涡流排水采气工艺在川东地区老气田的应用

邹建波　刘东明　王瑞莲

（1.中国石油西南油气田公司2.中国石油西南油气田公司重庆气矿）

涡流排水采气工艺在川东地区老气田的应用

邹建波1刘东明2王瑞莲2

（1.中国石油西南油气田公司2.中国石油西南油气田公司重庆气矿）

气田开发进入中后期，随着产水的逐步增多，井筒积液成为制约气井生产的一大问题。当地层能量衰退，井液举升阻力加大时，气井产量逐步开始下降，最终导致气井停产。如何将井内积液带出，恢复甚至提高气井产量，一直以来都是困扰老气田生产的一大难题。针对川东地区老气田气井进入生产中后期，多数单井生产带液出现问题，井筒积液严重，影响正常生产的情况，开展新的井下涡流排水采气。通过分析井下涡流工具的技术特点、相关参数，技术优势、主要用途、工艺适用性，以及该工艺目前在现场的运用情况和该工艺在川东地区老气田的运用前景，结论认为，井下涡流排水采气工艺有效地改善了气井生产状况，提高气井排水能力，稳定了老气井的生产能力应用前景较好，可推广运用。图4表2参15

气井井下涡流工具新工艺井底积液排水采气

0　前言

随着气田开发的深入，川东地区老气田多数单井进入低压、低产阶段。这些低压、低产井产能普遍较低，无法满足正常的生产带液要求，导致多数井井底或井筒积液，严重影响了气井的连续稳定生产。

近年来，针对低产、低压气井排水采气工艺中的不足和缺陷，国内外石油科技工作者通过多年的努力和研究开发出了一系列新型实用的工艺。其中新兴的井下涡流排水采气工艺，运用涡流输送，可有效地改善气井生产状况，提高气井排水能力，增加气井产量，降低传输中的能量损失，对于井底能量不足，进入开采中后期老井以及间歇生产井均能取得较好的生产效果［1-4］。

图1　涡流作用工作原理示意图

1　涡流排水采气工艺技术

井下涡流排水采气工艺是涡流技术在油气田革命性的应用，该技术对改善气井生产带液能力、降低压降、提高单井采收率均有显著效果，能有效实现气田的增产和稳产。该工艺经过六年多研究和测试，已经在美国、澳大利亚数千口井现场应用。2010年涡流技术引进国内，目前，该项技术已在包括大庆庆深气田、长庆苏里格气田、青海涩北2号气田、西南油气田蜀南气矿等多家油气田现场测试应用，现场几十口井施工作业，均收到了较好的效果。

1.1工作原理

涡流技术通过改变流体流态，使原有的紊流形成涡旋分层流。涡流输送，可以提高流体的携带能力，降低介质间的摩擦力和输送中的能量损失。当天然气混合流体进入井下涡流工具，涡流工具使流体快速旋转，加速度会使得密度较大的液体被甩向管壁，液体延管壁向上运动（见图1）。优化设计的涡流工具使得混合流体的旋转达到一个非常有效的角度，高效的螺旋角保证涡流产生的涡旋上升环膜流态可以传播和维持较长的一段距离。其主流体与外流体间差速较低，摩擦力减小，降低了剪切力和压降，同时消除了气流、气流内小滴间的滑动，从而减小了气体向上运动所必需的做功量，以及油管中的压力损失（图2）。

图2　井下涡流工具排水采气效果图

该工艺通过钢丝绳进行投捞作业，不需要起下油管，现场操作简单。目前，单套井下涡流工具的有效作业深度约2 200 m，对于深井或者是超深井，多套井下涡流工具串联使用同样可以收到较好效果［5-6］。

1.2技术优势

（1）有效降低气井带液临界速度，提高气井排液能力

安装了井下涡流工具后，气体在管道中的流相发生了改变，由紊流转变成了涡流，可以让气体携带出更多的积液。国外相关测试数据表明，井下涡流工具可以将气井临界流速降低25%～30%；配合泡排等其它工艺，可以使临界流速降低50%左右。

（2）有效降低油管压力损失

和紊流流态相比，涡流分层流态可以减小介质间摩擦力，降低井筒压力损失17%左右。

（3）有效降低油套压差

因为在同样的气体流速之下，安装了井下涡流工具之后，可以带出更多的井底积液，则套管压力较之前会有明显的降低，降低油套压差。

（4）降低产气量递减率，延长气井开采期限

对于连续生产地气井，提高排液能力、井底流压，可持续改善井况，减少产气量的衰减速度，延长开采期。对间歇生产井，安装了井下涡流工具后，通过控制开井压力和关井流压，可以优化生产，使生产时间最大化，实现稳产和增产［7-11］。

1.3主要用途

井下涡流工具的主要用途主要体现在辅助带液、增产稳产两个方面。

对于生产进入中后期的气井，应用井下涡流技术，可以减小产气量递减率，拉平产气量递减趋势线，提高采收率。

对于存在生产带液问题，井底积液的生产井，应用井下涡流工具，同时配合其他辅助工艺（例如泡排工艺等），可以达到较好的带液效果；对于不存在带液问题的井，井下涡流工具可以降低管压降，减少气量递减速率，提高气井采收率，延长生产带液时间，延长气井寿命。

