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气举排水采气工艺身手钻研及操纵

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气举排水采气工艺身手钻研及操纵

  V01.29No.12 Dec.2010 PETROCHEMICALINDUSTRY APPLICATl0N 第29卷第12期 2010年12月 气举排水采气工艺技术研究及应用 贾浩民,李治,张耀刚,宋丽丽,王强军,,刘炳森 (中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川750006) 摘要:靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部。主要开发层下古奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层的天然气。其气藏属低渗、低 丰度的干气气藏,无边、底水,在气田局部存在相对富水区。目前已发现7个富水区和61个产水单井点,随着地层压力 的降低.气井的携液能力变差,甚至因井筒积液而停产,严重影响了产水气井的高效开发。本文针对靖边气田产水气井 开发面临的实际问题和富水区开发技术对策。结合靖边气田开发工艺技术特点,开展了产水气井气举排水采气工艺技 术研究,初步形成了适合靖边气田产水气井气举排水采气的6项配套工艺技术。通过近几年的现场应用表明,这6项排 水采气工艺技术经济、可靠、高效,是靖边气田产水气井开发的主要技术手段。也是同类气藏产水气井开发借鉴的典范。 关键字:靖边气田;气举;排水采气;工艺 中圈分类号:7IE375 文献标识码:A 文章编号:1673—5285(2010)12-0035-05 Research gaslift drainage technology JIA Haomin,LI Zhi,ZHANG Yaogang,SONG Lili,WANG Qiangjun,LI Peng,LIU Bingsen (Gas Production Plant 1ofPetroChina Changqing Oilfieid Company, Yinchuan Ningxia 750006,China) Abstract:Jingbian gas plant which OrdosBasin,is developing natural gas under ancientmain floor Majiagou ordovician carbonate reservoir,The gas reservoir permeability,lowabundance drygas reservoirlittle boundless bottomwater,there somerelatively water-rich areas localfield.There have been found 7water-rich areas 61productionwater single wells.With formationpressure reducing,lower liquid carrying capacity gaswells,or even appearing wellbore fluid which caused wellpro— duction,all aboveseriously affected efficientdevelopment gaswells producing water.Combined Jingbiangas plant development techniques,we carried out gas lift drainage technology research,initially formed 6gas lift drainage matching tech- nologies which suit gas wells producing water Jingbiangas plant.Through field applica— tions recentyears,these 6gas lift drainage matching technologies have been proved economical,reliable,efficient,andhave becomed maintechnical means develop-ing gas wells producing water Jingbiangas plant,will developingwells pro— ducing water samegas reservoir. Key words:jingbian gas field;gas lift;drainage;technology 收稿日期:2010一l 作者简介:贾浩民.