户部寨气田复合排液采气技术研究与应用

2014-12-13李科社陈治军李晓芳

非常规油气 2014年2期

缑芸，李科社，陈治军，张媛，李晓芳

(1.中国石化中原油田天然气产销厂，河南濮阳 457162;2.陕西延长石油 (集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

户部寨气田位于河南省濮阳县户部寨乡境内，构造处于东濮凹陷中央隆起带北部文卫结合部，含气层段为沙河街组沙四段，气层埋深3200～3500m，上报含气面积10.3km2，天然气地质储量为42.07×108m3，气田类型为埋藏深、含气井段长、储层致密低渗、裂缝发育、非均质性强的断块层状气田，有卫351、卫79－9、文198、濮95、部11等5个开发区块，气田共32口投产气井。正常生产情况下，气井油套压差一般为2.0～3.5MPa，梯度为0.2～0.6MPa/100m，井底流压为2.4～6.5MPa，生产压差为3.1～7.2MPa，表明气井在生产情况下井筒积液比较严重。

由于气井产量低，携液能力差，减产停产现象时有发生，需要经常采取气举和泡排措施维持生产，其中气举是主导排液措施。气井产液虽不多，但由于井深等原因，气举过程中滑脱严重，需要较大的气嘴、较长的时间才能排除积液［1］。一般一口井需要用1×104m3的气嘴，气举在12小时左右。气田每天仅有3.6×104m3的高压气源，能同时气举3口井，一天最多气举6～7口气井，剩余井无法气举。

泡排是户部寨气田的辅助排液措施，由于单井气量低，泡排需要较长的时间才能发挥效果甚至无效;此外，该措施采取不定时加药，即使泡排有效，有效期也很短。目前大部分气井单井产量不足5000×104m3/d，泡排有效率较低［2］。

为了改变户部寨气田气举耗时长、泡排效果慢甚至失效的不利局面，通过研究，将气举和泡排两种技术结合起来，改进平衡罐加注药剂工艺流程，通过气举+小排量滴注泡剂，达到减小注气量、提高排液效率的目的。

1 复合排液技术研究

针对前期排液措施中存在的气举耗时长、泡排效果差的问题，将曾用于文23气田文留6号站气井清蜡的平衡罐 (容积为0.35m3，液位计共5格，1格表示容积为0.011m3，约为11kg)移至户部寨气田濮城二号站，效仿原清蜡采取的措施，利用“气举+泡排”复合措施进行排液。

1.1 应用思路

首先，改进平衡罐加注药剂工艺流程，在平衡罐连接注气流程的管线上，特别安装了小流量气嘴和小型针形阀，实现流量控制，使泡剂以小排量注入井内。

其次，泡剂与地层出液混合形成低密度泡沫液，采用连续气举将低密度泡沫液排出井筒，始终保持较小的井底流压，防止积液产生。

最后，通过气举+小排量滴注泡剂，达到减小注气量和提高排液效果的目的。

1.2 工艺流程改造

1.2.1 原始流程

原始流程采用泡排车定期井口加注，3～4天加泡剂1次，井口作业常受到天气、车况、路况等因素的影响。另外，该工艺排液周期长，排液不充分，措施后仍有部分积液留在井底，工艺流程见图1。

图1 原泡排+气举工艺示意图Fig.1 Original foaming+gas－lift process diagram

1.2.2 改进思路

文留6号站的平衡罐装置用于气井站内防蜡工艺 (图2)，在文96－1井上发挥了很好的作用，平衡罐中注满药剂后，可以在站内注入清蜡剂，通过气举流程将药剂打入井筒。

图2 清蜡剂加注示意图Fig.2 Paraffin remover filling diagram

1.2.3 流程设计与改进

1.2.3.1 技术要求

(1)泡剂注入流量可以控制。

(2)泡排、气举两种措施，既可单独实施，也可同时进行。

1.2.3.2 流程设计

为达到以上技术要求，在平衡罐连接注气流程管线上，特别安装了小流量气嘴和小型针形阀，实现流量控制，流程见图3。站内可以实现泡排、气举措施的同步进行，且操作简单。此外，通过设定泡剂注入的流量，可以使泡剂小排量连续注入，实现井筒内的液体长期保持低密度状态，从而实现目标。

