靖邊氣田連續氣舉排水采氣工藝可行性分析

馬思平+柳潔+魏萍+汪泳吉+李鵬

摘 要 綜合考慮靖邊氣田地質條件及增壓生產站分布的情況，考慮利用外輸氣對弱噴產水氣井進行連續氣舉生產。借鑒高壓氣源井連續氣舉排水采氣工藝技術，考慮增壓站外輸壓力相對較高的特點，文章對利用外輸氣連續氣舉弱噴產水氣井的生產工藝進行了可行性分析，提出了該氣舉工藝的適用范圍，同時針對產水量大的弱噴氣井，考慮增壓上游站外輸壓力低的特點，對撬裝壓縮機增壓連續氣舉排水采氣工藝進行了可行性探討，為靖邊氣田的正常生產提供理論指導。

關鍵詞 增壓井；連續氣舉；排水采氣；可行性

中圖分類號：TE373 文獻標識碼：A 文章編號：1671-7597（2014）04-0144-02

1 生產現狀

靖邊氣田位于鄂爾多斯盆地中部，開發逐漸進入中后期，隨著地層壓力的逐漸降低，導致氣井的攜液能力變差，甚至因井筒積液而停產，嚴重影響了氣藏的開發，需要采取排水采氣措施助排生產。如何選擇適合該類氣藏及工藝條件的排水采氣工藝和配套技術，并實施有效排水采氣已成為靖邊氣田產水氣井高效開發的主要課題。

針對靖邊氣田站場特點，為了使低壓氣井得到有效開發，借鑒高壓氣源井連續氣舉工藝特點，考慮利用增壓后外輸氣氣舉低壓產水井工藝進行可行性探討研究，達到排水采氣目的。

2 增壓連續氣舉工藝條件及要求

2.1 目前具有的增壓氣舉工藝條件

1）目前靖邊氣田已建有5座增壓站，壓縮機組6臺，對34口氣井實施增壓開采（除上古叢式井），后續將投運增壓站35座共計314口氣井，增壓開采規模逐年增大。增壓氣井平均井口壓力為2.4 MPa，部分氣井套壓降低至5 MPa以下。

2）增壓本站外輸壓力為5.5 MPa，且為干氣輸送，氣流穩定，具有氣舉條件。增壓上游站外輸壓力低，濕氣輸送，無法為低壓井提供氣舉工藝的氣源。

3）一部分低壓弱噴的產水井進行增壓生產后，仍然無法連續攜液生產，而泡排等助排工藝實施范圍有限、單一工藝實施效果不理想，需要外來氣源協助排液。

4）大部分增壓氣井具有注醇管線，可直接作為注氣管線，具有注氣工藝條件。

2.2 產水氣井臨界攜液模型計算

通過靖邊氣田的攜液新模型可以計算出不同井口壓力、不同生產管柱情況的最小攜液流量。只有保證氣井瞬時流量大于臨界攜液流量時，才不會出現氣井攜液能力不足、井筒積液增多的現象。

計算模型包括以下兩種：

1）低產氣、高氣液比氣井連續攜液模型：

（1）

2）泡排井攜液模型：

（2）

由以上計算模型可以得到不同井口壓力、不同生產管柱情況的最小攜液流量數據，通過對靖邊氣田增壓產水氣井臨界攜液流量計算，可以得出，針對需要進行連續氣舉的增壓弱噴氣井，氣舉氣量達到0.4×104 m3/d以上就可以滿足攜液生產。

2.3 增壓井連續氣舉工藝設想

針對增壓本站，由于外輸壓力較高，氣源穩定，借鑒高壓氣源井連續氣舉工藝，將集氣站的外輸天然氣（壓力5.5 MPa）不經過加壓直接通過現有的地面注醇管線引入被助排的低壓弱噴產水氣井的油套環空（<5 MPa），并且連續注入。借助穩定的外輸氣流，提高氣井攜液能力，使增壓氣井產出液從油管舉出，實現連續排水采氣的目的。

