机采排水采气工艺的应用与优化

龙 刚

（青海油田公司采气二厂，甘肃敦煌 736200）

1 简介

1.1 气井积液机理

气井生产初期，地层压力足，气体流速高，足以把液体全部举升出井筒。随着地层压力下降，气体流速下降，气体能量不足以把全部液体举升出井筒，部分液体由于重力作用开始回落，井筒内开始产生积液。当积液积聚到一定时，液体侵入近井区域的储层，随着井底液柱卸载，井筒内气体再次流动，且气体能将井筒内液体带到地面。随着气层压力下降或边底水浸入井筒加剧，无法通过自身能量将积液排出井筒，就造成了气井积液停产。

1.2 气井生产阶段划分

边底水气藏内的气井生产过程一般可分为五个阶段：

（1）初始阶段。一般是投产初期。特点：自喷生产；气产量稳定，无水或少量凝析水；井口压力高且稳定，油套压差小；井筒无积液；气水界面稳定。

（2）稳产阶段。随着生产进行，井口压力开始出现缓慢下降，油套压差小；气产量稳定，无水或少量凝析水；气井自喷生产；井筒无积液；气水界面开始上升。

（3）波动阶段。自喷生产；套压继续缓慢下降，油压不稳定，开始出现异常波动，天然气流量波动；产气量开始下降，产水量开始增加；井筒内开始出现积液现象；边底水突破至井筒。

（4）产量快速下降阶段。自喷生产；套压缓慢下降，油压不稳定，时高时低，且波动幅度大，天然气流量波动大；产气量继续下降，产出水继续增加；井筒内积液现象变严重，会出现气井偶尔停喷现象；边底水持续挤压，气水界面继续上升。

（5）水淹停产阶段。套压下降，油压稳定，油套压差大；天然气产量下降趋于稳定，产出水量小，井筒积液严重，直至停喷；随着边底水上升，气水界面推移至近井射孔部位，气井水淹。

2 效果分析

2.1 现场情况

马北八号区块位于青海省西北部，柴达木盆地北缘，属于小型的底水型油气藏，边底水发育。该区主力气层中深一般在1 250～1 450m，产层不出砂，适合采用机采排水采气工艺。该区从2016年开始采用该工艺。泵普遍采用Φ38mm整筒泵，下泵泵深一般在1 300～1 400m；杆柱为Φ22mm与Φ19mm的D级杆组合；地面机采设备使用青海油田机械厂生产的CYJB10-4.8-53HPF型下偏复合平衡抽油机。

2.2 现场实例

该区从2016年至今已经在13口井采用机采排水采气工艺。本文选择三口典型的排液采气井进行分析。

（1）提前型。马八3-2井位于马北八号构造马北14号井区的中部，该井2018年3月机采排水至今。累计产出天然气196.47×104m3，产出地层水6 613m3。平均日产天然气3 205m3，日产水7.9m3，峰值时日产天然气7 080m3。排水采气效果较好。该井停喷后，未采用气举措施；立即下泵至产层附近，油管排液套管采气。初期时，单次平均排水量5.6m3，套压最高恢复至6.7MPa，使用4mm气嘴自喷稳产3～5d，平均日产气4 500m3；中期时，全天机采，日平均排水量7.9m3，套压平均为3.7MPa，日产气2 261m3；目前，全天机采，日平均排水量12.3m3，套压平均为2.5MPa，平均日产气623m3。

（2）正常型。马八2-14井位于马北八号构造马北14号井区的中部，该井2019年5月机采排水至今。累计产出天然气62.25×104m3，产出地层水2 164m3。平均日产天然气2 804m3，日产水9.7m3，峰值时日产天然气4 218m3。排水采气效果较好。该井停喷后，多次采用气举措施，至气举工艺无法复产后，才下泵至产层附近，油管排液，套管采气。初期全天机采，日平均排水量5.5m3，套压平均为4.6MPa，日产气3 105m3；目前，全天机采，日平均排水量12.8m3，套压平均为3.2MPa，平均日产气1 819m3。

