一种海上气井井筒排液措施选择图版

苏作飞，郑春峰，李 昂，任维娜，张成富

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

在海上气田开发后期，随着气井产气量降低、产水量上升，气井会面临井筒积液的问题，严重影响气井的正常生产[1,2]。经过多年的技术发展，已有优选管柱、气液分离、连续气举、常规电泵、泡沫排液几种类型的井筒排液措施，选择合适的井筒排液措施，是气井井筒排液成功的关键。在气井井筒排液措施优选方法研究方面，现有研究多针对陆上具体气田及其常用的井筒排液措施[3,4]，应用于海上气田适用性差。需要针对海上气田常用的排液措施，研究海上气井井筒排液措施优选方法。为此，探索建立一种海上气井井筒排液措施选择图版，方便技术人员进行气井井筒排液措施选择。

1 海上气田主要井筒排液工艺技术

目前，海上气井主要的井筒排液措施的基本原理、适用条件及应用情况如下。

1.1 优选管柱排水采气工艺

优选管柱排水采气是通过将生产油管调整为较小直径的油管生产，减少气液滑脱损失，增大气体流速。气井在产气量一定的情况下，气流速度与油管内径成反比，即管柱内径越小，气流速度越大[5]。优选小直径管柱适用于自喷井或间歇自喷井，产液量一般小于50 m3/d，地层压力系数大于0.5，液气比小于5 m3/104m3。优选管柱工艺的局限性在于如果更换管柱，则作业费用较高，而且容易造成储层污染。另外，优选管柱是靠气井自喷排液，后期压力下降到一定程度后需要泡排、气举等工艺辅助排液。南海西部某气田两口气井由7″套管生产转为4-1/2″油管生产后，气井由积液停喷转为自喷连续生产，恢复产气量分别达到10×104m3/d和25×104m3/d，效果明显。东海天外天两口气井通过在原生产管柱上悬挂小直径的连续油管作为生产管柱的工艺方法，使积液停喷的两口气井恢复自喷生产。优选管柱排液措施现场实施排液效果明显，且措施有效期长。

1.2 常规电泵排液采气工艺

常规电泵排液采气工艺是把特制的电潜泵机组下入气井静液面之下，启泵后将井下积液从油管迅速排出井口，以降低井底回压，形成较大的生产压差，使水淹井得以复产的一种机械排水工艺。电泵排液采气工艺适用于大产水量气井，可以适应气藏后期较低的地层压力，可以通过变频实现油藏不同配产要求；同时，一般会下入泵工况，可实时监控井筒压力、温度的变化[6]。常规电泵排液方式一般耐温小于120℃，低产液量不适应，气井排水量在50 m3/d～1000 m3/d之间适应性较好，气液比一般小于200 m3/m3。常规电泵排液采气工艺在东海残雪和天外天气田已有多口井的应用，在生产井产液量166 m3/d～436 m3/d，产气量1×104m3/d～2×104m3/d，实现了高产液量气井的连续排液采气。

1.3 气液分离排液采气工艺

气液分离排液采气工艺采用特殊工艺管柱及高效井下气液分离器，特殊工艺管柱建立气相和液相的两个独立通道。气液分离器将地层产出的气液混合流体在井底进行分离，分离后的气相通过中心油管自喷至井口，液相在油套环空，经过电泵增压后通过独立通道流动至井口，类似的工艺管柱在渤海已有多井次的应用。同时，近年来针对高气液比的气井，国内已研制出高效气液分离器[7]，适应井下含气率在50%～90%的工况，可以解决海上气田高产液量气井应用电泵排液的高含气问题。目前，该工艺暂无现场应用，但该工艺是解决高气液比大产液量气井井筒排液问题的唯一可行方案。

1.4 连续气举排水采气工艺

当气井依靠自身能量不能实现连续携液或水淹停喷时，可将高压气连续地注入气举管柱内，给来自产层的井液充气，使气液混合以降低管柱内液柱的密度，提高举升液体能力。当井底压力降至足以形成生产压差时，就造成类似于自喷排液的情况，使井底产出液体通过井筒排出地面。气举排液工艺适合于水淹井复产、大产水量气井助喷，以及气藏强排液等，排液量范围一般为50 m3/d～400 m3/d，地层压力系数大于0.5，气液比一般小于300 m3/ m3。气举排液工艺的局限在于要求管柱有气举通道，地面有高压气源，同时不适用于低压气井[8]。气举排液工艺目前在东海应用较多，主要用于投产及后期井筒排液诱喷。

1.5 泡沫排水采气工艺

泡沫排水采气工艺是针对自喷能力不足，气流速度低于临界流速的气井的一种较为有效的排水采气方法。其实质就是将表面活性剂从携液能力不足的生产井井口注入井底，借助于天然气流的搅拌作用，使之与井底积液充分混合，从而减小液体表面张力，产生大量比较稳定的含水泡沫，减少气体的滑脱损失，并使气液混合物密度大大降低，使得在井底压力和井口压力相同的情况下，井底积液更易被气流从井底携带至地面[9]。泡沫排水采气工艺适用于产液量小于50 m3/d，含水率高于70%的气井。

目前，海上气井泡沫排液技术包括：井口投泡排棒、连续油管注液体泡排剂和环空注药管线注液体泡排剂3种注剂工艺，井口投泡排棒采用人工投掷，工作效率较低，且需要关井。连续油管注液体泡排剂因为作业时井下安全阀无法关闭，不能作为连续排液工艺，所以这两种注药工艺主要用于临时排液诱喷。环空注药管线注液体泡排剂再配合地面消泡流程，可实现气井的连续排液生产。