男(1976-),工程师,长庆油田采气一厂采气工艺研究所所长,主要从事天然气开发工艺研究和技术管理工作。万方数据 36 石油化工应用2010年 第29卷 长庆靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部,属低渗透 率、低丰度、中低产整装气田。自1989年发现以来,已 建井气井650余口。下古马五…气藏自1992年发现 第l口产水气井至今,共有156口井产地层水,其中投 产气井89口。全气藏到目前共发现7个较大的相对富 水区和61个产水单井点。89口产水气井年产气量占 气田年总产气量的10.86%,年产水量占气田年总产 水的65.22%。随着气田的不断开发,地层压力逐年降 低,低压产水气井逐年增多,气井的携液能力逐渐下 降,目前约有60余口产水气井携液生产困难,其中有 20余口已经积液停产,严重影响着气田的综合开发, 急需研究和应用相应的排水采气措施,以提高产水气 井的单井产能,提高气田的整体开发水平。 1富水区开发技术政策及配套技术 靖边气田富水区的成因和控制因素研究发现IlI,靖 边气田下古马五m地层水在横向上呈块状或透镜状 分布,水体中并不全是水,而是气、水共存,水夹在气藏 或气层巾。气藏中不存在“边水”或“底水”,找不到绝对 的气一水边界,虽然如此,但在一些区域地层水又集中 产ff{,形成相对富水区。富水区的形成过程比较复杂, 其分布主要由区域构造特征、储层的非均质性、小幅度 构造等因素控制。气藏气井出水时间普遍较早,部分井 出水时间和投产时间几乎是同时。产水井普遍表现出 产水量小、且稳定的特点。水气比普遍不高,且变化趋 势相对稳定为主。基于这一地质认识,制定了对于富水 区采取“内排外控,对于产水单井点实行“以排为主”的 技术思路,并加大排水采气工艺技术研究、应用和配 套,切实提高产水气井综合治理效果。 针对靖边气田产水气井开发面临的实际问题和富 水区开发技术对策,近年来靖边气田在借鉴国内外排 水采气先进经验的基础上,结合靖边气田开发工艺技 术特点,开展了产水气井气举排水采气T艺技术研究 和应用,初步形成了适合靖边气田产水气井气举排水 采气的6项配套下艺技术。 2单项气举排水采气工艺 2.1 柱塞气举排水采气工艺 柱塞气举排水采气工艺的是将柱塞面作为气液之 间的机械接面,利用气井自身能量推动柱塞在油管内 进行周期性地举液.阻止气体上窜和液体回落,减少液 体滑脱效应,增加间歇举升效率。柱塞举升运行原理图 (见图1)。 柱塞举升的工作原理图在柱塞排水采气过程中,根据柱塞气举工艺技术 要求,需要通过理论计算确定相关工艺参数,主要-T 艺参数有柱塞运行所需最小套压、柱塞运行周期、最 小气液比、周期所需气量、柱塞最大下深等。由于靖边 气田井口条件的限制,在试验过程中对井口装置流程 进行相应的改制。井口流程的改制实施了两种方案: 对于早期的老式井口采用如图2的结构,对于后期开 发井的新井口采用如图3的结构(虚线框内部分为新 改部分)。 怪1位传感器。目。。IV l——-J薄膜阀1 老式井口改制示意图图3新式井口改制示意图 根据柱塞气举排水采气工艺原理,结合靖边气田 地面集输工艺流程及已开展过的柱塞气举排水采气试 万方数据第12期 贾浩民等气举排水采气工艺技术研究及应用 37 验,确定了柱塞气举排水采气T艺条件:油管内壁规 则、气井产水量应小于30 m3/d、井底清沽无泥浆等污 物、柱塞运行期间不能加注缓蚀剂。通过7口气井的柱 塞气举排水采气试验及应用情况得知,对于间歇生产 的产水气井.通过柱塞气举排水采气工艺可以有效降 低气井油套压差,提高气井气体携液能力,延长连续开 采时间;当气质、水质的腐蚀性较强时,对卡定器的性 能影响较大,检修频次多。 2.2高压气源井气举排水采气工艺 高压气源井气举排水采气工艺是在借鉴国外天然 气连续循环技术12l的基础上,结合靖边气田滚动开发高 低压气井并存的现状,利用气田“多井高压集中集气、 多井集中注醇”的开发模式优势【3l,提出的一项新的排 水采气工艺方法。它是将接人同一集气站的高压气井 的天然气通过已有的地面注醇管线连续注入被气举的 低压产水气井的油套环空,依靠高压气源井的高压气 流,使被气举气井的井筒积液从油管连续举出,并通过 被气举气井的采气管线输送至集气站,实现连续气举 排水采气。根据该工艺技术要求和站内地面流程现状, 本着流程改造简单、实用的原则.设计了高压气源井气 举排水采气流程(见图4)。 