苏东气田东一区高压低产井治理效果分析

2020-12-23张紫阳巨美歆任晓建于苏浩李昊玺

石油化工应用 2020年11期

张紫阳，巨美歆，任晓建，于苏浩，李昊玺，吴榛

（1.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边 718500）

苏里格气田东一区是东区的主力产气区块，但近5 年由于投产气井日益增多，部分井由于井筒积液、节流器故障等原因产能无法有效发挥，套压持续上升形成高压低产井。通过现场分析与实践认识，将高压低产井定义为：开井套压大于15 MPa，日产气量低于0.1×104m3的气井。

区块投产气井981 口，平均套压10.8 MPa，平均单井产量0.57×104m3/d。其中高压低产井76 口，平均投产年限4.5 年，投产前平均套压20.8 MPa，目前平均套压17.4 MPa，高于区块平均套压61.1 %；投产初期平均单井产量0.9×104m3/d，目前平均单井产量0.07×104m3/d，低于区块平均单井产量87.7 %。

如果每一口高压低产井单井产量提高0.2×104m3/d计算，76 口高压低产井可增产15.2×104m3/d，达到增产增效的目的。此外，有效发挥高压低产井的产能对于气井复产、气井精细化管理，也有重要指导意义[1，2]。

1 高压低产井形成原因

气井生产过程中，远井地带的地层能量逐渐传导至近井地带，但因井筒积液或者节流器气嘴堵塞等原因，近井地带地层能量无法释放，形成了高压低产井（见图1）。通过分析高压低产井生产动态，结合油管探液面和节流器资料，分析出高压低产井形成的原因有如下几种。

图1 高压低产井形成示意图

1.1 气井严重积液

少部分气井由于地质条件差，气井依靠自身能量排液困难，投产后快速积液，地层能量不能释放，形成高压低产井。

此外，部分气井随着生产时间的延续，压力、产量降低，产液无法有效排出，油管积液越来越高，形成高压低产井。

1.2 气井异物堵塞

部分气井因井筒较脏，随着生产时间的延长，气井压力产量下降，不足以将井筒异物及时带出，特别是关井以后，井筒内油泥、胍胶混合其他杂质在油管喇叭口附近逐渐黏附沉淀形成垢物，堵塞了油套通道，导致套压持续升高，形成高压低产井。

1.3 井筒节流器故障

苏东气田气井普遍采用井下节流工艺，一旦节流器发生故障（气嘴堵塞、节流器砂埋、节流器上行等），气井产能无法有效发挥，套压持续升高，形成高压低产井。

1.4 复合因素

实际生产中，部分高压低产井的形成原因可能并非单一的，随着高压低产井形成时间的延长，主控因素甚至发生改变。例如一口高压低产井形成初期可能是因油管积液的影响，气量无法有效发挥，此时的主控因素是油管积液。而如若措施不当，油管液柱持续升高，节流器打捞变得困难，进一步影响油管积液的排出，节流器变成主控因素。因此，分析高压低产井的形成原因时，需要综合考虑，找出不同阶段的主要影响因素，逐一破之，才能达到较好效果。

对区块76 口高压低产井进行分类统计（见图2）。

图2 区块高压低产井分类饼状图

2 高压低产井治理措施

结合上面分析，根据区块工作量情况，从76 口高压低产井中初步选取20 口井开展实验（严重积液型10 口，油套不通型2 口，井筒故障型5 口，复合因素型3 口），针对其形成原因，制定高压低产井治理技术路线（见图3）。

2.1 严重积液高压低产井治理措施

根据上面治理技术路线，通过对严重积液型高压低产井分别采取打捞节流器排液、油套导平衡、压缩机（氮气）气举、管柱优化以及辅助注剂和间歇等措施，10口中7 口井效果较好，有效率达到70 %。

例如，苏东c 井2012 年投产，随着生产时间的延长，气量下降，套压上升，形成高压低产井。探液面显示该井液面离井口946 m。通过油套平衡和辅助注剂等措施，套压下降8.15 MPa，产量增加0.15×104m3/d。

2.2 异物堵塞高压低产井治理措施

通过对异物堵塞高压低产井采取解水锁（酸洗）作业，即向油管和油套环空加注解水锁剂（1

苏东d 井于2013 年投产，生产层位马五42+马五5，无阻流量44.969 7×104m3/d，投产前套压22 MPa，投产初期按照2×104m3/d 配产，套压持续下降至7.6 MPa，气量下降至0.2×104m3/d（阶段一：投产至2016 年3 月）。

2016 年3 月以后，气量持续下降至不产气，套压持续上升至15 MPa（阶段二：2016 年3 月～2019 年6月）。在该阶段内气井油管少量积液，但采取常规泡排间歇措施无效，油套导平衡措施亦无效，2016 年10 月实施套管氮气气举未能举通，怀疑油套不通。

图3 高压低产井治理技术路线

2019 年5 月26 日开始实施解水锁作业，2019 年9 月16 日开始气井产量恢复至3×104m3/d，套压持续下降至10 MPa，气井复产。

2.3 节流器故障高压低产井治理措施

通过对节流器故障高压低产井分别采取打捞节流器、油套导平衡和措施间歇，5 口井治理后有效率达到60 %，2 口井因节流器打捞失败无效果。

例如，苏东e 井2009 年投产，2017 年9 月开始套压持续上升，产量低于0.1×104m3/d，形成高压低产井。打捞节流器4 次，成功后先通过油套导平衡和措施间歇进行排液，后于2019 年5 月重新投放开井，产量上升至3×104m3/d。

2.4 复合因素高压低产井治理措施

复合因素高压低产井治理首先要分析其形成的原因有哪些，然后针对各个原因找出现阶段的主控因素，采取针对措施，才能达到较好效果。

通过对复合因素高压低产井采取解水锁、打捞节流器等措施，3 口井中1 口井有效果，有效率33.3 %。

例如，苏东f 井井下节流生产，于2017 年投产后套压长期不降，短期关井存在油套压差，说明节流器以上存在积液。经分析，节流器故障和油管积液都是制约其形成高压低产井的因素。由于采取常规泡排措施无效，说明节流器是现阶段的主控因素；打捞节流器后气井产量依然无法发挥，油管积液又转变为主控因素，通过开展解水锁清洗油套环空、油套平衡以及辅助间歇和注剂等措施，气井复产。