台南气田井间互联气举工艺的适用性研究与应用

李　伟　方　静　李延华　贠海林　马秀兰

（1.中国石油青海油田天然气开发公司，青海　格尔木　816000；2.中国石油青海油田涩北作业公司，青海　格尔木　816000）



台南气田井间互联气举工艺的适用性研究与应用

李伟1方静1李延华1贠海林2马秀兰1

（1.中国石油青海油田天然气开发公司，青海格尔木816000；2.中国石油青海油田涩北作业公司，青海格尔木816000）

摘要伴随台南气田的持续开发，气井井筒积液逐渐加剧、产能递减日趋严重，开拓创新排水采气工艺成为当务之急。针对台南气田开发过程中暴露出的问题，本着流程改造简单、操作便捷实用的原则，优化选取两组气井进行井间互联气举试验，通过措施效果对比、经济效益评估等评价该工艺的适用性，为台南气田进一步推广高效、低耗的排水采气工艺提供了一种典型的工程技术途径。

关键词台南气田井间互联气举经济效益

0　引言

对于有水气藏，随着开发过程的深入，边水不断进入气层，增加了气井产水量。当气井产气量小于最小携液临界产气量时，井筒积液加重，最终导致气井无法正常生产。常规的压缩机气举、氮气气举、泡沫排水采气等工艺措施，虽能解决此类问题，但成本较高、实效较短，无法满足治理大规模积液井的需求。而抽汲泵、螺杆泵、柱塞气举等工艺对气井出砂的要求较为苛刻，不适用于疏松砂岩气藏的规模推广。因此，深入研究井间互联气举工艺的适用性具有重要意义。

1　工艺原理

借鉴天然气连续循环技术，将高压气源井的套管与被气举井的套管相连接，气流经过积液井油套环空使之与地层流体混合，降低气流中液相密度，提高积液井的实际流量从而加大其携液能力，实现连续排水采气的目的［1］。该工艺可通过阀门控制实现“一对一、一对多”的连续气举。

2　工艺流程设计

综合分析台南气田高压气源井的生产参数以及积液井地层静压、最小携液流量等因素，暂不考虑在积液井管柱内下气举阀，通过铺设地面采气管线，中间增设平板闸阀控制气源流向，调节阀控制气流大小，流量计进行流量监测，通过简单实用的流程进行连续气举。

3　工艺适用性评价

3.1措施效果对比

台南气田属于第四系疏松砂岩生物气藏，同沉积背斜构造，地层平缓，无断层，岩性主要以砂岩、粉砂岩为主，故在气田开发过程中出水必伴随出砂。该工艺不受气井出砂影响，适用井型相对广泛。

3.1.1选井原则

高压气源井具有稳定的产气量，能满足被举气井的注入量，且产水少、无积液；且气源井井口压力必须大于被举气井的正常工作压力。

被举积液井为无生产能力的积液停躺井或积液严重、泡排无效、产气量和压力下降较快的气井。

目前台南气田油压大于10.5 MPa（积液井平均启动压力）有9口井（III-3层组3口，IV-1层组1口，V-1层组5口），平均单井日产气为7.5×104m3，平均单井日产水为3.73 m3，高压气源井充足。而严重积液井有45口（8口停躺），平均积液高度为303.5 m，影响产能174.32×104m3。

3.1.2效果对比

台E1井于2015年5月24日至7月6日停躺，利用台H2做为气源井，通过井间互联气举恢复该井产能。台E2井为严重积液井，利用台H4做为气源井，有效携带井筒积液返至站内提高该井产能。台E1、台E2井间互联气举工艺参数计算见表1。

表1　井间互联气举工艺参数计算表

两口井每次气举后平均有效生产时间分别为113.7 h、144.5 h，平均日增产气为1.97×104m3，日增产水为35.12 m3，气举效果明显有效恢复了气井产能（表2、表3）。

3.2经济效益评估

按照1年计算，气举频次两次/a，每次气举24 h。所选两口井均采用撬装压缩机气举，所需经费为29.2万元；若采用氮气车气举，所需经费为44.16万元。而井间互联气举工艺仅需一次性地面工艺投入。按照开式气举有效期4年计算，井间互联气举与撬装压缩机气举、氮气气举费用对比，分别节约费用116.8万元、176.64万元。

表2　台南气田台E1井气举情况统计表

表3　台南气田台E2井气举情况统计表

3.2.1气举有效期预测

停躺井启动压力：依据撬装式压缩机连续气举工艺实施参数计算，启动压力仅需满足高于被举井停躺前井底流压0.65 MPa。工作压力：工作压力可低于被举井停躺前井底流压0.31～2.51 MPa，故井间互联气举计算值采用压差平均值1.41 MPa。

积液井启动压力，依据氮气间歇气举工艺实施参数计算，启动压力不可低于被举井井底流压1.0 MPa以上。工作压力不可低于被举井井底流压1.28 MPa以上（表4）。

表4　台南气田被举井压力有效期预测表　MPa

3.2.2增产效益预测

井间互联气举由于运行过程中采用高压气源气，运行不产生费用，减少了泡排、氮气气举、撬装压缩机气举等常规措施费用，也避免了人工助排造成的环境污染。

两口井进行井间互联气举后日平均可增气量1.97×104m3，按平均单井生产1 320 d，天然气单价1.09元/m3计算，增产利润共计2 834.4万元（表5）。

表5　台南气田增产效益预测表

若按台南气田平均产能递减率7.2%进行预测，将利润下浮20%则可创造利润2 267.52万元。

5　结论

1）首先，台南气田井间互联气举无动力设备，无需人员看守，仅利用阀门控制气流大小、走向即可完成气举工作。管线连接成功后通过开启阀门进行连续气举，被举井油管内积液即可被携出进站。其次，随着气源井压力的下降，井间互联工艺将不再适用。在后期集中增压气举工程中，通过改造注入点可再次使用管网，配套设备仍可利用，不会造成资产浪费。

2）目前，台南气田已积极开展该工艺的规模推广，从地质认识、工艺参数、地面流程上不断优化，从而为气井大面积出水、积液提供阶段性的解决方法。

参考文献

［1］何光志，王卫东，金鸿弼，等.井间互联排水气举恢复气井产能［J］.油气田地面工程，26（12）：28-29.

（编辑：李臻）

修订回稿日期：2016-05-01

文献标志码：B

文章编号：2095-1132（2016）03-0043-03

doi：10.3969/j.issn.2095-1132.2016.03.011

作者简介：李伟（1982-），工程师，从事气田开发研究工作。E-mail：79895003@qq.com。