靖边气田同站高压井气举排水采气工艺流程改造效果分析

王心敏 贾浩民 宁梅 任发俊 高岗

中国石油长庆油田公司第一采气厂

随着鄂尔多斯盆地靖边气田的不断开发，产水气井逐渐增多，目前已发现7个富水区、74个产水单井点，产水气井的高效开发，排水采气工艺的有效实施，是保证气田均衡开发和气田连续稳产的主要手段。目前靖边气田较为成熟的产水井助排技术主要有泡沫助排、柱塞气举、橇装压缩机气举、优选管柱等，各项排水采气技术在靖边气田的应用取得了一定的成果与认识，同时也反映出部分工艺实施周期长、费用高，现场应用受到限制。靖边气田针对产水气井开发现状，结合现有站场工艺特点，借鉴天然气连续循环气举技术，进行了高压气源井气举排水采气工艺技术的研究[1]。

1 天然气连续循环气举技术及其应用

1.1 技术简介

天然气连续循环气举工艺在是在气井生产过程中利用压缩机或气源井将天然气作为补充能量沿气井油套环空注入井中，注入的天然气与储层产气混合，提高井筒天然气的流速，实现连续稳定排水采气的目的（图1）[2]。

图1 天然气连续循环气举工艺示意图

1.2 应用情况

目前天然气连续循环气举技术在川渝气田应用较为广泛，取得了较好的排水采气效果。气举排水采气自1982年试验成功以来，由于适用范围广、增产效果显著，已成为川渝气田排水采气的主力工艺技术，形成了压缩机气举等一套排水采气技术系列，可满足不同类型产水气井的排水采气需要，研制的气举阀、气举优化设计软件达到世界先进水平，增产效果显著[3－10]。

2 同站高压井气举排水采气可行性分析

2.1 工艺原理

将接入同一集气站的高压气井的高压气通过现有的地面注醇管线引入被助排的低压弱喷产水气井的油套环空，并且连续注入；借助高压气源井的高压气流，使被助排气井井筒积液从油管连续举出，并通过被助排气井的采气管线输送至集气站，实现连续气举排水采气[11－13]。

2.2 工艺条件

靖边气田采用多井高压集气，集中注醇等“三多三简二小四集中”的开发地面配套工艺技术[5]，气井投产时间长短不一，站内高、低压气井并存，对站内流程只需进行较为简单的改造，即可满足同站高压井气举排水采气工艺条件。

2.3 工艺优点

高低压井互联气举排水采气主要借鉴天然气连续循环技术，集气站现有注醇管线可直接作为高压注气管线，相较车载式压缩机或橇装压缩机等井口连续气举工艺，其工艺流程简单，操作管理方便，实施费用较低，投入产出比较高[14－16]。

3 同站高压井气举排水采气方案设计

3.1 气举工艺流程设计

根据工艺试验要求和站内地面流程现状，本着流程改造简单、实用的原则，对站内流程行了改造，改造后同站高压井气举排水采气流程见图2。

图2 高低压井互联气举工艺改造流程图

3.2 试验参数设计

根据气举条件分析可知，向G1井注气点的安全注气压力应大于12MPa。注气管线采用G1井的原注醇管线，其管线规格为27mm×5mm×5.359 km，所以，需要对注气压力、管线最大过流量和稳定气举气量进行设计。利用威莫斯输气计算公式进行模拟计算有一定的误差，但基本能够指导现场试验。威莫斯输气计算公式为：

式中p1为管线起点压力，MPa；p2为管线终点压力，MPa；Q为管线输量，m3／d；d为管线内径，cm；L为管线长度，km；T为管输天然气的平均温度，K，取288 K；ρ为天然气对空气的相对密度，取0.587 9；Z为管输天然气的平均压缩因子，取0.769。

利用威莫斯输气公式求的被气举井与气举井在不同气举流量下压力关系见表1。

表1 被气举井与气举井在不同气举流量下的压力关系表

3.3 试验制度设计

根据工艺参数设计，选G2井（气举井）气举气量按0.3×104m3／d、0.5×104m3／d、1.0×104m3／d、1.5×104m3／d、2×104m3／d等5个制度进行，G1井节流针阀全开生产，每个制度试验周期为4d（表2）。

