“多井联合气举＋环空激动降压”组合复产工艺在水淹井中的应用及评价

杨易骏

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南 郑州 450006）

0 引言

大牛地气田属于低渗、低压、低丰度的典型“三低”气田，气井普遍具有单井产量低、携液能力差的特点，随着气田采出程度的提高，气藏能量降低，相当一部分气井进入中晚期开采阶段，气井难以自喷带水生产，部分气井因井筒积液导致水淹停产，严重制约气井产能的发挥［1～2］。针对大牛地气田气井井底积液导致无法正常生产的现状，目前大牛地气田已初步形成“5+2”复产工艺技术优选方法（包括液氮气举、多井联合气举、井口气举井口排液、站内气举井口排液、采气管线充压气举等5种气举车气举方式和油套环空激动降压、邻井高压气举2种非气举车气举方式），并取得一定成效［3］。其中，2017共实施复产作业388井次，治理井数100口，恢复产气量0.66×108m3。但随着气田深入开发，对于井底严重积液导致的水淹气井或投产初期即发生水淹的气井，单一的复产工艺技术需要多次作业才能恢复气井生产且稳产期较短。基于“油套环空激动”与“多井联合气举”复产工艺原理分析，将两种工艺结合为一种复合工艺并研究了该工艺的原理及适用条件。通过现场试验证明，“多井联合气举＋环空激动降压”组合复产工艺能够使严重水淹气井有效释放产能，拓宽了气举复产工艺适用界限。

1 “多井联合气举＋环空激动降压”组合复产工艺原理

该工艺是利用车载压缩机把站内的低压天然气压缩后通过注醇管线向多个水淹井的套管内注入高压气体，提高水淹井举升能力，当套压稳定不变时，用油套连通法将套管内高压气体引入油管，使油管内液面下降，降低井底回压，然后通过集气站放空流程开井敞放的同时用气举车进行续流，达到恢复气井自喷生产的目的。图1为该工艺流程示意图。

图1 “多井联合气举＋环空激动降压”组合复产工艺流程示意图

2 “多井联合气举＋环空激动降压”组合复产工艺设计

2.1 选井原则

通过理论研究与现场试验攻关，总结大牛地气田“多井联合气举＋环空激动降压”组合复产工艺实施选井应遵循以下原则：① 油套连通；② 井场道路存在农协问题的水淹气井；③ 单一工艺无法成功复产的严重积液水淹气井。

2.2 阶段划分

考虑施工进度及压力变化规律，将复产工艺流程分为5个阶段：

1）注醇管线置换阶段。注气流程应用的是单井注醇管线，因此气举开始后，首先是对单井注醇管线进行置换，这个过程气井油套压、流量不变。

2）套管充压阶段。注醇管线置换完毕后，天然气进入气井油套环空，这个过程气井套压出现上升，油压、流量不变或者波动（环空积液缓慢进入油管）。

3）积液完全进入油管阶段。当气举位置到达油管鞋位置，环空积液完全进入油管，此时套压达到最大值。

4）油管冲压及降压阶段。当套压达到最大值且稳定不变、井口无积液排出时，采取油、套连通法将高压气体引入油管，冲压至油、套压平衡，1h后同时进行气举续流和降压带液操作，直至复产成功。

5）稳定生产阶段。积液排出后，压力流量稳定。稳定阶段生产30 min后，气井无异常，可停止气举并做好气井稳产。

2.3 参数设计

“多井联合气举＋环空激动降压”组合复产工艺参数设计主要包括井筒积液量、注醇管线摩阻、排气压力、注气量、单井气举时间5个方面，准确计算井筒积液量、排气压力及注气量等参数是该工艺的关键［4］。

2.3.1 井筒积液量计算

施工前，水淹井油管液面经探测液面深度为ht，则油套环空内液面深度hc和井筒内积液量Ql可分别按下式计算：

式中，ht为油管内液面深度，m；hc为油管环空内液面深度，m；pc为气举前井口套压，Pa；pt为气举前井口油压，Pa；Qc为油套环空内积液量，m3；Qt为油管内积液量，m3；Ql为井筒内积液量，m3； ρl为液体密度，kg／m3；g为重力加速度，m／s2；rc为套管内半径，m；rt为油管内半径，m。

2.3.2 注醇管线摩阻计算

气举时，注醇管线的压力损失主要为置换管线中泡排剂、甲醇及天然气通过时的压力损失。水淹井注醇管线长度为L，则该管线摩阻损失F可按下式计算：

式中，f为摩阻系数，无量纲；d为注醇管线内径，m；e为粗糙度，m；NRe为雷诺数，无量纲，γg为天然气相对密度，无量纲；qg为标况下气体流量，m3／d；μg为工况下天然气粘度，mPa·s；v为工况下流速，m／s；p0为标准大气压，MPa；T0为标况温度，K；Z0为天然气在标况下的压缩因子，无量纲；Z为天然气的压缩因子，无量纲；L为注醇管线长度，m；Tz为注醇管线内天然气温度，K；-pz为注醇管线平均压力，MPa；p入、p出分别为注醇管线入、出口压力，MPa；ρg为天然气密度（气举压力条件下的密度），kg／m3；F为注醇管线总摩阻压降，Pa；ξ为局部压力损失系数，无量纲。

2.3.3 排气压力计算

复产时，为置换出井筒积液，最小排气压力必须大于总摩阻压降F与井口最大注气压力（井口举通套压）之和。气举时、井口敞放，当油套环空气液界面到达油管鞋时，油管内液面最高、且为纯液柱，此时井口注入压力pin最大，最大注入压力可按下式计算：

