排水采气工艺技术现状分析及应用

2013-08-15万小进任兵兵王朋久张雅龙

重庆科技学院学报（自然科学版） 2013年1期

万小进任兵兵王朋久张雅龙

(1.重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331;2.重庆长江工程勘察设计研究院，重庆 401147)

在天然气的开采过程中，气井常常会出现井筒积液的现象。这是由于气井在正常生产时所呈现的流态为环雾流，液体常常以液滴形态被气体携带出井筒。在携液过程中，当连续相的气体流速太低，没有足够的能量将井筒中非连续相的液体携带到地面时，液体与气流呈反向流动并积存于井底，形成井筒积液。气井积液发生后，气井的生产能力会受到很大的影响，甚至会使气井完全停喷。与此同时，气井内的液体会沿渗流通道进入到附近地层，降低了气相渗透率，致使产气量迅速下降，递减期提前。针对这种情况，对不同气藏类型、不同生产时期的气井进行排水采气技术研究显得尤为必要。本文通过对常规和非常规气藏的排水采气工艺技术的适用性和效果进行对比分析，为不同类型的产水气藏推荐相配套的排水采气工艺，从而使其排水效果最大化。

1 常规排水采气工艺

1.1 泡沫排水采气工艺

泡沫排水采气工艺是将表面活性剂注入井底，借助于天然气流的搅拌，使表面活性剂与井底积液混合后，产生大量较稳定的低密度含水泡沫，泡沫将井底积液携带到地面，从而达到排水采气的目的。通过多年的现场试验，泡沫排水采气工艺一般适用于产量不高的中小型气井，产水量一般在100 m3d、气水比在160～1500 m3m3之间，工艺井的油套管连通性较好，油管下入深度不宜太浅。而且，气流速度、气井投药时间、起泡剂注入浓度和注入量、起泡剂注入方式和流程等都直接关系到排水采气能否见效。该工艺对于井深小于3500 m的气井均适用，且维修管理方便、投资成本低，现场实用性强，使用广泛。

新场气田在室内实验和现场试验的基础上，共对260余口气井实行了泡沫排水工艺措施，由于气井积液量和含油量不均，气井产量和压力不等，所以根据不同的单井制定了不同的加药制度。截止到2006年，累计指导施工190口井，施工成功率95%，增产天然气4×107m3，泡沫排水采气已成为新场气田气井稳产的重要措施。目前，泡沫排水在新场气田的低含油、低水量、低产量气井中的应用极为成功［1］。

1.2 连续气举排水采气工艺

目前，我国塔里木、长庆、青海等油田普遍采用连续气举。该技术是往气举管内注入产层高压气或地面增压气，给井筒积液充气，使气液两相混合，降低管柱内液柱的密度，提高举升能力，降低井底压力以形成生产压差，恢复或提高气井产量，连续气举排量大，日排液量可高达300 m3，适用于弱喷、间歇自喷和水淹气井。该工艺适应性广，易于管理，逐渐被大多数油田采用。

华北油田从2000年开始研究并应用苏1断块气举排水采气工艺技术，该区块上返气井产能很低，且油水界面升高，油水窜入井底，导致产水很高，产气能力差，随着气藏的全面开发，井筒积液日趋严重。2000年8月－2001年9月在苏1断块的苏1－6井进行了气举排水采气现场应用［2］，通过2轮140 d的气举，累计产气 430×106m3，产油 350 t，排液13723 m3，苏1－6的气举效果对苏1潜山的开发具有明显的促进作用。

1.3 优选管柱排液采气工艺

在气井生产的中后期，气井积液量逐步增大，气井产能明显减小，滑脱损失成为影响气井携液能力的主要因素，导致气井举液速度太低，不能将井筒积液及时排出地面而发生水淹。这时需要重新选择较小且合适的自喷管柱，即优选管柱排液。

华北油田在2002年对2口井实施了优选管柱排水采气工艺，其中对一口积液严重井采用气举排水时，共排出水量57 m3，出油3 m3。进行气举强排后，应用优化后的小油管大约用了1.5 h排尽了井筒积液，泵筒下到深度1390 m后无液体排出［2］，排液效果非常明显，再次说明了小油管具有排液速度快、携液能力强的优点。