針對增壓上游站，由于外輸壓力低，不具有循環氣舉條件，考慮對大產水量弱噴氣井進行撬裝壓縮機增壓后注入弱噴增壓氣井油套環空，實現連續氣舉，提高攜液能力。

3 增壓站外輸氣不增壓連續氣舉工藝可行性分析

增壓后氣舉排水采氣條件：增壓站外輸壓力決定增壓起點壓力5.5 MPa。井口2 MPa下氣井攜液流量0.6×104 m3/d及氣舉氣量和被氣舉井產氣比1：1，同時結合井筒壓力損失和不同注氣管線長度下壓力損失決定氣舉氣量0.3×104 m3/d。結合不同產水量下井筒壓力損失和不同注氣管線長度下壓力損失，進行氣舉可行性分析。

3.1 不同管線長度下管線壓力損失

忽略管線的粗糙度和彎頭等因素，直接利用威莫斯輸氣計算公式（如式（3））進行管線壓力損失模擬計算。

（3）

其中：P1-管線起點壓力，MPa；P2-管線終點壓力，MPa；Q-管線輸量，m3/d；d—管線內徑，cm；L-管線長度，km；T-管輸天然氣的平均溫度，K，取288K；-天然氣對空氣的相對密度，取0.5879；Z-管輸天然氣的平均壓縮因子，取0.769。

計算氣舉量為0.3×104 m3/d時的不同長度管線壓力損失，見表1。

3.2 不同產水量下井筒壓力損失

以40000 m3/m3為界將氣水比分為兩類，當GWR（氣水比）≥40000 m3/m3，井底流壓采用Oden模型進行計算；若GWR<40000 m3/m3，采用SWPI-SPA模型進行計算。產氣量為0.6×104 m3/d的氣井不同產水量下井筒壓力損失，見表2。

表2 產氣量0.6×104 m3/d氣井不同產水量下井筒壓力損失

井口壓力

MPa 氣體流量

m3 不同產液量下井筒損失

MPa 不同產液量下井底壓力

MPa

2 6000 1 m3 2 m3 3 m3 4 m3 1 m3 2 m3 3 m3 4 m3

1.3 1.65 2 2.34 3.3 3.65 4 4.34

3.3 可行性分析

被氣舉井井口注起點壓力P注= Pwf-P靜+P阻，其中油套環空氣柱產生壓力和注氣的摩阻損失基本相當，在這忽略兩者的影響，近似考慮P注=Pwf。以0.6×104 m3氣舉氣量為例，氣井在1m3產水量時，井筒壓力損失為1.3 MPa，最大管線壓力損失為1.59 MPa，因此氣舉壓力損失最大為2.89 MPa，在注氣點壓力為5.5 MPa，壓縮機進氣壓力為2 MPa的情況下，完全可以滿足氣舉要求。endprint

同理，在氣源氣體壓力為5.5 MPa，氣舉氣量為0.3×104 m3/d的情況下，根據不同管線長度下壓力損失和不同產水量下氣井井筒壓力損失，可以對增壓氣井利用外輸氣源連續氣舉工藝可行性分析見表3。

表3 增壓井連續氣舉可行性分析結果

管線長度km

產水量m3 0 1 2 3 4 5

0 0 0.25 0.52 0.80 1.10 1.42

1 1.3 1.55 1.82 2.1 2.4 2.72

2 1.65 1.9 2.17 2.45 2.75 3.07

3 2 2.25 2.52 2.8 3.1 3.42

4 2.34 2.59 2.86 3.14 3.44 3.76

從上表可以看出，以靖邊氣田氣井平均4 km的管線長度進行計算，產水量小于4 m3/d的氣井，壓力損失均小于3.5 MPa，具有利用增壓站外輸氣連續氣舉的可行性條件。

4 增壓井外輸氣增壓后連續氣舉工藝可行性分析

工藝原理：借助增壓站外輸天然氣，利用撬裝壓縮機增壓后將相對高壓天然氣注入氣井油套環空，降低井筒液柱密度，提高氣流垂直舉升能力，增大氣液流速， 實現氣井連續穩定攜液生產。

按照增壓后氣舉條件：增壓井井口壓力為2.0 MPa，氣舉氣量0.5×104 m3/d，要求壓縮后的氣舉起點壓力為12 MPa，結合不同產水量下井筒壓力損失和不同注氣管線長度下壓力損失，進行氣舉可行性分析。

