靖边气田连续气举排水采气工艺可行性分析

马思平+柳洁+魏萍+汪泳吉+李鹏

摘 要 综合考虑靖边气田地质条件及增压生产站分布的情况，考虑利用外输气对弱喷产水气井进行连续气举生产。借鉴高压气源井连续气举排水采气工艺技术，考虑增压站外输压力相对较高的特点，文章对利用外输气连续气举弱喷产水气井的生产工艺进行了可行性分析，提出了该气举工艺的适用范围，同时针对产水量大的弱喷气井，考虑增压上游站外输压力低的特点，对撬装压缩机增压连续气举排水采气工艺进行了可行性探讨，为靖边气田的正常生产提供理论指导。

关键词 增压井；连续气举；排水采气；可行性

中图分类号：TE373 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）04-0144-02

1 生产现状

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部，开发逐渐进入中后期，随着地层压力的逐渐降低，导致气井的携液能力变差，甚至因井筒积液而停产，严重影响了气藏的开发，需要采取排水采气措施助排生产。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。

针对靖边气田站场特点，为了使低压气井得到有效开发，借鉴高压气源井连续气举工艺特点，考虑利用增压后外输气气举低压产水井工艺进行可行性探讨研究，达到排水采气目的。

2 增压连续气举工艺条件及要求

2.1 目前具有的增压气举工艺条件

1）目前靖边气田已建有5座增压站，压缩机组6台，对34口气井实施增压开采（除上古丛式井），后续将投运增压站35座共计314口气井，增压开采规模逐年增大。增压气井平均井口压力为2.4 MPa，部分气井套压降低至5 MPa以下。

2）增压本站外输压力为5.5 MPa，且为干气输送，气流稳定，具有气举条件。增压上游站外输压力低，湿气输送，无法为低压井提供气举工艺的气源。

3）一部分低压弱喷的产水井进行增压生产后，仍然无法连续携液生产，而泡排等助排工艺实施范围有限、单一工艺实施效果不理想，需要外来气源协助排液。

4）大部分增压气井具有注醇管线，可直接作为注气管线，具有注气工艺条件。

2.2 产水气井临界携液模型计算

通过靖边气田的携液新模型可以计算出不同井口压力、不同生产管柱情况的最小携液流量。只有保证气井瞬时流量大于临界携液流量时，才不会出现气井携液能力不足、井筒积液增多的现象。

计算模型包括以下两种：

1）低产气、高气液比气井连续携液模型：

（1）

2）泡排井携液模型：

（2）

由以上计算模型可以得到不同井口压力、不同生产管柱情况的最小携液流量数据，通过对靖边气田增压产水气井临界携液流量计算，可以得出，针对需要进行连续气举的增压弱喷气井，气举气量达到0.4×104 m3/d以上就可以满足携液生产。

2.3 增压井连续气举工艺设想

针对增压本站，由于外输压力较高，气源稳定，借鉴高压气源井连续气举工艺，将集气站的外输天然气（压力5.5 MPa）不经过加压直接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（<5 MPa），并且连续注入。借助稳定的外输气流，提高气井携液能力，使增压气井产出液从油管举出，实现连续排水采气的目的。

针对增压上游站，由于外输压力低，不具有循环气举条件，考虑对大产水量弱喷气井进行撬装压缩机增压后注入弱喷增压气井油套环空，实现连续气举，提高携液能力。

3 增压站外输气不增压连续气举工艺可行性分析

增压后气举排水采气条件：增压站外输压力决定增压起点压力5.5 MPa。井口2 MPa下气井携液流量0.6×104 m3/d及气举气量和被气举井产气比1：1，同时结合井筒压力损失和不同注气管线长度下压力损失决定气举气量0.3×104 m3/d。结合不同产水量下井筒压力损失和不同注气管线长度下压力损失，进行气举可行性分析。

