苏里格气田天然气压缩机气举方式研究
doi:10.3969/j.issn.1673-5285.2012.12.025
中图分类号：TE371文献标识码：B文章编号：1673-5285（2012）12-0089-03
摘要
天然气压缩机气举复产工艺已经成为苏里格气田水淹气井复产的主体措施。针对气田特点，总结出了各类不同气举方式的适用条件，拓展了技术适用范围，并取得了良好的现场应用效果。
长庆苏里格气田属于低渗、低压、低丰度的典型“三低”气田，气井普遍具有单井产量低、携液能力差的特点，随着气田采出程度的提高，气藏能量降低，相当一部分气井进入中晚期开采阶段，气井难以自喷带水生产[1]，部分气井因井筒积液导致水淹停产，严重制约气井产能的发挥。针对苏里格气田老井井底积液严重导致气井无法正常生产的现状，在苏里格气田开展了天然气压缩机气举复产试验。为了拓宽该工艺适用范围，提高工艺成功率，开展了气举方式研究。
1 天然气压缩机气举复产工艺
天然气压缩排液工艺原理是在环空或油管中注入天然气，以天然气的体积及其减压后的膨胀体积占据井筒中的空间排替井内液体，达到用最短的排液时间排液的目的[2]。 图1气举原理示意图 通过环形空间向井下注入高压气体，注入气首先必须将环形空间中的全部液体排出，才能进入油管，并与管中液体相混合，形成气液混合物。混合物的密度将大大低于液体的初始密度。进入油管的气体量越多，形 成的气液混合物的密度就越小，被举升的高度越大。气液混合物的举升高度同样取决于油管在液体中的沉没度，如果沉没度很小，那么注入气有可能突破液柱，沿油管上升到井口，不携带出任何液体。
2 气举方式选择
常规的气举包括正举、反举两种方式。气举过程 中，合理选择气举方式，可缩短作业时间，提高气举效率。
2.1 正、反举工艺特点
正举是从油管内注入气体，井内液体由油套环空返出，该方法具有高压气到达管鞋时间短、高压作业时间短、所需气源压力较低的优点，但同时也具有气举掏空程度不彻底、井筒滑脱损失大的缺点。
反举是从油套环空注入气体，井内积液由油管排出。相较于正举，反举高压气到达管鞋时间长、高压作业时间较长、所需气源压力也较高，但其掏空程度彻底、油管滑脱损失较小。
2.2 气举方式选择
苏里格气田前期开展的氮气气举及邻井高压气举试验主要采用反举工艺方式，主要原因是反举油管滑脱损失小，掏空程度彻底，但由于所需气源压力较高，部分积液量较大气井采用该种方式不能有效复产。为此，气举作业前要根据井筒液柱高度，合理选择气举方式。 井筒液柱高度主要通过井筒压力梯度测试及回声仪油套环空测试方法获得，气举方式的选择标准根据井筒压力平衡关系计算。假设气举作业前油套压分别为Pt、Pc，油、套管内液柱高度分别为h1、h2，根据井筒内压力平衡关系有：
Pt+ρgh1=Pc+ρgh2 （1）
实现气举诱喷的前提是气源压力大于气体到达管鞋时的井底流压。假设气源压力为P，则实现反举诱喷的条件：
ρgh1+V2*ρgh2/V1＜P （2）
实现正举诱喷的条件：
ρgh2+ V1*ρgh1/V2＜P （3） V1、V2—油管、环空体积。
苏里格气田普遍采用Φ139.7mm套管+Φ73.02mm油管完井，V1/V2=2/5。取天然气压缩机最大排气压力 25MPa，水淹井平均油套压差10MPa，根据式（1）、（2）、（3）计算得到正反举的适用条件：
反举：h1＜(PV1+V2（Pc-Pt)）/ρg（V1+V2）=1428m
正举：h1＜（PV2+V2（Pc-Pt）/ρg（V1+V2）=2500m
正反举适用条件理论计算表明，天然气压缩机最大排气压力25MPa条件下，可以满足长庆气田井筒液柱高度小于2500m气井的复产作业要求，但当井筒液柱高度大于2500m时，无法实现气举诱喷排液，因此急需探索一种有效的气举方式。
2.3 合压降液气举复产工艺
气举诱喷能否获得成功，主要取决于气源最大压力和可能形成的井筒回路静液柱回压的大小，其中，井筒回路静液柱回压的大小受井筒积液量和地层压力控 制，静止状态下，接近于地层压力。气源最大压力和地层压力是无法改变的，因此，若要在气源压力不足的情况下取得诱喷的成功，只有减少井筒积液量[3]。 气源压力不足不但不能排出井底积液，而且会大幅度增大地层回压，造成井筒积液向地层回流，减少井筒积液量。由此，可以采用注气合压降液诱喷复产新工艺。其基本过程为：引高压气源，对施工井油管和油套 环空实施注气合压，将部分积液暂时压回地层，然后按常规方法对气井实施气举。具体实施时，先根据气井地层压力计算油管鞋或气举阀处的静止压力，确保气源压力能够达到最低气源压力需求后注气合压，达到设计的合压注气压力后停注，关井观察井口压力变化，如果压力不降，说明该部分积液已充分压回地层。在保障井口安全的前提下，尽可能快的放喷井口，在排出大部分积液且油管注气压力明显下降后，及时切换流程，转为环空注气、油管生产，减少高压气源用量，提高排液效率。
3 现场应用情况
苏X井2010年10月进行气举复产试验，气举过程中先后采用反举、正举方式均未举通，判断该井液面超过2500m。对该井进行流压测试结果显示，井筒积液高度在2550m。后采用油、套管同时注气、合压降液气举方式使该井成功复产。
该井气举前油套压分别为1.51MPa/12.3MPa，环空加压反举3h后套压升至20.3MPa，油压无变化。随后套管生产，套压降至10.2MPa，油管加注正举2h后油压升至20.9MPa，套压无变化。油套管同时加压至23.7MPa，使部分井筒积液压回地层，开井生产稳定后油套压降至为2.61MPa/4.65MPa，油套压差由试验前的10.79MPa降至2.04MPa，产液量为31.4m3，产气量1.3×104m3/d（开井后3天平均值），直至目前该井保持连续平稳生产。
4 结论
对于苏里格气田，在天然气压缩机最大排气压力25MPa条件下，不同的井筒液柱高度，需采取不同的压缩机气举排液方式：h＜1428m：反举；1428m＜
h＜2500m：正举；h＞2500m：合压降液。合压降液可以明显降低气井对气举诱喷气源压力的需求，使重度积液气井的复产工艺变的可行，扩展了
天然气压缩机气举复产工艺的适用范围。开展合压降液工艺，必须先根据气井地层压力计算油管鞋或气举阀处的静止压力，确保气源压力能够达到最低气源压力之后才能实施。
参考文献：
［1］ 刘虎，等.天然气压缩机在排水采气中的应用［J］.压缩机技术，2006，17（4）：43-48.
［2］ 杨川东，等.采气工程［M］.北京：石油工业出版社，2000.
［3］ 张中伟，等.积液停产气井注气合压降液诱喷复产工艺［J］. 断块油气田，2010，17（7）：497-499.
作者：惠艳妮，田伟，杨亚聪，贾友亮，李耀德
作者简介：惠艳妮，女（1983-），助理工程师，本科，主要从事采气工艺技术研究工作。
中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院、低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710021