积液水淹气井多井气举工艺设计及应用

王　雷

(中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 采气一厂，陕西 榆林 719000)



积液水淹气井多井气举工艺设计及应用

王雷

(中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 采气一厂，陕西 榆林 719000)

随着生产时间延长，气井排水采气难度加剧，积液水淹井逐渐增多。对于同井场只有1口单井的水淹气井，气举车没有充足的气源供给而不能作业。在集气站有充足的气源供给，可以通过注醇管线进行气举，但单井气举导致气举车超压。通过理论计算多口气井注醇管线流量及摩阻，对气举车排气端气体进行分流，一方面控制气举车排气压力，另一方面保证单井分流气量达到携液要求。利用该方法对4口井开展现场试验，能够很好地控制排气压力，不会导致气举车超压，能够有效举出井内积液，达到气举施工的目的。研究成果对大牛地气田提高气井稳产及气田中后期开发有着重要的指导意义。

气井水淹；排水采气；气举设计

大牛地气田自2003年投产开发至今，已经建成年产40亿m3的中型气田。由于部分单井生产时间长，油压小于4.5 MPa的气井占80%，产量低于1万m3的气井占83%，低压低产直井比例高。主要排水工艺是泡沫排水工艺，56.5%气井不能同时满足临界携泡流量和举升压力要求，积液减产甚至水淹严重。针对积液严重及水淹井，难以依靠气井自身能量来恢复生产，需要补充外部能量。国内外采取的措施主要为气举[1]，使用最多的为液氮气举，该工艺单次施工成本高，其次是气举车气举[2]。由于大牛地气田气井管线特征限制，气举车气举单井受到气源供给及超压限制。针对这类技术难题，结合气举施工工艺原理及目前气举工艺研究成果，进行理论计算分析，完善气举车配置，开展多井联合气举工艺研究，为气举车气举在大牛地气田应用提出了新的方法，确保了积液水淹气井平稳生产，延长了生产期。

1　多井联合气举理论分析

1.1工艺原理

多井联合气举是使用车载压缩机把低压天然气压缩后向多个井内打入高压气体，补充气井地层能量，在达到降压分流作用的同时，提高气井瞬时流量，达到带液目的。图1为该工艺流程。

图1　多井联合气举工艺流程示意

1.2多井联合气举设计

1.2.1阶段划分

根据现场多井联合气举流程，考虑到施工进度及压力变化规律，将多井联合气举整个过程划分为4个阶段，如图2所示。

图2　气举阶段划分

1)注醇管线置换阶段。气举流程应用的是单井注醇管线，因此气举开始后，首先是对单井注醇管线进行置换，这个过程气井油套压、流量不变。

2)套管充压阶段。注醇管线置换完毕之后，天然气进入气井油套环空，这个过程气井套压出现上升，油压、流量不变或者波动(环空积液缓慢进入油管)。

3)积液完全进入油管阶段。气举位置到达油管鞋位置，环空积液完全进入油管，此时套压达到最大值，油管流体密度达到最大，油压及流量都降至最低(站内降压带液最好时机)。

4)稳定阶段。积液完全进入油管后，压力流量稳定。稳定阶段生产30 min后，气井无异常，可停止气举并做好气井稳产。

1.2.2气举参数设计

气举过程中的参数涉及到气举时排气压力的控制，单井注气量的确定以及气举持续时间的长短，保证气举过程中，单井能够达到举升压力并且瞬时流量能够到达临界携液流量要求，最终将井筒积液全部排出，气井恢复正常生产的状态[3]。

1)排气压力控制[4]。

根据气举车排气压力设计以及单井注醇管线承压能力，要求最大排气压力不超过23 MPa。因此，根据整个流程压力损失及气举所需最大压力，即可确定排气压力。

ppq=pzc+pTmax+pgw

(1)

①注醇管线摩阻。注醇管线在气举时的压力损失。

(2)

(3)

(4)

