海上气井排水采气工艺现状与发展方向

周泓宇,万小进，吴绍伟,于志刚,张瑞金

(中海石油(中国)有限公司 湛江分公司，广东 湛江 524057)



海上气井排水采气工艺现状与发展方向

周泓宇,万小进，吴绍伟,于志刚,张瑞金

(中海石油(中国)有限公司 湛江分公司，广东 湛江 524057)

气井出水是气藏开发中后期面临的主要问题，出水严重将导致气井产能降低或积液停喷。通过对海上气井排水采气工艺适用性进行分析评价，同时结合国内海上生产气田特点，初步提出了适合海上气井的排水采气工艺及未来发展方向，对提高海上出水气井开发效果具有重要意义。

出水；排水采气；海上气井；工艺优选

1 气井出水原因及危害

气井自投产至开发后期，将经历无水采气、携液采气、积液及停喷等四个阶段(见图1)。气井产水的主要原因为：1)气井生产制度不合理。当气井产量过大，易造成边、底水突进，特别是裂缝发育的高渗透带，底水上窜易形成“水锥”。2)气井离气水界面近。当气井钻在离边水很近区域，或底水气藏气井开采层段打开过深，接近气水接触面。

气井产水对生产的影响及危害主要为：1)降低近井地带气相渗透率。气层受到伤害，产气量迅速下降，递减期提前。2)降低气井自喷能力。气井产水后在产层和井筒内形成气水两相流动，滑脱损失增大，气井自喷能力减弱，逐渐变为间歇自喷井，最终因井底严重积液而水淹停产。

2 海上气田排水采气面临困难

目前国内外排水采气工艺种类较多，常规工艺主要有优选管柱排水采气、泡沫排水采气、气举排水采气、机抽排水采气、电潜泵排水采气，非常规工艺主要有超声波排水采气、气体喷射泵排水采气等新工艺。陆地气田排水采气工艺发展成熟，海上气田相应工艺技术仅处于初始阶段，部分工艺在海上应用受限[1-3]，其特殊性主要有以下几方面：1)开发条件限制。海上气井多为水平井或大斜度定向井，与常规直井相比，工艺实施难度增大，作业成功率较低。2)安全规范限制。当海上生产实施发生火灾或管线破裂等事故时，为了确保能够及时关井，油管均装有安全阀，油套环空均装有封隔器，导致油套环空不连通。3)平台空间限制。海上平台空间狭小，各井槽及采气树之间距离通常在2 m左右，不适宜连续油管频繁作业及大规模管线改造。4)作业费用高。海上气田开发的这些特殊性限制了部分排水采气工艺的应用，增加了海上气田排水采气工艺实施难度。

3 海上气田排水采气工艺适用性分析

随着气藏进入开发中后期，气井出水现象日趋严重，气井出水将导致气井产能降低或积液停喷。气井治水可采取优化配产、堵水、排水采气等措施，优化配产只能通过降低气井产量来减缓边底水推进速度，对提高气藏采收率效果不明显，只能暂时延缓气井井筒积液时间。堵水措施实施难度大，成功率低，应用较少。采取排水采气工艺是解决气井井筒积液的有效措施。海上气井受诸多因素影响，通过对海上气井排水采气工艺技术适用性分析，提出适合海上气井切实可行的排水采气工艺。

3.1 优选管柱排水采气工艺

优选管柱排水采气是通过将生产油管调整为小直径管生产，减少气液滑脱损失，增大气体流速。气井在产气量一定的情况下，气流速度与油管内径成反比，即管柱内径越小，气流速度越大。优选小直径管柱适用于气水同产自喷井或间歇自喷井。

以南海西部油田乐东22-1气田A井为例，该井2015年10月底见水，目前采用3-1/2″油管生产，通过对不同油管尺寸下临界携液流量计算(见表1)分析可知：采用2-7/8″油管比3-1/2″油管预测累增气200万m3，2-3/8″及以下尺寸管柱不满足油管强度校核，所以不能采用。采用小直径管降低了气井的临界携液流量，在一定程度上提高了气井携液能力。