（3）滞后型。马北8井位于马北八号构造马北8井区的中部，该井2019年10月机采排水至今。累计产出天然气0m3，产出地层水861.5m3。全天机采，平均日产水15.1m3。排水采气目前未见效。该井下泵至产层附近，计划油管排液套管采气。目前套压最高上升至1.8MPa（站区最低系统压力为2.1MPa）。

从三口井的生产结果看，马八3-2井排水采气效果最好，马八2-14井其次，马北8井最差。

2.3 原因分析

（1）停产时间上的差异。马八3-2井在2018年3月初积液停产，3月中旬进行下泵作业，3月下旬启抽投产，停产时间合计为17d；马八2-14井1月下旬停产，期间采用气举措施后间断生产，至5月下旬下泵转抽，累计的停产时间100d左右；马北8井在2017年3月7日停产，至下泵转抽时间间隔为910d左右，中期还经历数次井下作业。从停产时间上看，马八3-2井最短，马八2-14井其次，马北8井最长。

（2）阶段上的差异。马八3-2井停躺处于气井生产第四阶段中期，也就是刚发生停喷但通过措施排出积液之后还可以短暂自喷的期间；马八2-14井停躺时已经处于第五阶段，地层出水严重，通过气举排出积液后又快速积液，无法稳产；马北8井停躺时期同马八2-14井。从使用排水采气工艺的阶段来看，马八3-2井最早，马八2-14井其次，马北8井最晚。

2.4 结论分析

（1）对机采排水采气工艺的选取宜早不宜迟，停躺后就应该立即下泵转抽。根据现场实验结果，气井停躺120d内进行机采，天然气产能恢复比较理想。如果停躺时间长，积液已完全侵占产层渗流通道，天然气被完全挤压在死气区内，就会造成只排液不出气的后果。马北8井就是一个典型的反例。

（2）对于机采排水采气工艺的时间选取，一般选择在气井生产的第四阶段中期（以气井第一次出现积液停躺为标志）至第五阶段。考虑到成本、地层污染问题，建议在出现第一次积液停躺后，立即采用机采排水采气工艺。主要是因为：

① 在无法避免下泵的前提下，可以节省多次气举的成本；

② 趁地层压力比较充足、边底水未完全占据井筒时进行作业，地层恢复能力还比较好，更可以在后期减少地层扰动，保护产层。

3 一种关于机采排水工艺的构想

地层污染的原因是多方面的，但只要是井下作业都会对产层造成影响，这是共识。究其主要原因，一是作业过程中入井液性质、作业方式会对地层造成影响，二是井下作业本身就是对地层的一种扰动。

对正常生产的气井而言，均是采用自喷生产，工艺管柱简单，生产过程中井下管柱问题很少发生。在马北八号区块，所有自喷生产气井的井下管柱组合均为射孔管柱，在生产过程中井下管柱从未出现故障。

对边底水型中低压且不出砂的气藏，能否在气井投产时，提前下泵，使用机采管柱进行生产？理论上是可行的。在气井生产的第一、二阶段，采用套管生产，油管关闭。此时抽油机、井下泵杆均处于备用状态，可以选择下入耐腐蚀的井下泵、杆，预防腐蚀。还可以选择在井筒内下入电加热抽油杆，预防冻堵；在气井生产的第三、四阶段，由于井筒积液量增加，气井可能会出现停喷，此时只需要间歇性地启动抽油机，排出积液，就可以达到复产的目的；到气井生产的末期，可以一直进行油管排液，套管采气。这样，在气井的生产周期内，不仅可以避免反复气举，还可以避免后期下泵转抽作业的出现（因为前期已经下泵），不仅节省了成本，还尽可能保护了地层。

4 结束语

气井机采排水工艺的选取节点宜早不宜迟，其效果受气井停躺时间长短影响。气井停躺时间越长，机采排水采气效果就越差。任何后期工艺措施都是“双刃剑”，都有其积极与消极的一面。可以结合现场实际情况，提前规划、提早准备，就可以最大程度地扬其长避其短。这考验着现场开发管理人员的大局意识、责任意识、能力意识。