高产水气井同井采注技术研究及应用

王锦昌

中国石油化工股份有限公司华北油气分公司石油工程技术研究院 河南 郑州 450006

井筒积液是所有产水气井在全生命周期生产过程中都会出现的普遍现象。气井一旦能量不足，井筒就会发生积液现象，会造成井筒压降升高，增加液体对气层的回压，导致产气量下降，如果不及时采取合理排水采气措施，气井积液问题就会愈发严重，导致气井水淹停产，极大降低了气井最终采收率。

文章首次提出“潜油电泵深抽+采出水不出地面处理”研究思路，以产出水不出地面为目的，充分发挥电潜泵深抽优势[1-5]，创新集成高产水气井同井采注技术，实现气井稳定生产和产出水井下回注，有效降低采气成本，提高气井开发效果。

1 潜油电泵同井采注工艺原理

1.1 工艺原理

在高产水气井回注层与产层之间用过电缆封隔器（气液流道转化装置）封隔油套环空，潜油电泵机组下至封隔器以下，流体通过气液分离器分离后，通过离心泵增压进入封隔器下部油管，从集成分流接头进入过电缆封隔器内中心管，然后经桥式分流接头进入到封隔器以上油套环空，注入到目的层；气体从气液分离器进入封隔器下部的油套环形空间，上升至集成分流接头从进气孔进入过电缆封隔器内外中心管的环形空间，从桥式分流接头的气流通道进入到封隔器上部的油管内，从油管采出地面。

1.2 主要优点

（1）潜油电泵机组可下入大斜度及水平井段生产运行，相比有杆泵可以有效避免管杆偏磨问题。（2）排液快，排量范围广，可通过变频控制技术进行排量调整。在一定排量范围内，可避免因调整泵型进行起下作业施工。（3）采出水经分离后直接回注注入层，不需要配套地面水处理泵站、流程及其他辅助设施。

2 潜油电泵同井采注工艺技术

2.1 同井采注工艺设计

2.1.1 回注层选择

回注层要满足以下基本条件：（1）回注层保存条件好，埋藏深度不宜过浅；（2）封隔层封闭能力要强，避免污染上部地表水，破坏环境；（3）固井质量好，避免回注水窜流至上部水源造成污染；（4）回注层储层物性好，吸水能力强，具备一定的注入性。

2.1.2 工艺参数设计

同井采注工艺参数设计步骤如下：

（1）结合气井产出特征，确定气井产气、产液生产曲线[6]；（2）确定气井配产气量，并根据气井产气生产曲线确定对应的井底流压；（3）根据气井配产气量条件下的井底流压，利用气井产液生产曲线确定相应的产液量；

（4）结合气井井筒管柱结构特征，根据井底流压值，综合确定潜油电泵下入深度、储层保护装置下入深度；（5）评价回注层位的注入能力（注入量和注入压力），确定回注层深度及配套增注措施；（6）根据潜油电泵下入深度和回注层深度，考虑井筒安全性和完整性，确定气液流道转化装置下入深度；（7）根据气井配产气量、产液量、地面安全回注压力及潜油电泵下深，综合确定潜油电泵机组排量、扬程；（8）根据地层压力、温度、产气、产水参数和出砂情况，综合确定电机、保护器、分离器等电泵机组选型。

2.2 主要施工工艺

（1）压井。采用反循环法压井，压井完毕后，待无溢流、无气体逸出，确保无井控风险后，再灌注压井液（2）拆原井口装置、安装防喷器组。按井下作业标准对防喷器试压至合格为止。（3）探砂面/冲砂。原管柱加深探砂面至人工井底，冲砂至人工井底位置，洗井合格后，起冲砂管柱。（4）刮削。重点对回注层增注措施位置、气液流道转化装置坐封位置、储层保护装置坐封位置上下10m反复刮削3～5次，随后进行反洗井至进出口水质一致为合格。（5）下入储层保护装置至预定设计位置。（6）实施回注层增注作业。（7）刮削。重点对射孔位置、气液流道转化装置坐封位置、储层保护装置坐封位置上下10m反复刮削3～5次，随后进行反洗井至进出口水质一致为合格。（8）组下生产回注管柱。管柱组合（自下而上）：潜油电泵机组+外加厚生产油管+气液流道转化装置坐封位置+外加厚生产油管。要求组下生产回注管柱时做好电缆保护，尤其是自造斜点需加装电缆保护器。（9）进站生产。

