沫排水；井下节流；积液气井

苏里格气田是国际上罕见的“低压、低渗、低丰度”三低气田，气井投产后压力、产量均迅速降低，并不同程度产水，泡沫排水采气工艺技术凭借其成本低、工艺简单、见效快的优点成为排水采气工艺的首选。但由于苏里格气田气井普遍下有节流器，给泡沫排水采气工艺的实施带来了一定程度的局限性。因此，优化此类气井的泡沫排水采气工艺迫在眉睫。

1 井下节流气井泡沫排水特点

泡沫排水采气工艺是将起泡剂注入井筒，与井筒积液混合后，借助天然气流的搅动，产生大量低密度含水泡沫，降低液体密度，减少液体沿油管壁上行时的“滑脱”损失，提高气流的垂直举升能力，从而达到排出井筒积液的目的。但对于节流器井，由于泡沫的流通通道不通畅，在通过节流气嘴时会发生以下三种现象：

1.1 堆积现象

泡沫上升到节流嘴上游附近时有节流作用，会产生堆积，从而使节流嘴上游附近的压力升高、井底压力升高。堆积的泡沫在压力作用下直径变小，从而使得节流嘴前端的泡沫变得比较细密。

1.2 破泡和桥堵现象

由于节流嘴的孔径较小，泡沫在通过井下节流嘴时会破裂，并在节流嘴前产生堵塞（即桥堵）。同时，泡沫必须变形、拉长才能通过节流嘴，在拉长的过程中液膜会变薄，当液膜厚度达到临界厚度时就会破裂。破泡和桥堵使得泡沫通过节流嘴的速度降低、数量减少。

1.3 二次起泡现象

随着通过节流嘴气泡数量的增多，积液量会逐渐增加，被不断上升的气流搅动后会再次起泡，泡沫携带液体排出井口。

2 节流器井积液的判断标准

在生产状态下，气井日产气、日产液量和井口压力的波动均能反应气井井筒中液体积聚的特征，但对于井下节流气井，油套压差并不能准确反映气井的生产状况，因此不能合理的选择泡沫排水的时机。通过长期的研究和现场试验，总结出以下两种初步判断节流气井积液的方法：临界携液流量法和采气曲线法。

2.1 气井临界携液流量法

不同井口油压、油管规格临界携液流量理论计算结果（见表1）。

表1 不同井口油压、油管规格临界携液流量理论计算结果

根据苏里格气田实际生产情况，以理论计算结果的1/2作为井筒积液的判断标准，图1～图4表示了不同内径油管临界携液流量与井口油压的关系曲线图。

图1 76.0 mm内径油管

图2 62.0 mm内径油管

图3 50.7 mm内径油管

图4 31.8 mm内径油管

2.2 采气曲线动态分析法

采用以下采气曲线分析方法判断气井积液：（1）套压上升，产气量下降。以10天内套压上升大于20%、产气量下降大于20%为判断标准。

图5 积液气井采气曲线特征示意图1

（2）套压不变，产气量下降。以10天内套压不变、产气量下降大于20%为判断标准。

图6 积液气井采气曲线特征示意图2

（3）套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势。以套压、产气量波动幅度超过20%为判断标准。

图7 积液气井采气曲线特征示意图3

2.3 井筒压力梯度法

对于节流器井，如果要进一步确定准确的积液量，可以采用井筒压力梯度法判断油、套管气液界面位置，计算井筒积液量。流压或者静压测试是确定气井液面或者气井是否积液的最有效方法。压力测试是测量关井及生产过程中不同深度的压力，压力梯度曲线与流体密度和井深有关。对于单相流体，压力随深度基本呈线性关系。

测试井筒压力时，测试曲线存在拐点表明井筒积液，根据拐点位置确定气液界面深度h界。压力梯度大于0.1 MPa/100m表明测试流体为气液混相，压力梯度越大，液相含量越高。

对于节流器井：若节流器上方存在积液，则积液量为：

h节流器—节流器座封深度，m；h界—节流器上方气液界面深度，m；d—油管内径，m。

3 井下节流气井泡排工艺技术优化

2010-2011年，针对部分节流气井井筒积液问题，在苏里格气田共开展井筒液面测试分析30口井。

通过表2测试分析得出：

Qg＞0.5×104m3/d时，节流器上方无明显液相；

0.3＜Qg＜0.5×104m3/d时，节流器上方存在气液混相；

Qg＜0.3×104m3/d时，节流器上方存在明显积液段。

3.1 泡沫排水现场应用情况

3.1.1 苏X1井（Qg＞0.5×104m3/d）该井2007.8.20投产，产气量一直稳定在1.5×104m3/d，2008年底产量降至0.7×104m3/d左右，并且下降趋势，油套压差增大，波动较大。

