延长气田排水采气效果分析

李成福 刘科如 郭向东 刘宝平 任 婷 贺 杰 秦远成

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司延长气田采气一厂2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院）

延长气田排水采气效果分析

李成福1刘科如1郭向东1刘宝平1任 婷2贺 杰1秦远成1

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司延长气田采气一厂2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院）

快速有效地排出井筒积液是保障延长气田积液气井高效、持续生产的关键。通过对延长气田积液井现状的分析，归纳对比了目前试验的提产排水、间歇生产排水和泡沫排水等排水采气试验效果，结果表明提产排水可作为中高产井的排水措施，间歇生产排水和泡排相结合可作为低产水井的排水措施，泡排排水采气是可全面推广应用的排水措施。图11表3参12

延长气田气井井筒积液排水采气临界携液流量

0 引言

延长气田于2012年投入开发，属于典型的“三低”气藏（产能低、压力低、产量低）。气井地层压力系数偏低(0.68～0.95)、气层埋藏2000～3500 m、地层温度80～100℃。目前有气井110余口，采用定产生产模式开发。大多数气井在生产初期均出现不同程度的井筒积液，严重威胁气井的稳定生产，大大降低了气田和气井采收率［1］。因此，如何快速有效地排出井筒积液就成了保障这部分气井持续稳定生产的关键。

目前各大气田用的排水采气工艺众多，包括泡沫排水、优选管柱、柱塞气举和机抽等方法，适用条件各有不同，优缺点也略有差异[2-3]。延长气田在借鉴国内外各气田成功的排水采气措施的基础上，分析气井井筒积液的原因，初步形成了“以最小携液理论为指导，以提高瞬时流量增大生产压差排液为核心，以泡沫排水采气和间歇采气为辅”的排水采气工艺，并取得了一定的效果[4-5]。

图1 高产井（QAOF≧10×104m3/d）提产期间日产气与临界携液流量对比图

图2 中产井（4×104≦QAOF＜10×104m3/d）提产期间日产气与临界携液流量对比图

1 提产排水效果分析

提产排水原理是利用气井自身的能量来提高瞬时流量（大于油管临界携液流量）、增大生产压差，从而达到减少井底积液回压、增加气井产量的排水采气方法，其具有操作简单、实施方便、工艺投资少、排水效果明显的特点[6-7]。

1.1 现场应用效果

截止2014年12月，气田累计开展提高瞬时流量排水采气试验42口85井次，包括高产井（QAOF≧10× 104m3/d）14口，中产井（4×104≦QAOF＜10×104m3/d）15口和低产井（QAOF＜4×104m3/d）13口。

从提产排水试验期间高中低产井的日产气和临界携液流量对比图（图1、图2、图3）可以看出，高中产井经过提产后均能达到气井临界携液流量之上，对应油压值均有所回升，日均产水量较提产前也有明显提高（图4、图5），其中高产井日产水由0.66~0.98 m3，油压平均回升3.21 MPa；中产井日产水由0.43 m3提高到0.71 m3，油压平均回升3.05 MPa。而低产井大部分井由于地层压力太低经提产后仍然无法达到临界携液流量之上，油压回升幅度不大只有1.43 MPa，日均产水量和提产前比变化不大只增加了0.11 m3（图6）。

图3 低产井（QAOF＜4×104m3/d）提产期间日产气与临界携液流量对比图

图4 高产井（QAOF≧10×104m3/d）提产期间油压上升值与日均产水值

图6 低产井（QAOF＜4×104m3/d）提产期间油压上升值与日均产水值

通过对提产排水效果分析，42口提产排水气井中，29口高、中产井排水效果十分显著，而13口低产井排水效果较差。因此，提高瞬时流量增大生产压差排液逐渐成为气田针对中、高产积液井排液的主要措施之一。

1.2 提产排水实例分析

以Y196井为例，该井最高关井压力17.0 MPa，无阻流量4.7×104m3/d，为一口中产井。于2012年4月12日以1.0×104m3/d的定产制度开井生产，开井油压为19.6 MPa（由于没有安装套压表，无法读取套压数据），到2013年4月，油压降至12.6 MPa，日均产气量0.8×104m3，日均产水量只有0.08 m3，初步判断井底产生积液。因此，分别于2013年5月份、6月份对Y196井进行了两次提产排水（图7）。