3.1 不同管线长度下管线压力损失

忽略管线的粗糙度和弯头等因素，直接利用威莫斯输气计算公式（如式（3））进行管线压力损失模拟计算。

（3）

其中：P1-管线起点压力，MPa；P2-管线终点压力，MPa；Q-管线输量，m3/d；d—管线内径，cm；L-管线长度，km；T-管输天然气的平均温度，K，取288K；-天然气对空气的相对密度，取0.5879；Z-管输天然气的平均压缩因子，取0.769。

计算气举量为0.3×104 m3/d时的不同长度管线压力损失，见表1。

3.2 不同产水量下井筒压力损失

以40000 m3/m3为界将气水比分为两类，当GWR（气水比）≥40000 m3/m3，井底流压采用Oden模型进行计算；若GWR<40000 m3/m3，采用SWPI-SPA模型进行计算。产气量为0.6×104 m3/d的气井不同产水量下井筒压力损失，见表2。

表2 产气量0.6×104 m3/d气井不同产水量下井筒压力损失

井口压力

MPa 气体流量

m3 不同产液量下井筒损失

MPa 不同产液量下井底压力

MPa

2 6000 1 m3 2 m3 3 m3 4 m3 1 m3 2 m3 3 m3 4 m3

1.3 1.65 2 2.34 3.3 3.65 4 4.34

3.3 可行性分析

被气举井井口注起点压力P注= Pwf-P静+P阻，其中油套环空气柱产生压力和注气的摩阻损失基本相当，在这忽略两者的影响，近似考虑P注=Pwf。以0.6×104 m3气举气量为例，气井在1m3产水量时，井筒压力损失为1.3 MPa，最大管线压力损失为1.59 MPa，因此气举压力损失最大为2.89 MPa，在注气点压力为5.5 MPa，压缩机进气压力为2 MPa的情况下，完全可以满足气举要求。endprint

同理，在气源气体压力为5.5 MPa，气举气量为0.3×104 m3/d的情况下，根据不同管线长度下压力损失和不同产水量下气井井筒压力损失，可以对增压气井利用外输气源连续气举工艺可行性分析见表3。

表3 增压井连续气举可行性分析结果

管线长度km

产水量m3 0 1 2 3 4 5

0 0 0.25 0.52 0.80 1.10 1.42

1 1.3 1.55 1.82 2.1 2.4 2.72

2 1.65 1.9 2.17 2.45 2.75 3.07

3 2 2.25 2.52 2.8 3.1 3.42

4 2.34 2.59 2.86 3.14 3.44 3.76

从上表可以看出，以靖边气田气井平均4 km的管线长度进行计算，产水量小于4 m3/d的气井，压力损失均小于3.5 MPa，具有利用增压站外输气连续气举的可行性条件。

4 增压井外输气增压后连续气举工艺可行性分析

工艺原理：借助增压站外输天然气，利用撬装压缩机增压后将相对高压天然气注入气井油套环空，降低井筒液柱密度，提高气流垂直举升能力，增大气液流速， 实现气井连续稳定携液生产。

按照增压后气举条件：增压井井口压力为2.0 MPa，气举气量0.5×104 m3/d，要求压缩后的气举起点压力为12 MPa，结合不同产水量下井筒压力损失和不同注气管线长度下压力损失，进行气举可行性分析。

4.1 撬装压缩机参数要求

根据靖边气田条件，选择撬装压缩机：

进气压力：2 MPa-5.0 MPa。

排气压力：一级排气压力10 MPa，二级排气压力25 MPa。

排气量：0.5-3×104 m3/d。

净化撬要求：净化后满足自用气和工艺气气质要求，实现自动计量和排污；压缩机实现自动控制。

4.2 不同产水量产气量气井井筒压力损失

根据靖边气田以往生产经验，可以绘制不同产水量产气量气井井筒压力损失曲线图版，如图1。

图1 不同产气量及产水量下气井井筒压力损失

以0.5×104 m3气举气量为例，气井总产气量为1×104 m3气井的最大井筒损失在7 MPa，最小井筒损失在2.3 MPa，需要的最小注气点压力为4.3 MPa，最大需要注气点压力9 MPa，当注气点压力大于9 MPa可以满足任何产气量大于1×104 m3/d，产水量小于12 m3气井气举要求，适用于靖边气田绝大多数增压气井。

