大池干气田老湾区块C6井排水采气工艺设计

闫方平，刘春艳，胡月红

(1.承德石油高等专科学校石油工程系，河北承德 067000;2.承德石油高等专科学校热能工程系，河北承德 067000)

老湾构造是大池干井构造带东南翼断下盘的一个潜伏构造，其与北面的磨盘场潜伏构造存在共圈并形成磨盘～老湾潜伏高带，两潜伏构造之间以正鞍相接，其主体大池干井构造为川东典型的高陡构造之一，地面出露最老地层为下三叠统嘉陵江组。老湾构造钻探工作始于1978年7月在构造南段以石炭系为目的层开钻的C3井，C37井于1989年11在老湾北端轴部偏西翼钻探，并于1992年10月试生产，1994年7月正试投产，截至2009年2月，气藏有生产井5口，日产气量53×104m3/d，生产套压7.74～21.67 MPa，生产油压5.61 ～12.31 Pa，历年累计采气 5.598 7 ×108m3，累计产水12 563 m3。

1 生产现状分析

C6井于2009年7月投产，初期产量5～6×104m3/d，产水300 m3左右，水气比50～60 m3/104m3左右，井口压力下降较缓慢。由于气井产水量较大，分离器分离不彻底，部分地层水进入管线，造成管线内气流阻力大，输压较高关井。8月管线整改(增加一套收发球装置)完成后开井生产，复产后气井产量不断上涨，由初期的4.4×104m3/d上涨到9.7×104m3/d，产水量基本稳定在280～300 m3之间，井口油压随着气量增加也不断上涨，油套压差逐渐减小，说明随着气井产量的上涨，气井带液能力增强，原滞留井筒内的液体已全部或大部分被带出。

2 排水采气工艺方案优选

C6井为气水同产，应尽量利用气井自身地层能量带出地层水，当气井不能正常带水生产时，可以通过排水采气工艺维持气井生产。综合考虑该井携液能力以及目前的生产情况，设计了250、300、350、400 m3/d四种排水规模，通过数值模拟进行了预测，综合考虑生产任务、增压时间、最终采气量等多种因素，建议试采期间将该井的排水规模确定为300 m3/d。同时，针对该井井深大、产气水量大等特点，初步选择气举排水采气［1-2］方案和电潜泵排水采气［3］方案。

2.1 气举排水采气方案

以(88.9+73.0+60.3)mm组合油管串结构情况，分析不同地层压力(30 MPa和25 MPa)、井口压力、注气压力、注气量条件下的最大环空掏空深度及最大产水量可知，在地层压力一定的情况下，井口压力越低，所需注气压力越低、注气量越小。结合气藏预测及气井节点分析，当井口压力降至4.0 MPa时采取气举排水工艺，建议气举注气压力12.0 ～14.0 MPa，注气量 3.0 ～5.0 ×104m3/d。

根据以上分析，设计气举排水采气方案如下:

方案一:在C6井新建增压机增压站1座(高压气举增压机1台)，利用C20井～巴营站管线天然气作为气举增压机增压气源，井口返出天然气经分离计量后，一部分经C6井至C20井～C39井管线输送至吊钟坝增压站增压机组增压后外输，一部分则作为气举增压机增压气源再次注入气井。

方案二:在C6井新建增压机增压站1座(高压气举增压机1台)，利用C20井～巴营站管线天然气作为气举增压机增压气源，井口返出天然气经分离计量后，一部分经C6井至C20井～巴营站管线输送至巴营站脱水后外输，一部分则作为气举增压机增压气源再次注入气井。

两种方案优缺点对比如表1所示。

表1 两种方案优缺点对比表

由方案对比表可以看出，方案一能达到300 m3/d的排水要求，更利于气井后期生产。因此推荐采用方案一。

2.2 电潜泵排水采气方案

根据对该井的井身结构、排液设计及电潜泵和地面设施配套工程的分析，电潜泵排水采气方案设计如下:

C6井油管产气(水)利用站内原有设备进行处理，C6井套管产气(水)利用新增的卧式气液分离器和计量装置进行处理，通过已建集气支线(Φ114.3×8.8-2.48 km)输送至C20井～巴营站集气管线管线。