图7 Y196井生产动态曲线图

从图7可看出，正常配产下，Y196井产水量较少，日均产水量仅为0.08 m3。提产排水期间，日产气量高于临界携液流量，日均产水量达到0.4 m，产水量明显增大，排水效果较好。

图8 S15井生产动态曲线图

2 间歇生产排水效果分析

由于低产井提产排水效果差，延长气田开展了“每天间开（气井每天开井1～6 h,日总产气量不变）”间歇生产制度试验。有效解决了以往低产气井采用排水采气工艺技术难以达到稳定生产和及时排出井底积液的难题，为低产气井的稳定生产提供了一条有效的途径[8-9]。

2.1 现场应用效果

通过对比间歇生产前后油压上升值和日均产水量增加值，发现间歇生产一个月后，井口压力得到恢复，油压均上升，日产水量都有所增加，有效地提高了低压低产气井的利用率，每天间开井的月平均生产天数从9.4 d上升到29 d,气井利用率由31.34%提高到了96.67%，充分发挥了低产井的最大潜能。

2.2 间歇生产排水实例分析

S15井无阻流量为3.7195×104m3/d，生产层位为本溪。于2012年4月20日以7500 m3/d的定产制度开井生产，开井油压21.0 MPa，从2012年10月中旬开始，油压从17 MPa下降至13 MPa，平均日产水0.1 m3。整个生产过程中，由于气井不能有效连续的携带积液，导致油压持续下降、气井无法正常生产。

鉴于该井不能正常生产，于2013年10月17日开始采取了改变生产周期的方法进行间歇式生产试验（图8），通过3个周期的间歇式生产试验，油压上升至14MPa，油套压差控制在1MPa以内。其中，“开一关一”期间油套压差降为1MPa以下，日均产水量为0.32m3，携液效果良好；“开二关二”试验期间，平均油套压差控制在0.8MPa以内，日均产水量0.14 m3，平均日产气量较间开前增加3261 m3，间开效果良好。因此，于2014年6月29日将该井调整为连续生产井，日均产气量20000 m3，日均油套压差降到0.6 MPa左右，日均产水量为0.26 m3，截止目前该井保持连续正常生产。

3 泡沫排水效果分析

泡沫排水采气基本原理为向井底注入某种能够遇水产生泡沫的表面活性剂，当化学药剂与井底积液接触后，可借助于天然气流的搅动，把水分散并生成大量低密度的含水泡沫从而改变了井筒内气水流态，这样在地层能量不变的情况下，提高了气井的带水能力，把地层水举升到地面[10-12]。

3.1 现场应用效果

延长气田经过不断摸索优选出HY-3K、HY-5系列起泡剂和HY-X系列消泡剂。注入方式采用从油管投放泡排棒和从油套环空注入液态起泡剂两种方式。消泡剂加入方式为在站内进站阀组处注消泡剂。截止目前，通过对气田进行的66井次泡排数据的分析得出，3次效果差（S19井、S9井、S5井），其它63次泡排使气井油套压差明显减少，产气量、产水量增加，施工均有效果，泡排成功率高达95%。

3.2 泡沫排水实例分析

（1）液态起泡剂与泡排棒效果对比分析

为了对比液态起泡剂与泡排棒在泡排作业中的效果，对单一投入泡排棒和单一注入液态起泡剂的泡排作业效果进行了详细分析，发现当单一使用泡排棒时，泡排后井口油压、套压均下降，油套压差值仍然大于2 MPa，泡排效果差（表1）。然而单一注入液态起泡剂时，泡排后油压上升、套压降低，油套压差值缩小至2 MPa以内，泡排效果好（表2）。

表1 单一使用泡排棒的泡排数据记录表

表2 单一使用起泡剂的泡排数据记录表

由于泡排棒是从油管投放，在油管内部受井筒内向上流动气体的举升作用，当泡排棒与油管内部积液接触时即被融化，不能落到井底，故无法与井底积液进行充分混合，泡排棒只能使油管内部有限且少量的积液产生低密度泡沫，而滞留于油套环空内大量的积液则无法排除井筒，所以泡排作业时，单一使用泡排棒的泡排效果较差。建议后期泡排施工时，采取“投泡排棒+注起泡剂”两种方式结合，使油管内部积液和油套环空积液同时起泡，从而将井筒内积液有效排出。

