靖边气田排水采气工艺试验及效果分析

尚万宁 李颖川 李 治 贾浩民 张耀刚

(1.西南石油大学 2.中国石油长庆油田公司第一采气厂)

靖边气田排水采气工艺试验及效果分析

尚万宁1，2李颖川1李 治2贾浩民2张耀刚2

(1.西南石油大学 2.中国石油长庆油田公司第一采气厂)

针对靖边气田低渗无边底水气藏的地质特征和产水特征，结合靖边气田的开发工艺模式，在总结历年排水采气工艺试验效果的基础上，优选和优化了适合靖边气田的排水采气工艺，并提出了低压、低水气比气井复合排水采气工艺技术思路，为气田产水气井的中后期高效开发提供了技术支撑，对类似气藏排水采气工艺的选择和应用具有一定的借鉴意义。图4表4参5

靖边气田 低渗无边底水气藏 排水采气 工艺试验 效果分析

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部，主要开发下古奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层的天然气，其气藏属低渗、低丰度干气气藏，无边、底水。随着气田的持续开发，地层压力的逐渐降低，产水井逐渐增多，在气田局部区块形成相对富水区，导致气井的携液能力变差，造成部分气井难以自喷带液生产，甚至因井筒积液而停产，严重影响了气藏的均衡开发。如何选择适合该类气藏及工艺条件的排水采气工艺和配套技术，并实施有效排水采气已成为靖边气田产水气井高效开发的主要课题。

1 靖边气田地层产水特征及开发工艺模式

1.1 地层产水特征

靖边气田地层产水规律和产水特征研究表明［1］，靖边气田下古气藏地层水在横向上呈块状或透镜状分布，气、水共存。气藏中不存在“边水”或“底水”，找不到绝对的气－水边界，但在一些区域地层水又集中产出，形成相对富水区。气井出水时间普遍较早，产水井表现出产水量小、产能低、稳定的特点。产出地层水矿化度相对较高，产出的天然气中普遍含有H2S、CO2等腐蚀性气体。

1.2 开发工艺模式

靖边气田是长庆气田最早投入开发的气田，主要以“三多、三简、两小、四集中”的靖边地面集输工艺模式开发［2］，即多井高压集气、多井注醇、多井加热炉加热;简化井口、简化布站、简化计量;小型橇装脱水、小型发电;集中净化、集中甲醇回收、集中监控、集中污水处理。

2 常规排水采气工艺应用分析

产水气井排水采气工艺技术始于20世纪50年代的美国［3］，经过近60年的发展，已形成了多种成熟的排水采气工艺。近年来在新工艺方面主要有同心毛细管技术、天然气连续循环技术、井下气液分离同井回注技术、井下排水采气工艺等［4］。我国于20世纪80年代引入柱塞举升排水技术。经过近30年的发展，逐步形成了优选管柱、泡沫排水、气举、机抽、电潜泵、射流泵等工艺技术，在现场应用中取得了很好的效果。

但这些工艺在靖边气田的推广应用需要进行优选和优化配套。主要表现为:①靖边气田地处沙漠、高原地带，外部环境恶劣，“多井高压集气”工艺模式决定了单井场无人值守，大型设备和常电作为动力源的工艺实施成本高;②集气站采用橇装三甘醇脱水，产出的地层水矿化度高，泡排工艺实施过程中，易造成脱水装置盐结晶堵塞;③产出的天然气中酸性气体含量高，井下管柱、工具易腐蚀;④气井深度一般都大于3500m，且气井产量低，连续油管、电潜泵等排水采气工艺成本较高。

3 技术对策及气井精细管理

3.1 技术对策

靖边气田下古气藏富水区有限封闭，水体不活跃，如果处理不当，会对气田的开发带来较大影响。基于对富水区的研究和认识，制定了以“内排外控”、“以排为主”的开发技术对策，即富水区边缘气井合理控制产量，严格控制水体外侵;富水区内部气井加强排水采气和精细管理，确保产水气井连续稳定生产。

