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井口增压与泡排组合开采工艺在低压小产水气井中的应用

摘 要

天然气生产环节中,降压开采增压输送工艺已作为一项成熟技术得到广泛应用。但是,作为后期开采的负压开采技术未能得到推广。针对这种现状,开展了井口增压与泡排组合开采工艺方面的研究,并在黄家场、 隆昌等气田开展应用试验,取得显著经济效益。文中就选井原则和典型井家19井应用情况进行细致分析。

西南油气田分公司川西南气矿是一个有着40余年勘探、开发史的老矿区。近几年来,由于勘探上没有新的重大发现,使矿区的后备资源严重不足;新井投入远远弥补不了 老井的自然递减;该矿气井严重老化,全矿有近90%的气井现已低于输压,靠降压开采增压输送维持生产,单井井口产量递减加快,单井产量低。针对这种现状,矿区对井口增压与泡排组合开采工艺寄予极大的希望,在黄家场、隆昌、界市场、瓦市等气田开展试验,取得了突破性进展。

1 选井原则

通过前期选择不同出水类型气井,多井次试验,根据井 口增压工艺的特点,在总结正反两方面经验的基础上,确立以下选井原则。
(1)气井为低压小产水气井,井口流动压力接近或平输气压力,地层水不活跃,对气井的生产影响不大;
(2)气井产层渗透性好;
(3)井况良好;
(4)气井所在区块或裂缝系统有一定剩余储量,所选井预期增产效果明显。
确立这4条原则是与井口增压输送开采的特点相适应的。井口增压输送开采最直接的作用就是降低了井口回压,人们期望实现“通过降低井口回压,从而降低井底流压,增大生产压差,进而实现增产”这一推论。对于气水同产井而言,降低井口回压是技术手段,增大生产压差和增产是技术目标。
尽可能地优选水对气井生产影响不明显的气井。 因为两相流动过程中的水气比越小流动阻力亦越小, 流体间的关系也简单得多。 地层水较活跃的气井, 在降压后, 初期会出现水侵加剧的现象, 造成水侵区域储层气体渗流阻力的增加, 结果就会出现井口压力下降、产量降低的现象。 包 32 井就出现过用增压车抽吸加速生产, 结果导致气井停喷的事例。
产层渗透性连通性好, 否则压差增大后, 有效生产压差不会明显增加。对于产水气井而言, 井筒内流体举升稳定也是一个影响增产的重要条件;在产水气井中, 井底回压由气柱和液柱两部分组成, 增压机抽吸首先降低了气柱回压, 而井底回压降低主要取决于液柱所造成的回压的降低, 否则井口回压降低了, 而井底回压不一定得到降低。 例如气井生产过程中的积液过程便是井口流动压力降低而井底回压升高的过程。