4.3 不同管线长度下管线压力损失

同理，忽略管线的粗糙度和弯头等因素，直接利用威莫斯输气计算公式（如式（3））进行管线压力损失模拟计算，计算数据如表4。

由表可以看出，在0.5×104 m3/d气举气量下，气举管线长度为5.5 km情况下，管线压力损失为1.88 MPa，被气举井起点压力可以达到10.1 MPa。具有撬装压缩机连续气举排水采气可行性。

5 结论及认识

1）借鉴高压气源井连续气举工艺，增压站外输天然气注入增压井油套环空连续气举生产是增压站弱喷产水气井的一项重要排水采气技术。

2）通过对增压本站，将集气站的外输气体不经过加压，直接通过地面注醇管线，引入低压弱喷产水气井油套环空，而且可以连续注入进行可行性分析。

3）针对增压上游站和增压站不满足外输气直接气举的井，均具有撬装压缩机利用外输气增压后连续气举的可行性。

4）根据增压井连续气举可行性分析结果，目前主要存在的问题是：增压井平均套压6.2 MPa，高于增压站外输压力。因此，在下一步工作中，需要重点落实增压气井套压较高的原因。

参考文献

[1]于淑珍，胡康，冯朋鑫，等.一种井间互联气举排水采气新方法[J].特种油气藏，2013（04）：138-140.

[2]李鹏，宋丽丽，高春华，等.靖边气田开发中后期气井增产的几种方法介绍[J].石油化工应用，2011（07）：50-53.

[3]尚万宁，李颖川，李治，等.靖边气田排水采气工艺试验及效果分析[J].天然气勘探与开发，2011（03）：45-48.

[4].赵炜，胡淑娟，译.采用天然气循环方式控制积液[J].国外油田工程，1999.

[5]何光智，等，井间互联排水气举恢复产能[J].油气田地面工程，2007，26（12）：28-29.

[6]魏纳，等.排水采气工艺技术新进展[J].新疆石油天然气，2006，2（2）：78-81.

[7]高锋博，史建国.排水采气工艺技术进展及发展趋势[J].内蒙古石油化工，2008（2）：56-57.

作者简介

马思平（1981-），工程师，毕业于西安石油大学油气储运专业，长期从事油气田开发工作。endprint

同理，在气源气体压力为5.5 MPa，气举气量为0.3×104 m3/d的情况下，根据不同管线长度下压力损失和不同产水量下气井井筒压力损失，可以对增压气井利用外输气源连续气举工艺可行性分析见表3。

表3 增压井连续气举可行性分析结果

管线长度km

产水量m3 0 1 2 3 4 5

0 0 0.25 0.52 0.80 1.10 1.42

1 1.3 1.55 1.82 2.1 2.4 2.72

2 1.65 1.9 2.17 2.45 2.75 3.07

3 2 2.25 2.52 2.8 3.1 3.42

4 2.34 2.59 2.86 3.14 3.44 3.76

从上表可以看出，以靖边气田气井平均4 km的管线长度进行计算，产水量小于4 m3/d的气井，压力损失均小于3.5 MPa，具有利用增压站外输气连续气举的可行性条件。

4 增压井外输气增压后连续气举工艺可行性分析

工艺原理：借助增压站外输天然气，利用撬装压缩机增压后将相对高压天然气注入气井油套环空，降低井筒液柱密度，提高气流垂直举升能力，增大气液流速， 实现气井连续稳定携液生产。

按照增压后气举条件：增压井井口压力为2.0 MPa，气举气量0.5×104 m3/d，要求压缩后的气举起点压力为12 MPa，结合不同产水量下井筒压力损失和不同注气管线长度下压力损失，进行气举可行性分析。