单并流量计 图4高压气源井气举排水采气流程图 该工艺在运行过程中主要通过井筒节点压力和损 失压力计算,确定注气点所需压力及流量,再计算注气 管线的摩阻、压力损失,从而确定合理的注气及运行参 数.制定合理的气举排水采气工艺制度。该T艺具有流 程改造简单,投资费用低.气举效果好等优点,适用于 产水相对稳定的低水气比产水气井。2008年在靖边气 田G2井进行了现场试验,取得了良好效果,年增产气 量365104 m3,创造经济效益约210万元。 2.3高压氮气气举复产技术 采用膜分离技术,利用有机膜对气体组分具有选 择性渗透和扩散的特性,对空气进行分离和纯化,并转 化为浓度在95%以上的氮气。然后利用气体增压机组 将膜分离出来的氮气经三级压缩至25 MPa以上,再从 油套环空注入,把积液从油管放喷排出;或将氮气从油 管注入,把积液通过油套环空放喷排出,使气井恢复产 能。高压氮气气举排液复产T艺流程(见图5)。高压氮 气气举复产工艺是目前靖边气田主要的复产工艺,该 工艺特别适合于井筒积液严重的气井排液。 高压气源并气举排水采气流程图3复合气举排水采气工艺 3.1 井间互联气举辅助泡排复产技术 井间互联气举14l排水采气T艺是把两口或者多口 相邻气井井口间用高压管线相连,选择压力高、产气 量大、生产稳定的高压气井作为气源井,通过高压管 线将气源井的高压气引入被气举井的油管或者油套 环空,实现“一举一、一举多、多举一”的气举排水采 气。井间互联气举排水采气工艺技术工艺简单快捷15I, 一般情况下,很短时间内,积液气井就可以实现稳定携 液生产。但是该工艺也存在着一定的缺点,积液井井 底压力、产能较低且积液严重时,启动压差较大,举升 效果差。 靖边气田根据低压、地产能气井的实际情况,结 合气田地面工艺现状,将接人同一集气站的高压气井 作为气源井.通过集气站总机关放空流程和积液井采 气管线,将高压天然气引入积液停产井井筒,并在井 口进行放空,实现井间气举排水采气(见图6)。对于 严重积液气井.优化气举工艺,利用泡排剂的泡沫效 应、分散效应、减阻效应和洗涤效应,借助气举天然气 引起的搅动,合理控制注气量和压力,使泡排挤在井 筒内生成大量低密度的含水泡沫,降低积液停产井井 筒内的水气比、液柱高度及由此引起的回压,从而有 效较低启动压差,提高气举初期气流垂直举升能力, 从而降低复产的难度。井间互联气举辅助泡排复产技 术有效提高了低压、低产能、长期积液严重积液井的 复产效果。 万方数据 38 石油化工应用2010年 第29卷 IIJI.目Jl:星奋==|l 匕二D去加热炉j高压气潭井来气 笑:图5井间互联气举排液复产工艺流程图 3.2撬装压缩机气举辅助泡沫排水采气工艺 小型撬装压缩机气举辅助泡沫排水采气是在组合 压缩机高压、大气量气举排水采气和泡沫排水采气采 气的基础上提出的一项新的排水采气工艺技术。该技 术的核心是将本井产出气或者被气举井所在集气站外 输气作为工艺气进行压缩,在控制合理的注气参数下 将压缩后的高压天然气小排量注入被气举井的油套环 空或者油管内,同时在被气举井的油套环空或者油管 内小剂量地注入起泡剂,在起泡剂发泡后降低溶液密 度的同时,压缩的高压天然气提供驱动能量,实现一个 温和、连续的排水采气过程,工艺流程图(见图7)。 图7小型撬蓑压缩机气举辅助泡沫排水采气工艺流程图 该T艺主要是以移动式撬装压缩机组为核心,泡 排加注设备为辅助,按照结构简单、低成本、自动控制 为思路进行设计。工艺设备主要包括:撬装注气压缩机 组、泡排设施、消泡、分离处理装置等组成。将提供高压 天然气源的压缩机组(压缩注气系统、发电动力系统、 自动启停系统、仪表控制系统)和泡排加注、消泡助理 设备撬装化,便于移动、安装和管理。该工艺能够合理 地控制注气压力、流量等关键参数,能够有效控制地层 出水速度,容易诱导和激活地层能量,避免强排、强抽 对储层的伤害;也不会因排量过大、压力过高举穿油套 环空,屏蔽射孔孔眼及锁死地层水气的产出,特别适用 于沙漠、高原地区的低压、低产气井排水采气。该工艺 已在靖边气田试验成功,试验取得了较好的效果。 3.3 高压氮气结合连续油管复合气举排水工艺 高压氮气结合连续油管气举排水采气工艺是将连 续油管下人生产管柱内,再将制氮增压车与连续油管 车相连.增压车把低压氮气压缩至高压,然后由连续油 管注入到井筒中。高压氮气通过连续油管的底端,从连 续油管和生产管柱的环形空间上升,带动液体克服摩 擦阻力和液柱压力快速返到井口,从放喷管线排人污 水池,完成排液过程。 可以根据井筒内液面深度采取两种方式注人高压 氮气。一种是先将连续油管下人液面下一定深度,排液 至液面降低时,再继续下人连续油管,继续气举排液。 如此反复,下人深度井底,完全排出积液,这样可以减 少回压突降对地层造成的伤害。另一种是一次性将连 续油管下至预定深度,连续注入氮气进行气举排液。