1.6 涡流排液采气工艺

涡流排液采气是通过井下涡流工具改变气液两相流流态，改善气井生产状态，提高气井采收率。涡流工具结构简单，作业实施难度小，只需钢丝作业即可完成。该工艺要求气井压力系数大于0.7，作业深度以上井斜小于60°。在渤海及东海有5井次现场应用，该工艺成功率较低，排液效果不明显，所以暂不作为海上气井井筒排液措施选择图版考虑的范围。

2 井筒排液措施选择图版参数与维度选择

从海上气井井筒排液措施的适用条件可以看出，影响措施选择的气井参数可以分为两类：第一类为静态参数，包括井型、生产管柱、井下工具以及地层温度等；第二类为动态参数，包括产液量、产气量、液气比以及井底压力。静态参数一般不随生产时间发生变化，且该类参数对措施选择的影响易于判断，属于次要因素；而动态参数随着生产时间不断发生变化，对措施选择的影响较为复杂，且随着生产时间推进，适应的工艺措施也会随之发生改变，该类参数属于主要因素。

从主要影响因素的4个动态参数中选择参数进行图版编制，4个参数中液气比可通过产液量与产气量相比得到，而井底压力相对独立，可以用于确定工艺措施的介入时机与有效期，措施选择时可以暂时忽略。如果选择两个影响参数进行图版编制，可以形成一个二维图版，简单实用，而如果选择3个影响参数进行图版编制，则会形成一个三维图版，相对复杂，不方便使用。根据以上分析，选择产液量和产气量两个影响参数分别作为图版的横纵坐标进行井筒排液工艺措施选择图版的编制。

3 井筒排液措施选择图版的编制

根据不同井筒排液工艺的现场实施经验以及理论计算（不同尺寸油管的临界携液气量），梳理不同排液工艺适应的气井参数范围。因为自喷携液和优选管柱与气井当前管柱尺寸和最低井口油压有关，所以不同的气井原管柱尺寸及地面最低井口油压对应的措施选择图版会有不同，以4-1/2"油管管柱及最低井口油压10MPa工况条件为例，梳理得到如表1所示不同排液工艺措施的适应参数范围。

表1 不同排液工艺适应的气井参数范围Table 1 Range of gas well parameters applicable to different drainage processes

根据表1数据，在以产液量和产气量为横纵坐标的图版上画出各个工艺措施适应的区域。先确定自喷携液和优选管柱适应区域，两种工艺均要求液气比小于5 m3/104m3，得到图1所示区域范围。根据针对海上气井开展实验研究得到的积液预测方法[10]计算在井口油压10MPa条件下4-1/2"油管管柱的临界携液流量为11×104m3左右，因此自喷携液产气量应大于11×104m3，而在产气量小于11×104m3时，便为优选管柱的适应区域，从而将自喷携液和优选管柱适应的范围进行分割（见图2）。以此方法，再将其他海上井筒排液工艺措施适用的边界画出，即得到4-1/2"油管管柱气井在最低井口油压10MPa条件下的井筒排液工艺措施选择图版（见图3）。

图1 自喷携液与优选管柱适应范围Fig.1 Adaptation range of self spraying liquid carrying and optimal pipe string

图2 自喷携液与优选管柱适应范围分割Fig.2 Segmentation of adaptation range between self spraying liquid carrying and preferred pipe string

图3 4-1/2"油管管柱气井的井筒排液工艺措施选择图版Fig.3 Selection of wellbore drainage process measures for 4-1/2 "tubing string gas wells

以同样方法，可以得到其他尺寸油管气井的井筒排液措施选择图版，例如5-1/2"油管管柱气井在最低井口油压10MPa条件下的井筒排液工艺措施选择图版如图4所示，其与4-1/2"油管管柱气井排液措施选择图版的不同在于自喷携液和优选管柱的分界限上移至产气量为16×104m3的位置。

图4 5-1/2"油管管柱气井的井筒排液工艺措施选择图版Fig.4 Selection of wellbore drainage process measures for 5-1/2 "tubing string gas wells

4 井筒排液措施选择图版的应用

南海东部某气田开发已进入中后期，气井开始见水，需要制定后期井筒排液工作措施方案。以该气田两口井（A、B井）为例，说明井筒排液措施选择图版在该气田的应用。

1）A井

将A井全生命周期的产气量及产液量变化曲线绘制在井筒排液措施选择图版上（见图5）。从结果上可以看出，随着生产时间的延长，气井生产工况主要在“气液分离”措施区域内。所以，A井后期考虑实施气液分离措施工艺。

图5 A井井筒排液措施选择Fig.5 Selection of drainage measures for well A

2）B井

将B井全生命周期的产气量及产液量变化曲线绘制在井筒排液措施选择图版上（见图6）。从结果上可以看出，随着生产时间的延长，气井生产工况从“自喷携液”进入“优选管柱”措施区域内。所以，B井后期应考虑实施优选管柱措施工艺。

图6 B井井筒排液措施选择Fig.6 Selection of drainage measures for well B

5 结论

本文提出了一种海上气井井筒排液措施选择图版，为了简单实用选择产液量和产气量两个主要影响参数作为图版的横纵坐标进行井筒排液工艺措施选择图版的编制，根据不同井筒排液工艺的现场实施经验以及理论计算，以产液量50m3/d、液气比5m3/104m3、33m3/104m3和50m3/104m3为主要分割界限，建立了一种二维井筒排液措施选择图版，可以方便制定气井全生命周期的井筒排液措施方案，该图版方法已在南海东部某气田气井后期排液措施方案编制中应用，效果良好。