1.4 机抽排液采气工艺

机抽排液采气是采用气水分离器、深井泵、油管、抽油杆、抽油机等相关配套机械设备，进行排液采气的生产工艺。它的工作原理与抽油类似，但采用该技术是利用油套管的环形空间采气，井筒积液从油管排出，主要针对动液面和产能较高且附近没有高压气源的气井，其主要缺点是排量受油管尺寸和下泵深度的限制，但由于该工艺易于管理，设备性能可靠，投资少等特点，可为积液气井提高气体采收率提供良好选择。

2006年吐哈油田的一口边缘采气井米气5井在完钻投产初期无产能，后虽采取了气举、压裂等措施，但由于地层压力较低、出水多等原因，井底积液淹没气层，使得这口井无法持续生产，被迫长期关井。2008年下半年，经过多方论证后决定试验抽油机排液采气工艺。将用来采油的抽油机、深井泵转用到气井中，依靠机械方式排出井底积液，从而恢复气井产能。采用机抽排液采气后，米气5井抽油机一次启动成功，井内积液逐渐排出，气井产能恢复。目前，吐哈油田的该项技术处于领先水平，正逐步推广应用到其他20余口间开井、停产井中，可望日增产原油20 t、天然气10×104m3。

2 新型排水采气工艺技术

2.1 同心毛细管技术

同心毛细管技术与泡沫排水的原理类似，通过使用化学发泡剂来降低液柱密度，利用天然气的气流把井筒积液同时携带出井筒，降低气井积液量。所以采用毛细管技术的关键是化学剂的合适选择，其中主要考虑的是化学剂在井底温度条件下的稳定性以及与毛细管管柱的兼容性。其工艺原理是首先将同心毛细管盘绕在滚筒上，然后利用同心毛细管在生产层位的单向阀往井底注入相应的化学发泡剂。该技术的优点是在操作过程中能节省大量劳动力，但在使用的同时要能够持续的往井底加入化学剂，防止毛细管柱由于结蜡发生堵塞或者化学剂与毛细管发生粘连等一系列影响气井正常生产的问题。

国外从1998年开始使用毛细管技术，由于同心毛细管柱通常下到积液气井的生产层位的底部，可以有效的对最深的产层进行排水。美国南得克萨斯共对17口井采用了该项技术，经后期评估稳定生产或增产的有10口井，平均延长生产期45～60 d［2］，累计增产天然气6×104m3d，平均单井增产超过1.5×104m3d，与以前采用常规的泡沫排液法相比，可采储量增加了9×107m3。

2.2 深抽排水采气工艺

深抽排水采气工艺是指利用机抽排液采气的原理，通过增大气井的生产压差来提高泵挂深度超过2000 m的低压低产井产量。我国目前已经研制出了适合气井深抽生产的长冲程整体泵筒深井泵，并且将泵成功的下到了2000 m以下，为了减少气体对深井泵的影响，采用了多相井下气液分离器，使得深井泵的充满系数增大，中深井的检泵周期延长，从而节约作业成本。

目前，西南油气田采用深抽排水采气工艺在现场对3口积液井进行了试验，采用了由异型节能抽油机、整体泵筒深井泵、玻璃钢抽油杆以及多相井下气液分离器所组成的深抽排水采气工艺［3］，累计增产天然气38×106m3，取得了良好的经济效益。

2.3 天然气连续循环技术

天然气连续循环技术是为了解决生产中出砂或油管柱较小的气井而设计的一种排水采气新技术，并且克服了气井生产时采用速度管柱或柱塞举升时所存在的问题。自产的天然气不断的通过压缩机回注到井中，提高了天然气的流速和携液能力。由于该工艺所需气源来自气井自产气，对比单井气举技术，该流程节约了地面气流控制装置和气举阀的使用，简化了传统工艺技术的复杂性。工作原理如图1所示。

德克萨斯州的 Ozona气田的1号井，在采用了天然气循环技术后，单井产量为7000 m3d，而在采用该系统之前使用间歇气举时天然气产量仅为3600 ～5000 m3d，当换成柱塞举升工艺时，产量下跌到 4500 m3d。