图3 泡剂加注流程示意图Fig.3 Foam agent filling flow diagram

1.3 参数优化

1.3.1 Turner临界流速模型

Turner模型公式为:

式中 ucr——气井临界流速，m/s;

σ——表面张力，N/m;

g——重力加速度，m/s2;

ρL——液体密度，kg/m3;

ρg——气体密度，kg/m3。

Turner模型公式适用于气液比大于1367m3/m3，流态属于雾状流的气液井［3］。

Turner模型公式中含有4个自变量 (ρg、g、σ、ρL)。在目前气井生产状况下，气体密度ρg约为26.4kg/m3，重力加速度g约为9.8m/s2，通过工艺措施无法改变大小。积液的表面张力σ约为0.07N/m，液体密度ρL约为1074kg/m3，通过气举措施不可以改变σ、ρL的大小，但通过泡排措施可以降低σ和ρL。

1.3.2 自变量σ、ρL的变化范围

表面张力测试显示，当液体中加入10－4浓度的泡剂时，其表面张力σ可以由0.07N/m下降到0.03N/m，当浓度继续上升时，表面张力σ不再降低［4］(图4)。

图4 泡剂浓度与表面张力σ的关系图Fig.4 Relationship between foam agent concentration and surface tension

泡高试验显示，向清水中加入5mL泡剂，搅拌发泡后，液体体积由200mL上升到1100mL，ρL由1.0g/cm3下降到0.3g/cm3;向矿化度为9×104mg/L的地层水中加入等量泡剂后，液体体积由200mL上升到500～600mL，体积增加到原来的3～4倍，ρL由1.07g/cm3下降到0.35～0.45g/cm3。可见，泡剂对井筒液体的σ、ρL影响明显。

1.3.3 临界流速计算

假定井筒积液的密度ρL为1074kg/m3，加入泡剂后理想状态下液体表面张力由0.07N/m降低为0.03N/m［5］，井底流压为5～6MPa，井底温度为131℃，气体密度 ρg为 26.4kg/m3，当 ρL由1074kg/m3降低到300kg/m3时，依据公式 (1)计算气井临界流速ucr。ρL与ucr的对应关系见表1。

表1 ρL与ucr的对应关系表Table.1 Corresponding relationship betweenρLand ucr

由表1可以看出，当液体的密度由1074kg/m3下降到300kg/m3时，气井的临界流速也由3.48m/s下降到2.17m/s，改变ρL可以大幅度降低ucr的数值。

1.3.4 临界流量计算

当井筒某一点达到临界流速时，临界流量可由公式 (2)计算［6］。

式中 qcr——气井临界流量，m3/d;

A——管路的横截面积，m2;

p——压力，MPa;

ucr——气井临界流速，m/s;

Z——天然气偏差系数，无量纲;

T——温度，K。

以部10井为例，2010年11月18日生产数据显示，油压、套压分别为0.98MPa、4.6MPa，井底流压为5.49MPa，油管内径为50.8mm，井底温度T为131C°，井筒梯度为0.19MPa/100m，自产气量为0.88×104m3/d，产液量为2.7m3。天然气偏差系数Z为0.9721，积液密度降低后，气井ucr、qcr变化对应数值见表2。

由表2可以看出，临界流速ucr下降后，临界流量qcr逐渐减小，由于气井自产气量为0.88×104m3/d不变，注气量可以相应降低。如果积液密度低于0.5～0.6g/cm3以下，注气量可以减少5000～6000m3，而且不影响气井稳定带液，较目前可节约30%～35%的注气量。

表2 ucr与qcr的对应关系表Table.2 Corresponding relationship between ucrand ucr

2 现场应用

2.1 选井

以部1－25井为对象进行现场应用试验。目前该井的维护主要靠高压气气举和泡排剂排液。气举时先向井内加入25kg泡剂，再采用10000×104m3/d的气嘴，每次气举12小时以上，套压从4.8MPa降至3.2MPa。排液采气后日均产气量可达3000m3，增产1500m3;但是，排液后气举稳产时间短［7］。部1－25井气举时生产数据如表3所示。