对于间歇生产井，应用井下涡流工具可以实现气井产气量在其临界流量的70%时仍能正常带液生产，即便是气井产气量远低于临界流量，在同样的间歇生产制度下，在生产期内，也可以更多地排除积液，降低井底流压，提高产气量［12-14］。

1.4适用性条件

井下涡流工具产生作用的基本条件是气井可以自喷生产，工艺要求：

（1）直井，斜井（小于45°，狗腿角度小于6.8°）；

（2）油管通畅，无缩径，无井下工具。内径62 mm油管，59 mm通井规通井无阻；内径76 mm油管，72 mm通井规通井无阻。理想通井深度油管根部上40 m。

（3）气井产气量小于最小临界携液流量，0.5×CR＜Qg＜CR。（注：CR—最小临界携液流量104m3/d，Qg—日产气量，×104m3。）

2　井下涡流工具现场运用

2.1国外运用情况

经过多年的研究、测试，目前井下涡流工具排水采气技术已经在美国、加拿大、澳大利亚等国的数千口油气井推广应用。现场运用表明，该工艺对于提高气井自身生产带液能力，降低井底流压，延长气井自喷时间，减少井口产气量递减速率，提高气井采收率等均有显著的效果。井下涡流工具在美国国内大量低产井的使用结果显示，单井平均石油产量能提高15%，天然气产量能提高8%。该工艺可以有效地替代之前使用的螺杆泵和电潜泵等工具，使气井恢复自喷，有效减少运营成本。

2.2国内运用情况

涡流排水采气工艺在国外成功的运用实例很快吸引到了国内各石油天然气公司的普遍注意，2011年由中国石油天然气集团公司率先引进涡流排水采气工艺，并在松辽盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等多家油气田开展了现场试验，均取得了较好的运用效果。同时，该工艺与泡排等其它排水采气工艺组合使用，对于改善间歇生产井的生产制度也有明显的效果。

（1）四川盆地花X井

四川盆地花果山构造花X井，完钻井深2 633.0m。该井于1992年8月开井投产，初期日产气量9.0× 104m3，日产水0.7 m3。后随开采年限延长，气井产气量下降，井筒积液严重，曾多次水淹停产，通过增压气举工艺均能使气井复活。气井复产后产量仍持续递减，产水波动大，井筒积液严重。2012年1月气井再次因水淹被迫关井，停产前日产气量约0.6×104m3，日产水8 m3。该井曾在2010年3月实施修井作业，更换了入井油管，因而井下油管完好。

2012年5月17日该井投放井下涡流工具后，增压气举工艺排出积液，气井在排水约86.5 m3后出现复活迹象；停止气举后，气井开始间断自喷，井口压力开始下降，随后保持稳定。2012年5月28日在停止气举和N2排尽后，关闭放空系统，压缩机系统进行增压生产，气井日产气量恢复至1.3×104m3左右，日产水约6 m3（图3）。

图3　花X井井下涡流工艺实施前后采气曲线图

对比花X井试验前后的生产数据显示（表1），气井经气举排出井底积液后，井筒中逐步建立涡流流态，气井最小临界携液流量、井筒摩阻损失均得以降低，产气量逐步上升、气体携水率得以提高，井筒不再积液，气井恢复正常生产。

表1　四川盆地花X井涡流试验前后生产数据对比表

（2）青海油田涩X井

青海油田涩北二号构造涩X井，完钻井深1 430.0 m。该井于2005年11月投产，气井前期生产平稳，产气量长期稳定在4.2×104m3/d左右，产水量少。2007年11月起，气井产水量开始增大，产气量也随之下降，油套压差增大。实施泡排工艺后气井产气量和产水量稍有增加，但仍不能解决根本问题。因储层出砂掩埋部分产层，该井于2011年实施连续油管冲砂作业，作业后因产层受到轻微伤害，产气量由1.03× 104m3/d下降至0.6×104m3/d，产水从8.6 m3/d降至4.8 m3/d，油套压差增大。截止涡流排水采气现场试验前，该井日产气0.65×104m3，日产水4.5 m3，油套压差2.95 MPa，气井产气量已低于临界携液量，井底形成积液。

该井于2011年10月成功下入井下涡流工具，放空排液后配合泡排工艺，随着外输压力降低，自11月初起，气井产气量和产水量持续上升，油压上升，套压下降。日产气升至1.24×104m3，产水升至8.15 m3，油、套压差也不断降低，生产情况得以改善（图4）。

图4　涩X井井下涡流工艺实施前后采气曲线图

涩X井的试验结果表明（表2），通过下入井下涡流工具，气井的排液能力得以提高，减少了井筒积液量，并且降低了油套压差，气井产能得以恢复。

表2　涩X井涡流试验前后生产数据对比表

3　川东地区老气田涡流工艺排水采气工艺应用前景分析

当前川东地区多数气田已进入生产中后期，地层压力低与井筒积液、井身结构等矛盾日益突出，特别是石炭系气藏出水，严重影响了气田的开发和气井生产。如何解决带液问题已成为提高气井采收率的一项重要工作。