式中：ppq为排气压力，MPa；pzc为注醇管线压力损失，MPa；pTmax为最大套压，MPa；pgw为管网压力，MPa；f为摩阻系数，无量纲；e为粗糙度，m；d为管径，m；NRe为雷诺数，无量纲；γg为天然气相对密度，无量纲；dpj为管线内外径之平均，m；qg为气举时流量，m3/d；μg为天然气粘度，mPa·s；ρ为液体密度(气举压力下的密度)，kg/m3；v′为流体速度，m/s；pzu为总摩阻压降，MPa；L为注醇管线长度，m。

②井口最大套压。即气举时，油套环空内积液完全填充油管所产生的液柱压力。

假设气举前，水淹井(积液井)油管液面经探测为Hy，则油套环空液面Ht可按下式计算：

(5)

(6)

(7)

(8)

pJ=pzu+pin

(9)

式中：pt为气举前井口套压，Pa；pyou为气举前井口油压，Pa；rt为套管内半径，m；ry为油管内半径，m；pb为油管鞋压力，MPa；hy为套管鞋垂深，m；pin为井口最大套压，MPa；T为井筒内平均温度，K；ZN为平均压缩因子，无量纲；γN为相对密度，无量纲；pJ为气举压力，MPa；V为积液液量，m3。

③管网压力。由于气举出液后，考虑到站内降压带液即降低积液井回压，可以使实际气举压力低于理论计算值，并且还可以缩短整个气举时间。因此，管网压力按照常压计算。

2)注气量控制[5]。

为排出油套环空以及油管内积液，天然气最终要充填整个油管及油套环空，计算时可用气举后压力体积减去原有体积，考虑天然气损失以及实际气举过程中的气窜现象，天然气用量取为理论用量的1.2倍。

(10)

Qcg=π·D2·h

(11)

(12)

Qy=π·D2·h1

(13)

式中：QC为标况下天然气体积，m3；Qcg为气举压力下天然气体积，m3；p0为标准大气压，MPa；T0为标况温度，K；Tb为管鞋温度，K；Zco为天然气在标况下的压缩因子，无量纲；Ttop为井口温度，K；ZC为管鞋注气压力平均压缩因子，无量纲；py为套管液面处压力，MPa；D为套管半径，m；h为套管鞋测深，m；h1为套管液面测深，m；ZN为套压至液面平均压缩因子，无量纲。

3)联合气举井数组合优化方法[6]。

一组联合气举的井，在气举过程中，必然满足两个公式，一是要满足伯努利方程，二是要满足流量分流规律。

(14)

Qpq=Q1+Q2+…+Qn

(15)

式中：v为气举车排气管线内气体流速，m/s；ρ为气举车排气管线内流体密度，kg/m3；h为排气管线距参考面高度，m；pn为第n口井井口套压，MPa；vn为第n口井注醇管线内气流速，m/s；ρn为第n口井注醇管线内流体密度，kg/m3；Qpq为气举车排气流量，m3/h；Qn为第n口井注醇管线气流量，m3/h；n为联合气举组合井数，口。

根据式(14)～(15)，简化为2个条件：一是要满足气举车排气压力要求，即在气举过程中不能够超压(气举车排气压力小于23 MPa)；二是要满足气举单井的流量均满足临界携液流量的要求，即气举组合井数确定的条件为：

pTmaxn≤pn<23-pzcn

(16)

Qn>QLjxyn

(17)

式中：pTmaxn为第n口井最大套压，MPa；pzcn为第n口井注醇管线压力损失，MPa；QLjxyn为临界携液流量，m3/h。

2　多井联合气举现场试验

2.1选井及参数设计

根据多井联合气举要求，选取了同一座集气站4口积液井(如表1)，所选气井受井内积液影响，无法完成配产，自身携液能力弱，需站内泡排并定期进行降压带液维持生产。

表1　4口气举井参数汇总

依据多井联合气举参数设计方法，进行4口井排气压力、注气量以及气举时间设计，由于注醇管线尺寸小，计算出注醇管线压力损失在6.75～8.68 MPa，需要排气压力最高为14.89 MPa。具体数据如表2。