表3 部1-25井气举生产数据表Table.3 Production data of Bu 1-25 well gas lifting

2.2 试验前准备工作

2.2.1 理论计算

根据上述参数优化方法进行理论计算［8］，见表4。试验前该井各项数据为:油压、套压分别为0.8MPa、3.4MPa，流压为 3.99MPa，温度为124.7℃，相对密度为0.62，偏差系数为0.9750。根据经验，加入泡剂后液体密度降低一半效果已达到，因此定为7000m3气嘴。

表4 部1-25井试验前计算表Table.4 Calculation sheet of Bu 1-25 Well before testing

2.2.2 现场准备工作

(1)清扫:用清水洗净平衡罐，清除罐内残留物。

(2)预膜:往平衡罐中注入25kg泡剂和100kg水 (泡剂浓度为20%);然后用高压气加压(针阀全开)，全部顶替到部1－25井的复线中;最后用10000m3气嘴注气1.5小时，对复线进行预膜。

(3)准备:10000mm、700mm、550mm限流气嘴3个，以及普通2mm、3mm、4mm、5mm气嘴4个。

5月31日10∶00 向平衡罐中注入25kg泡剂和100kg水 (泡剂浓度为20%)，然后用10000m3气嘴气举2小时对管线进行预膜。6月1日起开始对部1－25井进行平衡罐复合排液采气技术试验。

2.3 现场试验情况

2.3.1 第一次试验

6月1～23 日每天向井内注入20%浓度的泡剂溶液50kg(10kg纯泡剂)，使用7000m3气嘴连续气举。由于压缩机停机，9～11日、14～20日暂停试验。

2.3.2 第二次试验

在第一次试验基础上，再次进行理论计算，如表5所示。

试验前，部1－25井各项数据为:油压、套压分别为0.8MPa、2.4MPa，流压为2.7MPa，温度为 125℃，相对密度为 0.62，偏差系数为0.9824。

表5 部1-25井第二次试验计算表Table.5 The second test calculation table of Bu 1-25 well

通过计算，在液体密度降低一半时，部1－25井临界带液气量在12000m3左右，若自产气量为7000m3，注入气量达到5000m3即可;因此，将气嘴由7000m3调整为5500m3。

6月24～29 日每天向井内注入3%浓度的泡剂溶液180kg(5kg纯泡剂)，使用5500m3气嘴连续气举。

2.4 应用效果评价

通过不断减小气嘴、调整泡剂浓度，最终达到5500m3气嘴注气配合3%浓度的泡剂溶液180kg的工作制度，部1－25井日产液量达到1.1m3，日注气量减少0.5×104m3，气量最高1.63×104m3/d，平均纯产气量为0.68×104m3/d，增加0.16×104m3，套压最低降至2.3MPa。单井注气量降低39.2%，单井流压降低31.6%。

通过采取复合排液措施，实现了泡排、气举措施的同步进行，不仅改善了积液井的井筒流态，同时降低了积液井连续携液的注气成本，达到了预期目标。

2.4.1 气量对比

在第一次试验期间，该井油压、套压分别为0.8MPa、2.4MPa，平均日产气量为 0.6994×104m3，日产液量为0.55m3。

在第二次试验期间，该井油压、套压分别为0.8MPa、2.6MPa，平均日产气量为 0.7049×104m3，日产液量为0.3m3。

2.4.2 流压对比

为了充分证明平衡罐排液采气能有效降低液体对井底的回压，分别在部1－25井注气和在停注的情况下进行测试。

试验前，该井注气时，流压为3.99MPa，流压梯度为0.1MPa/100m;停注时，流压为5.72MPa，流压梯度为0.75 MPa/100m。

试验期间，测试该井注气时，流压为2.68MPa，流压梯度为0.05 MPa/100m;停注时，流压为3.98MPa，流压梯度为0.13 MPa/100m。

数据表明，采取措施后部1－25井流压及流压梯度有明显下降。

2.4.3 措施有效期对比

试验前，部1－25井停注5～6小时后气量开始降低，2小时后套压逐渐升高，24小时恢复至气举前套压，气举时间长，但效果一般。

6月9日11∶00至6月11日11∶00，试验期间气量保持在0.6×104m3左右，套压上升了0.3MPa。6月29日15∶30第二次试验停止，气量缓慢下降，至7月5日关井时仍有0.5×104m3，如表6所示。