3.1川东地区老气田产水现状

目前，川东地区已投产气田25个，含气构造10个中，其中产水气田有17个，产水含气构造3个，共计产水井169口，日产水612 m3；另有水淹停产井61口。现阶段包括双家坝、沙坪场等多个气田已相继开展排水采气工作，随着川东地区老气田的深入开采，水气田（气井）将不断增多，气田（气藏）产水已严重影响了气田的开发和气井生产。

3.2产水带来的影响

气田（气井）产水将会给气田开发带来较多负面影响，主要包括以下几点：

（1）气井产水会导致井口产能明显下降

气井产地层水后，对产层形成了污染，水进入渗流通道，降低气相渗透率，从而明显降低气井的产能。如大池干井构造吊钟坝高点的池34井，出水前的无阻流量为179×104m3/d，出水后的无阻流量仅为73.18×104m3/d，下降了近60%。

（2）地层水侵入淹蔽气藏，减少气藏的可采储量

地层水侵入气区，侵入天然气渗流通道，原地层孔隙中未被开采的天然气被侵入的地层水封隔，窜入的地层水淹蔽分割部分气藏，使这部分天然气得不到开采，在无井控制时形成死气区，进而降低气藏的可采储量，在试井结果上表现为气藏的压降法储量大幅度下降。由于受到水侵的影响，双家坝石炭系气藏动态储量大幅度下降，其压降法储量从初期计算的59.64×108m3左右下降到2000年计算的50.07×108m3，压降法储量减少了9.57×108m3，减少了近1/6。

（3）产水增加了流体在管柱中的流动阻力，加剧井筒举升矛盾

川东石炭系气井普遍为深井和超深井，油管结构以（88.9+73）mm复合管串结构为主。气水同产井中气水两相在油管中形成段塞流，这种混合流体在举升过程中就会产生较大的阻力和滑脱损失，反映到井口就为油套压差逐渐增大，严重时会造成油压平输压而被迫关井。

3.3涡流排水采气工艺应用前景分析

由于井下涡流工具的主要用途体现在辅助带液、增产稳产两个方面。因而将该技术引入川东地区老气田低产、低压井或是间歇生产井，预期会收到较好的运用效果。对于生产进入中后期的低产、低压井，应用井下涡流技术，可以有效降低气井带液临界速度，提高气井生产带液能力，延长生产时间，减小产气量衰减率，提高采收率；对于间歇生产井，应用井下涡流工具可以有效降低油管压力损失，降低井底流压，在生产期内，更多地排除井底积液，延长气井自喷时间，提高气井产气率。

（1）低产低压气井应用前景

川东地区老气田目前大部分气井已进入生产中后期，井底积液问题逐步突出，如何有效地排出井底积液，维护气井产能已成为目前老气田生产重点考虑的问题。例如川东卧龙河气田卧X井，该井属于典型“三低”气井，目前套压6.00 MPa，油压1.59 MPa，日产气1.04×104m3，日产水5.8 m3，油套压差高达4.37 MPa，表明井筒存在较多的积液，影响了气井产能的发挥。该井剩余储量较多（剩余压降储量1.96×108m3，），具备较大挖潜空间，如果使用井下涡流工具，可有效降低气井临界携液量，更多地带出井底积液，提高排液能量，持续改善井况，减少气井产能的衰减速度，实现气井开采年限的延长。

（2）间歇生产井应用前景

对于间歇生产井，由于地层能量低、储层物性差以及产水因素的影响，导致气井不能连续生产，只能间歇性开采。这类井生产能力差，瞬时产量较低时无法正常地生产带液，且压力下降较快，需频繁关井恢复压力，严重影响了气井的利用率以及开井时率。实施井下涡流工艺，配合泡排等辅助工艺，通过对压力、流量实施监控控制，可以优化气井开井压力、关井流量，实现气井生产时间、产量以及排液的最大化，最终维护气井的连续生产。

4　结论及建议

（1）井下涡流工艺目前在国内外油气田中运用较成熟，该工艺操作简单，无需动井下管柱，气井恢复生产快，经济效益明显。

（2）井下涡流排水采气工艺对改善气井生产状况，提高带液能力、降低管压降、提高采收率，有效实现增产均有明显效果，特别适用于生产带液困难，井筒积液严重，且井底还具有一定能量的生产井。

（3）井下涡流工艺在川东地区老气田低压、低产气井以及间歇生产井的辅助生产方面使用前景较好。

（4）井下涡流工艺在川东地区老气田深井和大斜度井中的应用还需要进一步研究。建议在老气田筛选一批存在生产中带液问题，井筒存在积液，但又有较大生产潜力的气井实施现场试验。

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（修改回稿日期2014-10-11编辑文敏）

邹剑波，男，1980年出生，硕士研究生学历（工学硕士），2007年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业，工程师；现任职于中国石油西南油气田公司国际合作事业部，从事国际合作项目管理方面的工作。地址：（610051）四川省成都市府青路一段3号。电话：（028）86013802。E-mail：zoujianb@petrochina.com.cn