4.1 撬装压缩机参数要求

根据靖边气田条件，选择撬装压缩机：

进气压力：2 MPa-5.0 MPa。

排气压力：一级排气压力10 MPa，二级排气压力25 MPa。

排气量：0.5-3×104 m3/d。

净化撬要求：净化后满足自用气和工艺气气质要求，实现自动计量和排污；压缩机实现自动控制。

4.2 不同产水量产气量气井井筒压力损失

根据靖边气田以往生产经验，可以绘制不同产水量产气量气井井筒压力损失曲线图版，如图1。

图1 不同产气量及产水量下气井井筒压力损失

以0.5×104 m3气举气量为例，气井总产气量为1×104 m3气井的最大井筒损失在7 MPa，最小井筒损失在2.3 MPa，需要的最小注气点压力为4.3 MPa，最大需要注气点压力9 MPa，当注气点压力大于9 MPa可以满足任何产气量大于1×104 m3/d，产水量小于12 m3气井气举要求，适用于靖边气田绝大多数增压气井。

4.3 不同管线长度下管线压力损失

同理，忽略管线的粗糙度和弯头等因素，直接利用威莫斯输气计算公式（如式（3））进行管线压力损失模拟计算，计算数据如表4。

由表可以看出，在0.5×104 m3/d气举气量下，气举管线长度为5.5 km情况下，管线压力损失为1.88 MPa，被气举井起点压力可以达到10.1 MPa。具有撬装压缩机连续气举排水采气可行性。

5 结论及认识

1）借鉴高压气源井连续气举工艺，增压站外输天然气注入增压井油套环空连续气举生产是增压站弱喷产水气井的一项重要排水采气技术。

2）通过对增压本站，将集气站的外输气体不经过加压，直接通过地面注醇管线，引入低压弱喷产水气井油套环空，而且可以连续注入进行可行性分析。

3）针对增压上游站和增压站不满足外输气直接气举的井，均具有撬装压缩机利用外输气增压后连续气举的可行性。

4）根据增压井连续气举可行性分析结果，目前主要存在的问题是：增压井平均套压6.2 MPa，高于增压站外输压力。因此，在下一步工作中，需要重点落实增压气井套压较高的原因。

参考文献

[1]于淑珍，胡康，冯朋鑫，等.一种井间互联气举排水采气新方法[J].特种油气藏，2013（04）：138-140.

[2]李鹏，宋丽丽，高春华，等.靖边气田开发中后期气井增产的几种方法介绍[J].石油化工应用，2011（07）：50-53.

[3]尚万宁，李颖川，李治，等.靖边气田排水采气工艺试验及效果分析[J].天然气勘探与开发，2011（03）：45-48.

[4].赵炜，胡淑娟，译.采用天然气循环方式控制积液[J].国外油田工程，1999.

[5]何光智，等，井间互联排水气举恢复产能[J].油气田地面工程，2007，26（12）：28-29.

[6]魏纳，等.排水采气工艺技术新进展[J].新疆石油天然气，2006，2（2）：78-81.

[7]高锋博，史建国.排水采气工艺技术进展及发展趋势[J].内蒙古石油化工，2008（2）：56-57.

作者简介

马思平（1981-），工程师，毕业于西安石油大学油气储运专业，长期从事油气田开发工作。endprint

同理，在气源气体压力为5.5 MPa，气举气量为0.3×104 m3/d的情况下，根据不同管线长度下压力损失和不同产水量下气井井筒压力损失，可以对增压气井利用外输气源连续气举工艺可行性分析见表3。

表3 增压井连续气举可行性分析结果

管线长度km

产水量m3 0 1 2 3 4 5

0 0 0.25 0.52 0.80 1.10 1.42

1 1.3 1.55 1.82 2.1 2.4 2.72

2 1.65 1.9 2.17 2.45 2.75 3.07

3 2 2.25 2.52 2.8 3.1 3.42

4 2.34 2.59 2.86 3.14 3.44 3.76

从上表可以看出，以靖边气田气井平均4 km的管线长度进行计算，产水量小于4 m3/d的气井，压力损失均小于3.5 MPa，具有利用增压站外输气连续气举的可行性条件。

