苏里格气田降油压套气排水采气工艺浅析

陈晓刚，徐文龙，韩勇，曾萍，曹毅，宋洁，马海滨

（1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018）

苏里格气田降油压套气排水采气工艺浅析

陈晓刚1，2，徐文龙1，2，韩勇1，2，曾萍1，2，曹毅1，2，宋洁1，2，马海滨1，2

（1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018）

气井在进入低产气量、弱携液能力的生产中后期时，压力和产量下降很快，导致部分气井出现积液问题，苏里格气田采取了多种排水采气措施以恢复这些气井的生产。由于气举复产需使用大型的高压制气设备，所以其作业过程往往风险大、投资高。降油压套气排水采气工艺是一种气举复产的新思路，通过降低气井井口压力以排出积液、提高产量，达到使气井“复活”的目的。通过详细论述工艺原理，并与气举复产进行工艺比较；同时研究、分析气井的生产规律和排液过程，设计了降油压套气排水采气的工艺流程。最终经分析、论证，认为该工艺较气举有投资低、风险小、见效快的优势，在苏里格气田的工艺特点和条件下可行。

苏里格气田；工艺机理；排液规律；排水采气工艺

随着苏里格气田的逐年开发，已有相当一部分气井进入低产气量、弱携液能力的生产中后期。这部分气井地层压力和产量下降很快。如果气流能量不足，地层水在举升过程中由于滑脱效应将逐渐在井筒里及井底近区积聚，对气井造成严重危害，气体的流动阻力将增大，严重制约着天然气井的正常生产和产能发挥［1］。

排水采气工艺是气田开采过程中的重要工艺，是解决“气井积液”的有效方法［2］，近年来苏里格气田已开展了泡沫排水（物理化学法）、高压气举、柱塞气举及优选管柱排水采气（机械法排水采气）等工艺措施，对单井排水采气积累了一定的技术和经验。对于积液严重的气井，目前采取的手段主要是气举复产，通过大型设备产生高压气体注入套管，产生巨大作用力带出积液。

降油压套气排水采气工艺是一种新的排水采气思路，该工艺通过降低油管压力，使套管内的液面下降至油管鞋处，利用进入油管的高压套气排出井筒积液。采用该工艺可十分简捷、有效的排出井筒积液，增加气井产气量。

1 工艺机理

气井正常生产时的井筒流动状态（见图1），地层中的气液混合物从井底分别流入套管和油管中。图中：Pc为套压，Pt为油压，Pa为气体流动摩阻，H2为套管内液位高，（H1+H2）、H3为油管内液位高，γ为液体重度kg·f/m3。

降油压套气排水采气工艺是诱喷排水的一种方式。通过小型压缩机对井口进行抽吸，使油管内的油压Pt逐渐下降，增大了油压和套压之差；随着油压的不断降低，套管内的液体逐渐被套气压入油管（使图中的H2逐渐降低、H3逐渐升高），当套管内液位H2降至油管鞋口时，套管内的高压气体进入油管，将油管内的液体排出，从而达到排出积液、使气井“复活”的目的。

图1 气井正常生产状态液面示意图

图2 降油压排水采气工况液面示意图

2 工艺流程及可行性分析

2.1 气井的自行排液过程

很多气井在生产过程中，套压和产气量曲线一般会呈现出锯齿状波动，其原因是气井产生了自行排液，其生产曲线图和排液过程（见图3、图4）。

（1）从地层进入气井的天然气和产出液一部分进入油管、油管内积液面不断上升，气体流经油管的压力损失增大，产气量下降；另一部分进入套管，套压不断上升，同时套管内的液体也逐渐被气体压入油管（见图4①②③）。

（2）当套压上升到一定程度时，套管内的液体下降至油管鞋口处，高压套气从油管中喷发出来、带出大量的积液（见图4④）。

（3）当完成一次套气喷发后，油管内的液柱高度被大幅度降低，产气量明显上升，同时大量套气进入油管、携水喷发后，套压明显下降，因而产生了第一个锯齿形（见图4⑤）。

（4）随后在气井采气过程中，气体和液体进入油套管（见图4⑥），积累到一定程度时又一次发生套气喷发，当套气带出大量井液后，套压下降、产量上升。随着这种循环的不断进行，气井形成了上述锯齿状的生产曲线。

2.2 工艺流程设计

（1）气井正常生产时阀门1开启，当准备进行抽吸时，先关闭阀门1，再开启压缩机。

（2）随着压缩机的不断抽吸，油压降低，当油压降低到一定程度后，油套环空里的液位逐渐降至油管鞋口，气井产生了套气喷发。

（3）此时通过油管的气量和液量迅速增加，油压迅速上升，远超管网压力，因此大量气液通过旁通单流阀直接外输。这时，可关闭压缩机，打开阀门1生产。

（4）气井在套气喷发时带出了井筒中大量的积液，喷发结束气井内状态达到一新平衡点时，油管内液位将显著低于喷发前液位，通过油管的气体流动阻力将明显降低，因此气井产气量明显增加。