3.2 气井精细管理

对于携液能力强的高产气量产水气井，采取合理的工作制度保持连续平稳生产;对于携液能力不足的低产气井，采取配套的排水采气工艺措施保持稳定携液生产。

4 排水采气工艺选择及配套

靖边气田从2000年开始开展排水采气工艺试验和研究，在借鉴国内外排水采气工艺的基础上，结合气田开发实际，不断优选、改进和集成配套排水采气工艺。

4.1 柱塞气举排水采气工艺试验

柱塞气举排水采气工艺是将柱塞面作为气液之间的机械接面，利用气井自身能量推动柱塞在油管内进行周期性地举液，阻止气体上窜和液体回落，减少滑脱效应，增加间歇举升效率。在工艺试验中，结合靖边气田产水气井井况，优化气举工艺参数，同时对井口装置流程进行了改造。G2－9井等3口气井的现场试验表明，该工艺对间歇生产的产水气井能够有效降低油套压差，提高携液能力。

4.2 泡沫排水采气工艺优化及应用

由于所产地层水矿化度高，在泡排工艺实施过程中，易形成脱水撬盐结晶堵塞，因此对起、消泡剂和分离装置要求高。同时由于气井分散，需要确定经济合理的加注工艺方式。为此，在泡排试验过程中，对药剂优选、参数优化、工艺流程配套、加注方式等方面进行了优化和完善。

(1)药剂优选及参数优化

分析认为，矿化度和气水比是影响泡排效果的重要参数。通过室内起泡剂、消泡剂的综合性能评价实验，优选适合靖边气田不同类型产水气井的起泡剂、消泡剂;同时根据气井水气比变化和现场试验，确定合理的加注参数，实验参数见表1和表2。

表1 靖边气田排水起泡剂综合实验评价

表2 现场试验泡排药剂加注浓度参数表

(2)加注方式

结合地面工艺特点，确定靖边气田泡排药剂的加注方式。在夏季，起泡剂采用集气站注剂泵通过注醇管线连续加注;在冬季，采用加药车从井口间歇加注，对于低产水气井采取井口投加固体排液棒。消泡剂在集气站内连续泵注。在消泡剂注入处增加雾化装置，以提高消泡效果。在分离流程中增加二级分离，应用了立式气液聚结等精细分离器，有效提高了气液分离效果，减轻脱水橇盐结晶堵塞。

(3)现场应用效果

现场试验表明，泡沫排水采气工艺对提高气井气体携液能力，缩小气井生产油套压差，保证产水气井连续稳定生产具有较好的效果。靖边气田目前已实施泡沫排水采气30余口井，年增产气量约0.56×108m3，见表3。

表3 靖边气田泡沫排水采气增产气量统计表

4.3 高压气源井气举排水采气工艺试验

高压气源井气举排水采气工艺是结合靖边气田因滚动开发而高低压气井并存的现状，考虑气田“多井高压集中集气、多井集中注醇”的地面工艺模式，而提出的一项因地制宜的排水采气工艺措施。

(1)工艺原理

将接入同一集气站的高压气井的天然气通过已有的地面注醇管线连续注入被气举的低压产水气井的油套环空，使被气举气井的井筒积液从油管连续举出，并通过被气举气井的采气管线输送至集气站，实现连续气举助排排水采气。工艺流程图见图1。靖边气田同一集气站有高压气井，且生产比较稳定，生产过程中不产水或产水量很小，压降速率小，能够满足连续气举的要求。采用已有的注醇管线作为注高压气管线，流程改造简单。

图1 高压气源井气举助排排水采气流程示意图

(2)现场试验及实施效果

通过井筒节点分析，以及注气管线的摩阻、压力损失，确定合理的注气运行参数和工艺制度后，G6－2井2008年8月开始试验高压气源井气举生产，生产情况见图2和表4。

试验结果表明:高压气源井气举助排排水采气工艺流程简单，运行设备少，投资低，适用于产水相对稳定的低水气比井，增产效果明显。

4.4 小型撬装压缩机气举辅助泡排排水采气工艺

试验及效果

(1)工艺原理

将本井产出气或者被气举井所在集气站外输气作为工艺气进行压缩，然后注入被气举井的油套环空或者油管，提供助排驱动能量，同时向被气举井的油套环空或者油管中注入适量的起泡剂，实现连续的排水采气过程(图3)。