2 家19井复合开采工艺应用情况

2.1 家19井基本情况
在确定了选井原则之后,选出了家19井等一批井实施井口增产加泡排复合工艺实验,现以家19井为例,谈一下这种工艺在该井的应用及管理。
家19井构造位置属于黄家场构造长轴东段,于1978年5月27日完钻,完钻井深2582.0m,完钻层位P1m1a,产层井段P1mb 2469~2534m,产层中深2477.0m。,127mm衬管完井,63.5mm油管下入深度为2495.43m,井内落鱼(1524mm钻头+接头)共0.54m)。
该井于1978年10月1日投产,初期Pcf 14.35MPa,Ptf 13.48MPa,qg 19.3×104m3/d,qw 0.4m3/d。1980年12月2日转套管生产,生产至1988年3月,开始间歇生产,生产参数为Pcf 1.34MPa,Ptf 1.51MPa,qg 9.3×104m3/d,qw 0.9m3/d。生产至1990年3月24日,转油管生产成功。1991年3月4日,用44通井规通至2494m遇阻。统计至上工艺前1997年4月,Pcf 0.83MPa,Ptf0.73MPa。qg 4.0×104m3/d,qw 3m3/月,间歇生产,供泸州碳黑厂用气,累计采气Gp 72624.0×104m3,产水3167m3
(1)该井日产水量小,小于1m3/d左右,出水不活跃;
(2)产层段渗透性、连通性好。
①产层段P11m2b的岩性特征为:与不等厚互层,灰褐色石灰岩,质纯粉晶,瓷状断口,见黑褐色及浅灰色燧石。深灰褐色石灰岩部分深灰褐色,普遍带褐色,微含泥质粉晶,局部泥晶瓷状断口,含少许白垩及方解石脉,见重结晶及白云化现象。
②完井试油:在PR=17.84MPa,Pwf=16.94MPa下获气55.6×104m3/d,采气指数J=61.78×104m3/MPa/d,表明产层供给状况良好。
③测试时一开始就趋于稳定,关井1min后油套压就接近平衡,12min后油套压完全平衡。由此可见,产层裂缝是非常发育的,且连通性也好。
(3)井况良好,该井有48m口袋,通井时通井规也能通至管鞋附近,表明井底落鱼及少量沉砂对产层影响不大。
(4)对生产数据进行分析,求出了气量与井口流压之间的关系式:qg=5.80-1.954Ptf2,预测出当Ptf=0.3MPa时,qg=5.62×104m3/d,Ptf=0.2MPa时,qg=5.72×104m3/d,Ptf=0.1MPa时,qg=5.78×104m3/d,预测结果表明该井增产明显,并拟上M4型增压机。
(5)该井所在系统,剩余可采储量为262×108m3。由上述可见,家19井符合工艺的选井条件。
2.2 井口增压+泡排复合工艺措施的原理及实施简况
经过论证后,1997年3~5月,M4型增压机在家19井安装完毕(图1),并投入运行。投入运行初期,由于井底积液没有带出来,气井出现积液现象,产量由运行前的4.0×104m3/d 降至 3.5×104m3/d 再降至 2.5×104m3/d。在方案实施前,气井可能积液的问题已估计到,这在选井原则中已有体现。因此,要让气井增产,必须解决积液问题。

图1 家19 井井口增压与泡排复合采气工艺流程图

图1 家19 井井口增压与泡排复合采气工艺流程图

2.2.1 井口增压+泡排复合工艺原理
向套管环空内注入一定比例的泡沫剂,以达到降低积液密度、减小地层水表面张力,易于举升的目的。由于泡沫液在井底与地层水充分混合后,成为易于举升的泡沫状流体,井口增压机抽吸,降低了井口回压,增大了井筒内举升压差,气井产量短时间内加大,容易将泡沫状流体排出。由于在增压机进气口前安装有分离器,井内排出的液体经分离器排放掉,不会对增压机的运行造成影响。

2.2.2 现场实施结果与经济效益分析
1997年5月23日后,开始实施这一复合工艺,开始由化排车完成注泡工作,后来考虑到注泡是一项长期的工作,就在井口安装了平衡罐,由站上职工按照所给定的参数,完成加泡工作。经过一个多月的摸索,给该井制定出了合理的工作制度,达到预期效果,现将工艺实施前后的基本情况列于表1。

表1 家19井实施复合工艺前后产量

表1 家19井实施复合工艺前后产量

气井稳定月增产42.0×104m3/月,折算全年增产504×104m3,按井口价0.56元/m3计算,年创产值282万元,扣除增压机运行费用和其它费用,创效益270万元/年。家19井等4口井采取组合工艺开采取得的效果可见表2。

表2 增压+泡排组合工艺开采效果

表2 增压+泡排组合工艺开采效果

3 认识与体会

(1)严格按照选井原则选出的气井,应用该工艺取得的增产效果显著。
(2)就川西南气矿的现状而言,不仅该工艺是一种见效快、效果显著的增储增产手段,而且极具推广应用价值。
(3)该工艺研究的深化发展方向是,井口增压后,井口还有一定的剩余压力,可以通过某种方式进一步降压,使得井口绝对压力低于0.1MPa,从而实现真正意义上的“负压开采”,是井口增压+泡排组合工艺以后的深化发展方向。从技术角度讲,这是完全能够实现的,在增压机与井口之间串入真空泵即可。实施负压开采,我们可以在现有工艺技术水平下继续提高可采储量,进一步提高气井的经济采收率。

参考文献:
[1] 陈元千.油气藏工程方法[M].北京:石油工业出版社,1994.
[2] 杨继盛.采气工艺基础[M].北京:石油工业出版社,1992.

转载自:《钻采工艺》2000年 第23卷 第6期 作者:黄 霖 (西南油气田分公司川西南气矿采气三厂,四川隆昌张拱桥642150)
中图分类号:TE377文献标识码:B
文章编号:1006-768X(2000)06-0090-02