图3 气井套压-产气量曲线图

图4 气井自行排液过程示意图

图5 降油压套气排水采气工艺流程图

2.3 可行性分析

2.3.1 工艺优缺点利用气井间歇自行排液的生产特性，降油压套气排水采气工艺通过压缩机抽吸降低井口油压，人为使气井产生套气喷发，短时间即可达到很高的流量，排出井液；还可缩短气井的排液周期，将聚集在套管中的气体及时释放出来，提高采气效率。

该工艺具有其它排水采气措施无法比拟的优势：（1）作业时间短，一般一次作业压缩机抽吸时间为十几分钟到一个小时就可以完成；（2）利用气井自身的能量；（3）可及时释放出积聚在套管内的天然气。目前应用于苏里格气田的排水采气工艺的作用机理和优缺点（见表1）。

表1 苏里格气田气举排水采气工艺对比分析表

从理论上来说，该工艺存在一定的缺点：当压缩机将油管内的压力抽成负压后若套管内的液位仍不能降至油管鞋处，则套气无法进入油管，因此套管内液位过高的气井，无法开展该工艺。

对于此类气井，单独进行降油压排水采气工艺将没有效果，需结合气举和其他排水采气工艺，先降低油管内的液位后才能使用该工艺进行排水采气。

2.3.2 工艺适应性

（1）适合开展的气井：已经采取过气举措施的水淹井或者套管内液位较低的井，开展该工艺可以辅助气井排出井筒积液，提高产量，达到复产的目的。自行喷发周期过长或套压持续上升的气井，开展该工艺可以达到缩短气井的自行喷发周期，延长气井连续生产时间的效果。

图6 降油压套气排水采气的工艺特点

（2）不适合开展的气井：套管内液位过高或套压过高的气井。由于压缩机不可能将油压抽至零甚至负压，当抽至一个极限值时，油压无法再降低，但套管内的液位还未下降至油管鞋处，所以无法产生套气喷发，该工艺应用在这类气井时不会取得明显的排水采气效果（见表2）。

表2 降油压套气排水采气工艺适应性分析表

3 认识及结论

（1）降油压套气排水采气工艺是通过井口的小型压缩机对气井进行抽吸，降低油管压力、打破油管鞋处的液封面，使积液井产生高压套气喷发。降油压套气排水采气工艺较气举复产工艺而言，可避免使用压缩机、制氮车等大型设备从套管注入高压气体，该工艺充分利用气井的天然能量，其成本低、风险小、见效快，可以满足苏里格气田的工艺特点和特殊条件。

（2）降油压套气排水采气工艺不仅可以排出气井积液、增加产气量，恢复气井生产；同时通过人为诱喷，还可缩短气井的自行排液周期，延长连续生产时间，提高气井的采气效率。

（3）降油压套气排水采气适合于：①套管内液位较低的井，可对其进行排液复产；②套压持续上升的气井，可缩短气井的自行喷发周期；该工艺还存在一定的局限性，其不适合于套管内液位过高的气井，因此在作业之前需对气井的井底压力和井筒积液的液面高度进行准确测量。

［1］高锋博，史建国.排水采气工艺技术进展及发展趋势［J］.内蒙古石油化工，2008，（2）：56-58.

［2］李士伦.天然气工程［M］.北京：石油工业出版社，2008.

［3］金忠臣，杨川东.采气工程［M］.北京：石油工业出版社，2004.

Study on lower tubing pressure casing gas drainage by compression pump technique in Sulige gas field

CHEN Xiaogang1，2，XU Wenlong1，2，HAN Yong1，2，ZENG Ping1，2，CAO Yi1，2，SONG Jie1，2，MA Haibin1，2
（1.Sulige Gas Field Research Center of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China；2.Exploration and Development National Engineering Laboratory of Low-Permeability Oil and Gas Field，Xi'an Shanxi 710018，China）

The pressure and fluid carrying capacity of a gas well drops sharply after its initial production stage.It brings about that some of the gas wells run with low efficiency and the production reduces quickly，and the wellbore fluid of the gas well could not carry out by itself.Technicians of the Sulige gas field carries out various drainage gas recovery in order to recover those wells，such as foaming drainage，coiled tubing，which all take good results. Regular way to resume production for those heavy wellbore fluid wells was gas lift，to which requires huge equipment，it causes strong hazard for people to operate with and high investment.Lower tubing pressure casing gas drainage is a new way of gas lift，it reduce wellhead pressure by compression pump technique in order to"revive"the gas well.It expounds technical principle by analyses unloading rule of a typical gas well.It also designed the techno－logic flow of the lower tubing pressure casing gas drainage.This new technique has the superiority that lower investment and lower risk compared with other gas lift techniques，so it is feasible in particular condition of the Sulige gas field.

Sulige gas field；technique theory；unloading rule；drainage gas recovery

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.08.017

TE377

A

1673-5285（2015）08-0062-04

2015－07-13

陈晓刚，男（1985-），2008年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，现在长庆油田从事采气工艺方面工作，邮箱：cxg2_cq@petrochina.com.cn。