2010年4月开展泡排试验，从套管加注起泡剂，油管排液，试验前油套压为1.3/8.60 MPa，日产气量0.5934×104m3/d，试验后 1.7/5.2 MPa，日产气量 0.6636×104m3/d，油套压差减小，波动缓和，产气量增加0.07×104m3/d。

3.1.2 苏 X2井（0.3＜Qg＜0.5×104m3/d）该井 2007.11投产，产气量由投产初期的3×104m3/d逐渐递减到0.3×104m3/d左右，2010年年初开始产水，水量在0.2 m3/d。

2011年4月开展泡排试验，采用油管加棒，油管排液，试验前油套压为0.6/5.6 MPa，日产气量0.3417×104m3/d，试验后 0.6/4.1MPa，日产气量 0.4678×104m3/d，油套压差减小1.5 MPa，产气量增加0.12×104m3/d。

3.1.3 苏X3井（Qg＜0.3×104m3/d） 该井2006.12投产，产气量由投产初期的1.3×104m3/d逐渐递减到0.2×104m3/d左右，2010年年底开始产水，水量在0.3 m3/d。

2011年4月开展泡排试验，从套管加注起泡剂，油管排液，试验前油套压为0.8/5.4 MPa，日产气量0.1523×104m3/d，试验后 0.9/5.2 MPa，日产气量0.1746×104m3/d，压差、产气量变化不明显，但可以保证连续生产。

3.2 节流气井的泡排工艺

针对测试和现场试验情况，结合苏里格气田生产情况，制定了节流器井泡沫排水采气措施：

表2 苏里格气田压力梯度测试统计表

3.2.1 轻微积液气井（Qg＞5000 m3/d）

（1）油管加注泡排棒、油管排液；（2）套管加注起泡剂、油管排液。

3.2.2 严重积液气井（Qg≤5000 m3/d）

（1）油管加注起泡剂、油管放空排液；（2）套管加注起泡剂、套管放空排液；（3）取出节流器，油管加注起泡剂后，再放空排液；（4）气举排液。

2011年，苏里格气田共开展泡沫排水采气工艺1100余口井，平均增产气量0.08×104m3/d，其中轻微积液气井平均增产0.17×104m3/d，排水采气效果明显。

4 结论

对于井下节流气井而言，无法通过油套压差来直观反映气井井筒积液情况,可以通过产量低于临界携液流量、套压逐渐上升、产量逐步降低等现象简单判断，采用井筒压力梯度法来确定准确的积液量。

节流器气嘴对泡沫有明显的破泡及桥堵效应，使得起泡剂的活性降低、泡沫的携液效果变差，从而减弱了泡沫排水的效果，甚至造成气井的积液。因此应该打破常规的起泡剂加注及排液模式，采用适合节流器井的积液判别技术，尽早发现产水及积液情况，调整泡沫排水采气措施，保障气井的正常、连续生产。

对于产气量大于5000 m3/d的轻微积液气井，可以通过油管加棒油管排、套管加液油管排的方法加注；针对产气量小于5000 m3/d的严重积液气井，可以采取油管加液油管放空排液、套管加液套管放空排液，或者取出节流器后油管加注再放空排液的方法，对于产水量较大泡排效果不明显的井则采用气举排液。

[1] 杨川东，等.采气工程[M] .北京：石油工业出版社，2000.

[2] 李旭日，等.井下节流气井泡沫排水采气机理研究[J] .天然气勘探与开发，2011，34（1）：54-59.

[3] 薛海东，等.井下节流气井泡沫排水采气工艺技术探索[J] .科技资讯，2008，23（4）：51.

[4] 李安建，等.泡沫排水采气工艺技术在苏里格气田的应用[J] .内蒙古石油化工，2008，19（23）：72-74.

Sulige gas field throttle gas well foam drainage gas recovery technology

HUI Yanni，BAI Xiaohong，YANG Yacong，TIAN Wei，LI Xuri
（Changqing Oilfield Company Oil&Gas Technology Research Institute，National Engineering Laboratory of Tight Oil&Gasfield Exploration and Development，Xi’an Shanxi 710021，China）

With the downhole throttle technology in Sulige gas field low voltage,low yield of universal application,throttling gas well foam discharging process has become one of the issues to be resolved for foam drainage.Introduces the features and detection of throttling gas effusion method,carry out the wellbore liquid level test analysis,summarizes the Sulige gas field throttling gas well foam drainage gas recovery technology.

Sulige gas field；foam drainage；downhole choking；liquid gas

TE371

A

1673-5285（2012）09-0016-04

2012－03-12

2012－05-07

惠艳妮，女（1983-），助理工程师，本科，主要从事采气工艺技术研究工作，邮箱：。