制约海上气井优选管柱排水采气实施的主要因素是：1)换小直径管临界携液流量降低不明显，小直径管强度校核不满足；2)海上部分生产平台无修井机，钻井船动管柱作业费用高。对于像崖城13-1气田的海上大直径管柱生产气井[4]，采用7″或4-1/2″油管不满足后期携液生产需要，该类气井可在经济评价的基础上采用优选管柱排水采气工艺。

表1 不同管柱尺寸下临界携液流量计算表

3.2 气举排水采气工艺

当气井依靠自身能量不能实现连续携液或水淹停喷时，可将高压气体通过气举阀注入见水井中，减小气井压力梯度，实现气井连续携液。气举高压气最好采用邻井气源或经过天然气处理器得到的干气，若采用氮气气举需制氮、加压等设备，设备投资大，占地空间大，且难以满足海上出水气井长期排水需求。

气举排水采气不存在气源损耗，当平台具备高压气源时，通过简单的管线改造，可作为海上气井排水采气有效手段。

3.3 井下涡流排水采气工艺

井下涡流工具的基本原理是将油管中垂直向上的流体转变为沿井筒内壁螺旋向上运动，形成螺旋状的涡流流态，涡流排水采气是通过井下涡流工具改变气液两相流流态，改善气井生产状态、提高气井采收率。

井下工具(见图2)结构简单，作业实施难度小，只需钢丝作业即可完成，满足海上气井长期安全排水采气需求，渤海海域已有部分见水气井进入先导试验阶段。

制约该工艺实施的主要因素是：1)气井压力系数低，如崖城13-1气田气井压力系数平均为0.13，乐东22-1气田气井平均压力系数约0.5。2)海上部分气井井斜过大，超过60°，不满足钢丝作业下涡流工具条件。对于满足该适用条件的海上气井可采取此简易排水采气装置，涡流排水采气以成本低和施工方便的优点，有望成为海上气井长期携液生产的有效措施。

3.4 泡沫排水采气工艺

泡沫排水采气在治理气井出水方面应用比例较高，该工艺是通过起泡剂降低气液表面张力，改变井筒内气液流态，提高气井携液能力[5]。

海上气井油套环空不连通限制了常规加注泡排工艺的应用，目前海上气井泡排工艺主要是通过投掷泡排棒与井底积液混合，形成连续气泡，减少气体滑脱损失，排除井底积液，由于采用人工投掷，工作效率较低，也缺乏泡排棒与地层水配伍性等实验研究，虽然在海上气井部分井次应用过，但大多规模较小，没有形成连续泡排工作制度。

制约常规泡沫排水采气工艺实施的主要因素为：1)海上气田油套管装有封隔器，油套环空不连通，常规泡排加注工艺不适用。2)油管装有井下安全阀，毛细管加注泡排工艺也因此需改造井口及隔离井下安全阀问题而应用受限。可引进自动投棒装置，实现投棒泡排自动化[6]，同时开展泡排棒优选、消泡剂优选等基础实验研究，不仅提高工作效率，投入成本低，且可实现气井连续泡排。投棒泡排工艺可作为一种低成本、高成效的排水采气工艺成功应用在海上气田。

3.5 其它排水采气工艺

除了前文介绍的常规排水采气工艺，陆地气田还有应用机抽、电潜泵、柱塞气举、超声雾化、水力泵等排水采气工艺，由于海上气井开发条件、安全规范、平台空间、作业成本等特殊条件的存在，限制了其它排水采气工艺在海上的应用。

4 海上排水采气工艺发展方向

近年来，通过南海西部及渤海海域几口气井的排水采气现场实施，排水采气工艺措施积累了一定经验，取得了一定进展，但均没有实现出水气井的连续排液，技术体系很不完善，同时，目前对于低压气井排水采气工艺技术还没有形成一套有效解决方案。

认清气井出水原因、出水规律及剩余潜力是实施排水采气工艺的前提，在掌握常规排水采气工艺技术应用的基础上，结合海上气井特殊性及生产实际，排水采气工艺应向低压气井、低成本、组合化、智能化等方向进一步完善与发展。