3 现场应用

3.1 典型井基本情况

LP14井生产层位为H1，完钻井深5173 m，造斜点3303 m，A点斜深3973 m，水平段长1200 m。LP14H井采用Ф114.3m尾管固井完井，尾管悬挂封隔器斜深3601.46m（垂深3582.84m，井斜33.96°）。该井H1层进行钻桥塞-多簇射孔联作加砂压裂，在地层中部（斜深3973m，垂深3738.45m）流压16.201MPa、流温124.974℃的条件下，放喷试气求取天然气无阻流量2.07×104m3/d，日产水68.9 m3/d。而后起出压裂管柱，下入Ф60.3mm生产管柱，下深3905m，见图1所示。由于该井产水量较大，试气完后难以正常生产而导致长期关停。

图1 LP14井同井采注工艺管柱示意图

3.2 同井采注工艺参数设计

（1）同井注采工艺管柱组合设计（自下而上）：潜油电泵机组+单流阀+Ф73mm外加厚油管油管+气液流道转化装置（Y211-146过电缆封隔器）+Ф89mm平式油管1根+Ф73mm外加厚油管，在潜油电泵机组下方下入储层保护装置（Y441-150防倒灌封隔器），见图1所示。

（2）潜油电泵机组排量设计70m3，下入深度设计2500m（考虑耐温120℃影响），扬程设计3500m（考虑回注压力10MPa），气水分离器要求气液分离效率高于95%。

（3）回注层要考虑固井质量、套管接箍影响，气液流道转化装置位置设计1780m，装置最大外径146mm，耐温120℃，耐压差45MPa，适合Ф177.80mm 技术套管内径，上接Ф89mm外平式油管，下连接Ф73mm外加厚油管，满足油管强度校核的安全要求。

（4）考虑到固井质量、套管接箍影响，为了提升封隔器坐封稳定性，储层保护装置（Y441-150防倒灌封隔器）设计2940m，要求耐压差45MPa，耐温120℃，适合Ф177.80mm 技术套管内径，上接Ф73mm外加厚油管。

（5）根据施工压力、生产井口油压、注水井口套压，井口压力不超过25MPa，井口装置选择KQ65-35。

3.3 应用效果

LP14H井于2019年7月27日开始实施同井采注工艺，于2019年9月5日停止试验，累计生产41d，井下电泵吸入口压力最低降至4.8MPa，折算井底流压17MPa，气井平均稳定日产气8000方，累计采气24.2万m3，产出水实现不出井口同层系回注，验证了同井采注工艺可行性。

在LP14H井同井采注技术试验成功的基础上，同井釆注技术已累计在高产水气井推广应用42口，平均井筒压降16.95MPa，井筒液面大幅度降低，水淹关停井得到有效复产，累计增产3350万m3；产出水实现不出地面直接井下回注，累计回注水量7.72万m3，节省污水处理成本926万元，降本增效效果明显。同井采注技术实现了高产水气井有效排采，为高含水气藏有效动用开发提供一种开发新手段。

4 结束语

（1）研制适合Ф177.80mm技术套管的井下气液流道转化装置，最大外径146mm，耐温120℃，耐压差45MPa，不仅有效保障了产层与回注层密封效果，而且顺利实现了井下气水流道空间转换。

（2）集井下气液流道转化装置、潜油电泵机组、储层保护装置等部件一体化设计，创新形成潜油电泵同井采注工艺技术，可实现高产水气井油管稳定采气、油套环空产出水不出地面直接井下回注。

（3）现场应用表明，基于储层产出特征合理设计同井采注工艺参数，可有效降低井筒压降，42口高产水关停气井得到长期复产稳产，累计增产3350万m3，产出水全部实现有效回注，节省污水处理成本926万元，为高含水气藏有效动用开发提供一种开发新手段。