(2)工艺设计特点

以撬装压缩机组气举为核心，将提供高压天然气源的压缩机组撬装化，便于移动和管理。通过合理控制注气压力、流量、起消泡剂加注量等关键参数，对产水气井实施连续助排。

(3)现场试验及效果

陕93井是靖边气田一口产水气井，开井初期日产水25m3左右。随着气井生产时间的延长，压力降低，产气、产水量下降，井筒出现积液现象。2006年开始进行泡排生产，2009年底泡排效果变差，2010年6月开展了小型撬装压缩机气举辅助泡排排水连续助排工艺试验，生产情况见图4。

图2 G6－2井生产曲线图

表4 试验期间生产情况统计表

从图4可知，陕93井气举辅助泡排助排生产期间气井生产较为稳定，排液效果较好，日产水量由采取单一泡排时的12m3提高到20m3，日增产气量1.17×104m3，增产效果明显。

图3 小型撬装压缩机气举助排排水采气工艺流程示意图

5 结论与认识

(1)靖边气田属典型的低渗无边底水气藏，受气井产出气气质、水质和地面集输工艺模式的影响，常规排水采气工艺在靖边气田推广应用需要结合现场实际进行优化和配套完善。

(2)经过现场试验和优化完善，泡沫排水采气工艺在靖边气田取得了较好的实施效果，是目前靖边气田产水气井主要采取的助排措施。

(3)高压气源井气举助排排水采气工艺试验效果较好，对于辖有高压气井的集气站的产水气井可实施该工艺。

(4)建议进一步开展小型撬装压缩机气举辅助泡排排水采气工艺试验和应用，以及常规工艺的复合应用，促进气田产水气井的有效开发。

图4 陕93井撬装压缩机气举辅助泡排排水采气工艺试验曲线图

1 李建奇，李安琪，张振文，等.靖边气田马五1+2气藏相对富水区成因及开发［J］.天然气工业，2005，5(9):89－91.

2 徐勇，穆谦益，杨亚聪，等.长庆气田开发模式及地面配套工艺技术［J］;天然气工业，2010，30(2):102－105.

3 (美)詹姆斯·利著.何顺利，顾岱鸿，田树宝，等译.国外油气勘探开发新进展丛书(六)气井排水采气［M］.北京:石油工业出版社，2009.

4 周际永，伊向艺，卢渊.国内外排水采气工艺综述［J］.太原理工大学学报，2005，36(增刊):44－46.

5 张书平，吴革生，白晓弘，等.撬装式小直径管排水采气工艺技术［J］.天然气工业，2008，28(8):92－94.

DRAINAGE GAS RECOVERY TECHNOLOGY OF JINGBIAN GASFIELD AND ITS EFFECT ANALYSIS

SHANG Wanning1，2，LI Yingchuan1，LI Zhi2，JIA Haomin2and ZHANG Yaogang2(1．Southwest Petroleum University;2．No．1 Gas Production Plant，PetroChina Changqing Oilfield Company)．

According to geological and water－producing characteristics of low－permeability gas reservoirs without edge and bottom water in Jingbian gasfield，using their development experience，based on the test results of drainage gas recovery over the years，this paper optimizes the technology of drainage gas recovery，and puts forward a compound technology of drainage gas recovery for low－pressure and water－gas ratio gas wells．It provides technical support for highly efficient development of water－producing gas wells in its middle－late period，and can be used for reference in selecting and applying to similar gas reservoirs．

Jingbian gasfield，low － permeability gas reservoir without edge and bottom water，drainage gas recovery，technology test，effect analysis

尚万宁，男，1972年出生，1993年毕业于西南石油学院，高级工程师，博士研究生;主要从事气田开发工艺研究和管理工作。地址:(718500)陕西省靖边县第一采气厂。电话:(029)86505316，13892293528。E－mail:shangwn2002@yahoo.com.cn

(修改回稿日期 2010－12－06 编辑 景岷雪)NATURALGAS EXPLORA-TION＆DEVELOPMENT．v．34，no．3 ，pp．45－48，7/25/2011