（2）起泡剂原液量与油套压差的定量关系摸索

井口油套压差值可以间接反映井筒内积液量的多少，而井筒内积液量的多少决定着泡排作业所需的起泡剂原液量，为摸索井口油套压差与起泡剂原液量之间的定量关系，对泡排效果良好的起泡剂原液注入量和对应泡排结束后油压上升值做了统计分析。结果表明，起泡剂原液量与泡排期间油压上升值呈一定线性关系（图9），后期泡排中，可以根据油套压差，参考此公式估算泡排所需的最优起泡剂原液量。

图9 油压上升值与起泡剂原液量关系图

3.3 井下节流气井泡排试验

随着延长气田的不断发展，具有成本低且安全系数高等优点的中低压集气方式将是气井集气方式的大趋势，那么中低压集气井的排水工艺也是不久的将来气井管理工作者日常工作之一。为了摸索和总结中低压集气井的排水工艺，气田对唯一一口中压集气井（S26井）进行了泡排试验(表3)。

表3 S26井泡排数据记录表

从表3中可以看出，S26井泡排时选择泡排棒和起泡剂两种方式，泡排之后，虽油压上升，套压下降，但泡排后套油压差仍较大（5 MPa），泡排效果不理想。

通过S26井泡排前的静压测试曲线图（图10），可以看出S26井在1300 m处压力梯度出现拐点，根据压力梯度积液位置判别法可以知道，S26井的积液面位置在1300 m附近。

泡排效果不理想的原因：

（1）由图11可以看出，S26井井下节流器在1700 m附近，积液面在井下节流器之上400 m处，泡排时井筒内积液严重，井筒内静液柱压力过高，对产气层形成的回压太大，有限的气体使起泡剂、泡排棒不能借助气体的搅动与积液进行充分混合产生泡沫，泡排效果较差。

图10 S26井山2层实测静压梯度直线回归曲线图

图11 S26井井身示意图

（2）对于安装井下节流器的气井，由于泡沫通过孔径较小的节流嘴时，必须变形或拉长才能通过，在此同时，泡沫液膜厚度变薄，容易破裂，故节流嘴对上游产生的泡沫有明显剪切消泡作用，从而消弱泡排效果[5]。

针对以上分析，对于安装井下节流器的气井可以通过以下四种措施来改善泡排效果：

（1）缩短气井的排液周期，做到早发现早排水；

（2）选择起泡快且泡沫稳定性较好的起泡剂，从而削弱节流器的剪切消泡作用；

（3）可以尝试其它新型排水工艺，如气举、柱塞、小油管等；

（4）如果有井下节流器情况下，仍然无法有效地排出液体，可以考虑暂时取出节流器排水生产的方式，待生产稳定后再下入井下节流器。

4 结论

（1）提产排水措施对中、高产井效果较好，后期可作为中、高产积液井主要排水措施。

（2）对于提产难于达到临界携液流量的低产井，可使用间歇生产制度，以稳定其生产并及时排出井底积液。

（3）泡排在延长气田应用效果较好，但是单一使用泡排棒时，泡排效果差，后期泡排中建议泡排棒和液态起泡剂同时使用。

（4）后期泡排中，可根据油套压差与起泡剂原液量的定量关系，估算泡排所需的起泡剂原液量。

（5）对于安装井下节流器的气井，可以通过缩短气井的排液周期、选择起泡快且泡沫稳定性较好的起泡剂来提高泡排效果或者取出节流器排水待生产稳定后再下入井下节流器。

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（修改回稿日期2015-03-17编辑文敏）

李成福，男，1985年出生，硕士，工程师；2010年毕业于西北大学地质系并获硕士学位；主要从事天然气勘探开发等研究工作。地址:（716000）陕西省延安市宝塔区姚店镇延长气田采气一厂。电话：18629119286。E-mail:dong_ba@126.com