两 者比较而言,第一种方式具有注入泵压低、可控制地层 产液、防止强排导致井筒大量出砂或坍塌。 该工艺在2007—2009年在靖边气田进行了试验和 应用,取得了显著效果。I。井压裂后,由于地层能力低, 无法自喷排液,采取了高压氮气结合连续油管气举排 水采气,累计作业时间14.5 h,氮气瞬时排量600~ 932 m31h,累计注人氮气ll 468 m3,累计排液55.0 m3, 顺利举通,实现气井自喷排液。 连续油管伴注液氮气举工艺无法长时间连续实 施,易错过气举的最佳时机,加之注液氮排量无法精确 控制,影响气举效果。而高压氮气结合连续油管气举排 水采气工艺正好克服了这一缺点。通过现场试验经验 可知,连续油管注氮气气举,在保证氮气中氧含量合格 的前提下,开始应大排量注入氮气,尽快达到举通压 力,使油管内液体迅速举升到地面,从而缩短气举时 间,实践证明1.25”连续油管在2718”油管内的举通排 量最佳为900 m3/h,此时既能保证较低的含氧量,又能 短时间内举通。举通之后应降低氮气注入排量,避免因 氮气排量过大导致气体滑脱,无法有效携液。实践证明 该工艺可以实现连续气举排液,排液速度快、周期短, 含氧量低,安全高效,与其它工艺相比,有不可比拟的 优越性。 5结论及认识 (1)靖边下古气藏属于无边底水(下转第56页) 万方数据 56 石油化工应用2010年 第29卷 2008、2009年不同堵膏方法时效对比4结论 (1)今后子洲一米脂气田钻井防漏堵漏工作还应围 绕刘家沟组展开,表层虽有漏失现象,但井段短、堵漏 难度小采用较为简单工艺手段即可实现堵漏; (2)对于漏失量不大的井应采用控制钻井液密度,从 而减小压差性漏失。若发生漏失,应首先考虑常规堵漏; (3)失返性漏失或反复漏失井,应采用泡沫充气钻 井钻穿漏层后采用挤水泥固井,彻底封固漏层后继续 钻井,避免打开气层后发生井漏,从而加大堵漏难度; (4)堵漏钻井液常规堵漏、挤水泥堵漏和泡沫充气 钻井通过合理选择可以实现子洲一米脂气田钻井周期 25~30天,建井周期30.35天。 参考文献: [1]王定峰,吴学升,楚美娟.长庆油田子洲气田井漏现状及堵 漏方法[J].钻井液与完井液,2007,24(5). [2]陈钢花,邱正松,尹成芳.并漏层位确定方法探讨[J].钻井 液与完井液,2009,26(2):59—62. 刘伟.雷万能.井漏成因及处理(J].中国西部科技。2008,7(8):41—42. "II-一。 (上接第38页)的低渗气藏,随着气田的开发.气藏不同程度产出地层 水,对气田的稳定开发带来了极大影响。针对气藏地质 认识,结合开发地面T艺,研究并应用了柱塞气举、高 压氮气气举、高压气源井气举、井间互联辅助泡排气 举、常州武进武南变速呆滞有。小型撬装压缩机辅助泡排气举、连续油管结合高压 氮气复合气举等气举排水采气工艺技术,水气井的高 效开发提供了技术支撑; (2)柱塞气举排水采气对井筒及气井产出流体的 要求较高,而靖边气田的单井站无人值守,且气井产出 具有强腐蚀性的酸性气体和高盐地层水,对柱塞器的 腐蚀较强,使用过程中检修频次较高,且个别腐蚀严重 气井会出现坐落器无法打捞的现象,对气井后期井筒 维护造成了障碍; (3)高压气源井气举工艺流程简单,经济高效,易 于管理,但是被气举井的集气站必须具备生产稳定、气 量大、压力高、不产水的气源井; (4)高压氮气气举复产技术对于有一定产能,积液 相对严重的积液并复产效果很好。井间互联辅助泡排 复产技术特别适合于低压、低产能积液井的复产; (5)高压氮气结合连续油管气举排水采气工艺是 一项复产效果好,周期短,见效快的符合复产T艺,特 别适合于大产水量,严重积液气井,尤其对酸化、压裂 改造后气井排酸液效果最佳; (6)小型撬装压缩机气举辅助泡沫排水采气工艺 是一种低伤害,相对温和的工艺方法,对于瞬间出水量 不大的低渗气藏产水气井连续稳定排水效果好。该工 艺装备了实现撬装化、自控化、集成化,搬运方便、安装 简单,维护管理容易且实施成本低。 参考文献: [1]李建奇,等.靖边气田马五。+:气藏相对富水区成因及开发 [J].天然气工业,2005,25(9):89—91. [2]周际永,等.国内外排水采气工艺综述[】].太原理工大学学 报.2005,36(增刊):“-46. [3]徐勇,等.长庆气田开发模式及地面配套工艺技术[J].天然 气"r_4k.2010.30(2):102—105. [4]何光智,等.井问互联排水气举恢复产能[J].油气田地面工 程,2007,26(12):28—29. [5]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. 万方数据

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