1)深化复合排水采气工艺研究。“泡排+气举”、“优选管柱+泡排”等复合排水采气工艺可以实现单种工艺之间的优势互补，优化复合工艺应用参数，提高排水采气效果，应是今后海上气井排水采气技术完善的一个方向。

2)发展低压气井排水采气工艺。低压气井地层压力低，修井易造成储层污染，需开展低压气井不压井排水采气工艺研究，避免低压气井储层污染[9]，同时开展适用于低压气井的泡排剂研制。

3)发展智能化排水采气工艺。由于海上气井的特殊性，目前投掷泡排棒排水采气工艺试验较多，但现场工作量大，工作效率低，且存在一定安全隐患，推广应用自动投棒装置，结合气井数据传输技术，实现气井排水采气向智能化、自动化等方向发展。

4)发展低成本排水采气工艺。海上气井动管柱作业成本高，必须考虑投入产出比，需要通过设备、工艺及技术水平的发展，不断降低排水采气成本，提高经济效益。

5 结论与认识

1)海上气井受开发条件、安全规范、平台空间及作业费用等条件影响较大，部分陆地气田常规排水采气工艺应用受限。不同排水采气工艺适用范围不同，需根据气井及生产平台具体状况，选择合适的排水采气工艺。

2)海上气井排水采气工艺应用井次较少，技术单一且规模较小，技术体系不完善，措施试验效果不明显。

3)井下涡流排水采气、泡沫排水采气以低成本、操作简单等优点，有望成为海上气井排水采气重要工艺技术。

4)鉴于目前海上气井排水采气应用现状，未来排水采气工艺需往复合化、智能化、低成本方向发展，同时针对越来越多的低压气井开展相应排水采气工艺研究。

[1] 李连江．埕岛油田海上气井排水采气工艺模式[J]．油气地质与采收率，2012，19(2): 87-89．

[2] 杨志，于志刚，王尔钧，等．海上气田排水采气工艺筛选[J]．海洋石油，2008，28(3) : 55-59．

[3] 赵天沛．海上气田气井排液采气技术应用及发展浅谈[J]．海洋石油，2011，31(2) : 76-79．

[4] 欧阳铁兵，田艺，范远洪，等．崖城13-1气田开发中后期排水采气工艺[J]．天然气工业，2011，31(8): 25-27．

[5] 白晓弘，陈姗姗，陈德见，等．苏25井区产水气井分析及泡沫排水技术应用[J]．科学技术与工程，2012，12(1): 173-176．

[6] 宋汉华，冯朋鑫，茹志娟，等．气井远程自动投放泡排球装置的研发及现场试验[J]．科学技术与工程，2014，14(25): 211-214．

[7] 钟晓瑜，黄艳，张向阳，等．川渝气田排水采气工艺技术现状及发展方向[J]．钻采工艺，2005，28(2): 99-100．

[8] 石映，唐荣国．含水气井排水采气新工艺技术研究[J]．钻采工艺，2004，24(5): 29-34．

[9] 魏文科，宋宏宇．不压井作业技术在庆深气田高压气井中的应用——以徐深1-1井为例[J]．科学技术与工程，2012，12(19):4777-4780．

Current Status and Development Trend of Drainaging Gas Recovery Techniques in Offshore Gas Wells

ZHOU Hong-yu, WAN Xiao-jin, WU Shao-wei, YU Zhi-gang, ZHANG Rui-jin

(Zhanjiang Branch of CNOOC Co., Ltd, Zhanjiang 524057, Guangdong, China)

Water discharge is the main problem in the late stage of gas reservoir development, which will lead to the reduction of the gas well production capacity or the effusion. By analyzing and evaluating drainage gas recovery techniques in offshore gas wells, and combined with the characteristics of domestic offshore production gas field, the paper first proposes the offshore gas well drainage gas recovery technology and its future development, which has great significance in improving the development of offshore water gas well.

water discharge; drainage gas recovery; offshore gas well; technology optimization

2016-03-29

周泓宇(1987-) ，男，四川遂宁人，中海石油(中国)有限公司湛江分公司助理工程师，硕士，研究方向为采油工艺。

TE53

A

1008-9446(2016)05-0014-04