4 增压井外输气增压后连续气举工艺可行性分析

工艺原理：借助增压站外输天然气，利用撬装压缩机增压后将相对高压天然气注入气井油套环空，降低井筒液柱密度，提高气流垂直举升能力，增大气液流速， 实现气井连续稳定携液生产。

按照增压后气举条件：增压井井口压力为2.0 MPa，气举气量0.5×104 m3/d，要求压缩后的气举起点压力为12 MPa，结合不同产水量下井筒压力损失和不同注气管线长度下压力损失，进行气举可行性分析。

4.1 撬装压缩机参数要求

根据靖边气田条件，选择撬装压缩机：

进气压力：2 MPa-5.0 MPa。

排气压力：一级排气压力10 MPa，二级排气压力25 MPa。

排气量：0.5-3×104 m3/d。

净化撬要求：净化后满足自用气和工艺气气质要求，实现自动计量和排污；压缩机实现自动控制。

4.2 不同产水量产气量气井井筒压力损失

根据靖边气田以往生产经验，可以绘制不同产水量产气量气井井筒压力损失曲线图版，如图1。

图1 不同产气量及产水量下气井井筒压力损失

以0.5×104 m3气举气量为例，气井总产气量为1×104 m3气井的最大井筒损失在7 MPa，最小井筒损失在2.3 MPa，需要的最小注气点压力为4.3 MPa，最大需要注气点压力9 MPa，当注气点压力大于9 MPa可以满足任何产气量大于1×104 m3/d，产水量小于12 m3气井气举要求，适用于靖边气田绝大多数增压气井。

4.3 不同管线长度下管线压力损失

同理，忽略管线的粗糙度和弯头等因素，直接利用威莫斯输气计算公式（如式（3））进行管线压力损失模拟计算，计算数据如表4。

由表可以看出，在0.5×104 m3/d气举气量下，气举管线长度为5.5 km情况下，管线压力损失为1.88 MPa，被气举井起点压力可以达到10.1 MPa。具有撬装压缩机连续气举排水采气可行性。

5 结论及认识

1）借鉴高压气源井连续气举工艺，增压站外输天然气注入增压井油套环空连续气举生产是增压站弱喷产水气井的一项重要排水采气技术。

2）通过对增压本站，将集气站的外输气体不经过加压，直接通过地面注醇管线，引入低压弱喷产水气井油套环空，而且可以连续注入进行可行性分析。

3）针对增压上游站和增压站不满足外输气直接气举的井，均具有撬装压缩机利用外输气增压后连续气举的可行性。

4）根据增压井连续气举可行性分析结果，目前主要存在的问题是：增压井平均套压6.2 MPa，高于增压站外输压力。因此，在下一步工作中，需要重点落实增压气井套压较高的原因。

参考文献

[1]于淑珍，胡康，冯朋鑫，等.一种井间互联气举排水采气新方法[J].特种油气藏，2013（04）：138-140.

[2]李鹏，宋丽丽，高春华，等.靖边气田开发中后期气井增产的几种方法介绍[J].石油化工应用，2011（07）：50-53.

[3]尚万宁，李颖川，李治，等.靖边气田排水采气工艺试验及效果分析[J].天然气勘探与开发，2011（03）：45-48.

[4].赵炜，胡淑娟，译.采用天然气循环方式控制积液[J].国外油田工程，1999.

[5]何光智，等，井间互联排水气举恢复产能[J].油气田地面工程，2007，26（12）：28-29.

[6]魏纳，等.排水采气工艺技术新进展[J].新疆石油天然气，2006，2（2）：78-81.

[7]高锋博，史建国.排水采气工艺技术进展及发展趋势[J].内蒙古石油化工，2008（2）：56-57.

作者简介

马思平（1981-），工程师，毕业于西安石油大学油气储运专业，长期从事油气田开发工作。endprint