通过控制气举井的井站内节流针阀，验证不同气举气量下气举效果、可行性、不同制度下气举管线压降损失和气举压力关系，验证注醇管线在不同气举压力和被气举井套管压力时的输气能力，以及高压流量计的性能、适用性和准确性。

4 同站高压井气举排水采气现场试验及应用

4.1 单井试验情况分析

在G1井分制度试验进行设计压力、气举气量和实际对比分析，验证工艺的可行性，摸索合理的气举参数，验证设计的准确性。

表2 各种试验制度下气举情况表

根据试验数据分析可知，当气举气量大于0.5×104m3／d时就能够基本满足同站高压井气举排水采气工艺要求，气举气量大于1×104m3／d，气举效果较好（表3）。

注气管线实际压力损失和理论计算压力损失相比，偏小0.2～0.9MPa，摩阻损失小，与理论计算基本吻合。注气管线输气能力和压力损失核实结果显示，压力损失随注气量的增加而增大。

4.2 单井生产情况分析

4.2.1 G3井生产情况

选择G4井作为高压气源井，自身能量无法携液生产的弱喷产水气井G3井作为被气举井进行高低压井互联气举排水采气，作业井的基本情况见表4。

G3井于2006年11月投产，投产初期配产3×104m3／d，油套压24MPa。2010年2月以来该井生产不稳定，产气、产液波动大，油套压差增大至约5MPa，带液不畅，采取站内放空带液措施维持生产。6月开始井口定期加注起泡剂，站内利用缓蚀剂罐通过注醇管线连续加注消泡剂消泡。由于气温下降，无法继续利用注醇管线加注消泡剂，停止泡排。

表3 不同制度下注气管线压力损失表

表4 G3、G4措施井的基本情况表

该井于2010年10月30日投用同站高压井气举流程生产，不借助泡排措施实现了该井的连续稳定带液生产，注采比约为1∶2，截至2012年5月，G3井累计增产气量380×104m3，产出液1 350m3，效果显著。具体运行参数如表5、图3所示。

表5 气举生产情况统计表

图3 G3井生产曲线图

4.2.2 G5井生产情况

选择G6井作为高压气源井，自身能量无法携液生产的弱喷产水气井G5井作为被气举井进行同站高压井气举排水采气。试验井基本情况见表6。

G5井于2002年10月投产，投产初期配产2×104m3／d，油套压24.2MPa。2008年年底压力降至系统压力，产气量降至约0.7×104m3／d，借助泡排措施助排，仍不能正常携液生产，井筒积液关井。

表6 G5、G6措施井的基本情况表

2010年10月投用同站高压井气举助排流程。高压气源井注气针阀全开，被气举井站内节流针阀全开生产，实现了被气举井连续稳定带液生产，注采比约1∶2，截至2012年5月底，累计增产气量450×104m3，产出液722m3，效果显著。具体运行参数如表7、图4所示。

表7 气举前后生产情况对比表

图4 G5井生产曲线图

从多口同站高压井气举作业实际应用可以看出，气举助排效果的好坏主要取决于被气举井瞬时流量能否达到该井的临界携液流量，同站高压井气举助排就是给被气举井补充气源，使其达到临界携液流量，实现连续稳定携液生产。

5 结论及认识

1）试验表明，在靖边气田高低压气井并存的集气站，采用同站高压井气举排水采气工艺是可行的。其工艺流程改造简单，操作管理方便，具有一定的经济效应，实施效果好，不但丰富了靖边气田排水采气工艺技术体系，也为气田排水采气工艺的发展提供了新的技术思路。

2）根据试验数据分析可知，当气举气量大于0.5×104m3／d时就能够基本满足同站高压井气举排水采气工艺要求，气举气量大于1×104m3／d，气举效果好。

3）注气管线输气能力和压力损失核实结果显示，压力损失随注气量的增加而增大。

4）气举助排效果的好坏主要取决于被气举井瞬时流量能否达到该井的临界携液流量，同站高压井气举助排就是给被气举井补充能量，使其达到临界携液流量，实现连续稳定携液生产。

5）同站高压井气举排水采气工艺适用于高低压气井并存的集气站，并具有一定的推广应用价值。

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