2.3 方案对比优选

气举排水采气方案和电潜泵排水采气方案优缺点对比结果如表2所示。

表2 两种方案优缺点对比表

对比气举和电潜泵两种排水采气方案，根据气井生产条件、设备运行投资费用、设备运行参数、设备运用难度和可靠性等方面进行优选，优先推荐采用气举排水采气方案;当气井地层压力下降到气举工艺不适应时，推荐采用电潜泵排水采气方案。

3 气田水处理方案优选

气田水通常是指在采气过程中随天然气一同带出地面的地下水［4］，含有大量的重金属、固体悬浮物、各种无机盐、石油类等污染物质。大量气田水被带至地面，对气田水的处理制约和影响了天然气的生产。如不经处理直接排放会造成土壤板结，引起地下水污染等环境问题，那些产水量大和无外排条件的气田水，一般都采用回注方式［5-6］进行处置。

目前C6井生产气田水，主要回注到C55井，最大日回注水量为592 m3，而C55井目前的日回注能力仅为367.2 m3，已达到最大回注能力，并且回注井回注压力较高，回注速度也不能达到要求。因此对老湾区块进行地层水回注井论证之后，确定C35井作为该区的回注井。

由于C6井产水量按照300 m3/d进行设计，为保证气田水正常输送，管线输送能力按照300.0 m3/d进行计算，设计方案如下。

方案一:新建C6井～C35井气田水管线

气田水水量、输送管道参数如表3所示，气田水回注管网改造后流程示意图如图1所示。

表3 气田水量及输送管道参数表

根据管道布置及管径，总管线的水力计算结果如表4所示。

表4 总管道水力计算结果表

从表中可以看出，采用DN50的气田水输送管线输送300.0 m3/d的气田水时需要780.8 m的水头损失，流速3.56 m/s;采用DN100的气田水输送管线输送300.0 m3/d的气田水时需要124.7 m的水头损失，流速0.88 m/s。因此，为保证气田水正常输送，建议采用PN5.5 DN100的玻璃钢管线。

方案二:新建C39井～C35井气田水管线

气田水量、输送管道参数如表5所示，气田水回注管网改造后流程示意图如图2所示。

表5 气田水量及输送管道参数表

根据管道布置及管径，总管线的水力计算结果如表6所示。

表6 总管道水力计算结果表

从表中可以看出，采用DN50的气田水输送管线输送300.0 m3/d的气田水时需要811.8 m的水头损失，流速3.56 m/s;采用DN100的气田水输送管线输送300.0 m3/d的气田水时需要155.7 m的水头损失，流速0.88 m/s。因此，为保证气田水正常输送，建议采用PN5.5 DN100的玻璃钢管线。

根据方案一和方案二对比可知，方案二投资成本少，经济效益好，且C55井和C35井既可回注C6井的气田水，又可回注吊钟坝片区和老湾部分井站的气田水，推荐采用方案二。

4 结论

1)通过对气藏构造及储量分析，将C6井排水规模确定为300 m3/d，为气藏排水采气方案的制定提供依据。

2)通过各种性能参数的对比，优先推荐采用气举排水采气方案，当气井地层压力下降气举工艺不适应时，推荐采用电潜泵排水采气方案。

3)通过对气田水回注现状分析及方案对比，确定C35井做为C6井气田水的回注井，并推荐采用“新建C39井～C35井气田水管线”改造方案进行气田水处理。

［1］黄艳，佘朝毅，马辉运，等.四川盆地气田排水采气工艺技术研究与应用［J］.钻采工艺，2008，31(5):66－69，72.

［2］高贵民，朱世民，刘东，等.苏4-14井借气气举排水采气技术［J］.石油钻采工艺，2006，28(4):42－45，49.

［3］钟晓瑜，黄艳，张向阳，等.川渝气田排水采气工艺技术现状与发展方向［J］.钻采工艺，2005，28(2):99－100.

［4］叶燕，高立新.对四川气田水处理的几点看法［J］.石油与天然气化工，2002，30(5):263－266.

［5］徐菊芳，李伟，肖科，等.中坝须二气藏与雷三气藏气田水回注配伍探讨［J］.石油与天然气化工，2002，31(5):283－285.

［6］向斌.气田产出地层水回注水质指标实验研究［J］.钻采工艺，2007，30(1):116－117.