2.3.4 注气量计算

为排出井筒内积液，注入气体应充满整个油套环空及油管，因此考虑气量损失的影响，实际天然气用量取设计用量的1.2倍，则Qi总可按下式计算：

式中，Qi总为标况下气举总用气量，m3；QNg为井筒条件下气举天然气用量，m3；Tb为管鞋温度，K；Tk为井口温度，K；Zb为管鞋注气压力下平均压缩因子，无量纲；St为油管截面积，m2；Sc为套管截面积，m2； H′l为油管鞋到井口测深，m。

2.3.5 单井气举时间

气举时，摸清各个单井的分流量至关重要，结合Jain公式及表观速度公式，则各个单井的分流量qi及气举时间ti可按下式计算：

式中，vi为单井表观速度，m／s；qi为单井分流量，m3／h；ti为单井气举时间，h；d为注醇管线内径，m；Δpi为单井注醇管线摩阻压降，MPa；Δp1为第一口单井注醇管线摩阻压降，MPa；Δpn为第n口单井注醇管线摩阻压降，MPa；Li为单井注醇管线长度，m；L1为第一口单井注醇管线长度，m；Ln为第n口单井注醇管线长度，m； pw为压缩机出口压力，MPa；pi为单井井口套压，MPa；n为复产时组合的井数。

3 “多井联合气举＋环空激动降压”组合复产现场试验

3.1 选井及参数设计

根据选井要求，选取DPT-18和DPH-35两口水淹井开展现场试验。所选气井均受井筒内积液的影响，其产气量达不到造斜段临界携泡流量而致最终发生水淹停产。采用“多井联合气举＋环空激动降压”组合复产参数设计方法进行两口水淹井排气压力、注气量及气举时间设计，考虑注醇管线摩阻，气举过程中举通水淹井时需要最小排气压力为13.5～13.8 MPa。两口水淹井基本数据与复产理论参数如表1所示。

3.2 现场试验及效果评价

对表1中选取的两口水淹井开展了“多井联合气举+环空激动降压”组合复产试验，试验过程中水淹井的压力变化分别如图2～图4所示。

由图2～图4可知：DPH-35井实际有效复产时间为7 h，复产成功后油压由0 MPa升至11.6 MPa，共举出积液4.5 m3；DPT-18井第一次单纯利用多井联合气举7 h未复产成功，第二次连续气举5 h后，由于套压保持不变，随之采取油套环空激动30 min，气井降压开始出液，油压涨至9.0 MPa，续流30 min复产成功，两次实际有效气举时间均为15.5 h，复产成功后油压由0 MPa升至9 MPa，举出积液6.24 m3。

综上所述，对选取的两口水淹井开展“多井联合气举＋环空激动降压”组合复产试验后，复产成功率为100%，共举出积液10.74 m3，气举后稳产井两口，稳产率为100%，增产气量为12 617 m3／d。分析认为：“多井联合气举＋环空激动降压”组合复产工艺的本质是在气举过程中，气举车无法达到举升水淹井井筒内积液产生的回压时，通过井口的油套连通法对水淹井实施油管与环空注气合压，将部分积液暂时压回地层，减少井筒积液量，降低水淹井对气举诱喷气源压力的需求，使积液严重水淹气井的复产工艺变得可行，拓宽了天然气压缩机气举复产工艺的适用范围。

表1 两口水淹井基本情况与复产理论参数表

图2 复产过程中DPH-35井压力变化曲线图

图3 第一次复产过程中DPT-18井压力变化曲线图

图4 第二次复产过程中DPT-18井压力变化曲线图

4 “多井联合气举＋环空激动降压”组合复产经济评价

4.1 组合复产成本计算

由“多井联合气举＋环空激动降压”组合复产过程可知，其成本费主要包括气举车油料费用、润滑油、液压油等耗材费用及维保费用，通过计算可得：DPH-35、DPT-18井的复产成本费分别为0.38万元、0.82万元，合计为1.2万元。

4.2 组合复产经济评价

两口水淹井开展“多井联合气举＋环空激动降压”组合复产试验后均成功复产、成功率为100%，日增产气量12 617 m3、累计增产气量837.572×104m3，天然气价按照1.16元／m3计算，日创效1.46万元、累计创效971.59万元，作业成本仅为1.2万元，投入产出比为1∶810，具有良好的经济效益。

5 结论

1）验证了“多井联合气举＋环空激动降压”组合复产工艺在大牛地气田应用可行，在两口套压低于8 MPa、液气比高于5 m3／104m3的积液严重水淹井中进行了应用，取得了良好的效果和经济效益，拓宽了天然气压缩机气举复产工艺的应用界限。

2）两口严重水淹井采用“多井联合气举＋环空激动降压”组合复产工艺一次性成功复产，共举出积液10.74 m3，复产后稳产时间均大于1年，复产稳产效果好。

3）两口严重水淹井复产成本为1.2万元，复产后日增产气量12 617 m3、累计增产气量837.572×104m3，日创效1.46万元、累计创效971.59万元，投入产出比为1∶810，经济效益显著。

［1］李克智.大牛地低渗气田水平井排水采气工艺技术研究［D］.成都：西南石油大学，2013.

［2］周子淳.大牛地气田积液气井及水淹井排水采气技术［J］.中国石油和化工标准与质量，2013，1（1）：192-193.

［3］丁磊.大牛地气田水淹井治理技术研究及应用［J］.石油地质与工程，2017，31（4）：115-117.

［4］王雷.积液水淹井多井气举工艺设计及应用［J］.石油矿场机械，2016，45（5）：64-68.