表2　4口气举井联合气举设计参数

2.2现场试验及效果分析

气举过程中气举井的压力变化如图3～6所示。

图3　联合气举过程D66-197井压力曲线

图4　联合气举过程D23-4井压力曲线

图5　联合气举过程D66-25井压力曲线

图6　联合气举过程D66-33井压力曲线

连接好流程后，10：40加载开始气举，为4口气井同时气举(D66-197、D66-33，D66-25和D23-4)，2 h内排气压力保持在11 MPa，单井套压增长缓慢。考虑到加快气举速度，关闭D66-197井的球阀，12∶30—13∶20排气压力增速加快，D23-4井套压增加到12 MPa，油压、进站压力略降、站内有出液迹象，倒进放空流程，D23-4出液连续；12∶30—15∶00排气压力先升高再降低，并趋于稳定。D23-4井出液1.9 m3后进站压力回升。15∶00将D23-4井倒进生产，关闭D23-4井的球阀，打开D66-197井的球阀，此时气举3口井(D66-197、D66-33，D66-25)。15∶00—15∶30排气压力增加缓慢，15∶30关闭D66-197井的球阀，排气压力快速升高后稳定在15 MPa，D66-33井油套压差增大，积液进入油管，排液0.32 m3。D66-25井油套压、进站压力突降，开始出液，排液0.3 m3。此后气举车持续循环30 min后停机。

对选取的4口井开展多井联合气举，由于气举期间排气压力增长缓慢，同时气举井为2～3口，开展气举的3口井均为积液减产井，本次举出积液2.75 m3，有效率100%，气举后稳产井4口，稳产率100%，增产气量1 200 m3/d。如表3所示。

表3　联合气举井效果分析

3　结论

1)多井联合气举阶段划分为4个阶段，气举过程中要时刻关注每口气井压力及气举车排气压力变化，调整同时气举井数。

2)满足多井联合气举条件为：一是满足气举车排气压力要求，即在气举过程中不能够超压(气举车排气压力小于23 MPa)；二是要气举单井的流量均满足临界携液流量的要求。

3)按照设计要求进行4口井现场试验，能够很好地控制排气压力，不会导致气举车超压。对于不能够正常生产的积液井，能够有效举出井内积液。

4)建议对气举井安装压力数据远传系统，保证能够更精确地监测气举过程中单井压力数据变化，提前做出判断分析，保证气举施工顺利开展。

[1]王杨.氮气增压气举复产工艺在靖边气田的应用[J].辽宁化工，2010，39(8)：858-861.

[2]贾友亮.水淹气井气举复产方式选择计算方法[J].钻采工艺，2013，36(1)：33-36.

[3]贾友亮.天然气压缩机气举工艺在苏里格气田的应用[J].石油化工应用，2011，30(9)：94-96.

[4]莫琼.气举采气技术在白庙气田的应用[J].油气田地面工程，2010，29(5)：96-97.

[5]杨盛余.气举阀气举排液技术研究[J].石油矿场机械，2011，40(7)：18-21.

[6]李安，万邦烈.连续气举采油举液机理研究[J].石油矿场机械，2004，33(4)：19-21.

Design and Application of Multi-well Gas Lift in Water-flooded Gas Well

WANG Lei

(No.1 Gas Production Plant，North China Oil and Gas Company of Sinopec，Yuling 719000，China)

With the increase of production time，exacerbated by the difficulty of drainage gas recovery.Flooded wells gradually increased.On the same site only a single well watered gas well.The gas lift truck has no sufficient air supply to work.But the single well gas lift leads to over pressure of the gas lift truck，in the gas gathering station with sufficient air supply through alcohol injection pipeline gas lift.Through the theoretical calculation of many wells in the alcohol injection pipeline flow and friction，the gas lift car exhaust end gas shunt.On the one hand，the gas lift truck exhaust pressure is to control，and on the other hand，and to ensure that a single well to meet the needs of the diversion.Using the design method to carry out the field test for 4 wells，the exhaust pressure can be well controlled，and does not lead to gas lift truck overpressure，can effectively cite the well liquid，to achieve the purpose of gas lift construction.The research results have important guiding significance for improving the stable production of gas wells and the late development of Daniudi Gas Fields.

gas well waterout；drainage gas recovery；gas lift design

1001-3482(2016)05-0064-05

2015-11-05

王雷(1988-)，男，宁夏人，主要从事天然气开采技术及相关工艺研究，E-mail：wxlfx@qq.com。

TE933.502

A

10.3969/j.issn.1001-3482.2016.05.014