4.1 撬裝壓縮機參數要求

根據靖邊氣田條件，選擇撬裝壓縮機：

進氣壓力：2 MPa-5.0 MPa。

排氣壓力：一級排氣壓力10 MPa，二級排氣壓力25 MPa。

排氣量：0.5-3×104 m3/d。

凈化撬要求：凈化后滿足自用氣和工藝氣氣質要求，實現自動計量和排污；壓縮機實現自動控制。

4.2 不同產水量產氣量氣井井筒壓力損失

根據靖邊氣田以往生產經驗，可以繪制不同產水量產氣量氣井井筒壓力損失曲線圖版，如圖1。

圖1 不同產氣量及產水量下氣井井筒壓力損失

以0.5×104 m3氣舉氣量為例，氣井總產氣量為1×104 m3氣井的最大井筒損失在7 MPa，最小井筒損失在2.3 MPa，需要的最小注氣點壓力為4.3 MPa，最大需要注氣點壓力9 MPa，當注氣點壓力大于9 MPa可以滿足任何產氣量大于1×104 m3/d，產水量小于12 m3氣井氣舉要求，適用于靖邊氣田絕大多數增壓氣井。

4.3 不同管線長度下管線壓力損失

同理，忽略管線的粗糙度和彎頭等因素，直接利用威莫斯輸氣計算公式（如式（3））進行管線壓力損失模擬計算，計算數據如表4。

由表可以看出，在0.5×104 m3/d氣舉氣量下，氣舉管線長度為5.5 km情況下，管線壓力損失為1.88 MPa，被氣舉井起點壓力可以達到10.1 MPa。具有撬裝壓縮機連續氣舉排水采氣可行性。

5 結論及認識

1）借鑒高壓氣源井連續氣舉工藝，增壓站外輸天然氣注入增壓井油套環空連續氣舉生產是增壓站弱噴產水氣井的一項重要排水采氣技術。

2）通過對增壓本站，將集氣站的外輸氣體不經過加壓，直接通過地面注醇管線，引入低壓弱噴產水氣井油套環空，而且可以連續注入進行可行性分析。

3）針對增壓上游站和增壓站不滿足外輸氣直接氣舉的井，均具有撬裝壓縮機利用外輸氣增壓后連續氣舉的可行性。

4）根據增壓井連續氣舉可行性分析結果，目前主要存在的問題是：增壓井平均套壓6.2 MPa，高于增壓站外輸壓力。因此，在下一步工作中，需要重點落實增壓氣井套壓較高的原因。

參考文獻

[1]于淑珍，胡康，馮朋鑫，等.一種井間互聯氣舉排水采氣新方法[J].特種油氣藏，2013（04）：138-140.

[2]李鵬，宋麗麗，高春華，等.靖邊氣田開發中后期氣井增產的幾種方法介紹[J].石油化工應用，2011（07）：50-53.

[3]尚萬寧，李穎川，李治，等.靖邊氣田排水采氣工藝試驗及效果分析[J].天然氣勘探與開發，2011（03）：45-48.

[4].趙煒，胡淑娟，譯.采用天然氣循環方式控制積液[J].國外油田工程，1999.

[5]何光智，等，井間互聯排水氣舉恢復產能[J].油氣田地面工程，2007，26（12）：28-29.

[6]魏納，等.排水采氣工藝技術新進展[J].新疆石油天然氣，2006，2（2）：78-81.

[7]高鋒博，史建國.排水采氣工藝技術進展及發展趨勢[J].內蒙古石油化工，2008（2）：56-57.

作者簡介

馬思平（1981-），工程師，畢業于西安石油大學油氣儲運專業，長期從事油氣田開發工作。endprint

同理，在氣源氣體壓力為5.5 MPa，氣舉氣量為0.3×104 m3/d的情況下，根據不同管線長度下壓力損失和不同產水量下氣井井筒壓力損失，可以對增壓氣井利用外輸氣源連續氣舉工藝可行性分析見表3。

表3 增壓井連續氣舉可行性分析結果

管線長度km

產水量m3 0 1 2 3 4 5

0 0 0.25 0.52 0.80 1.10 1.42

1 1.3 1.55 1.82 2.1 2.4 2.72

2 1.65 1.9 2.17 2.45 2.75 3.07

3 2 2.25 2.52 2.8 3.1 3.42

4 2.34 2.59 2.86 3.14 3.44 3.76

從上表可以看出，以靖邊氣田氣井平均4 km的管線長度進行計算，產水量小于4 m3/d的氣井，壓力損失均小于3.5 MPa，具有利用增壓站外輸氣連續氣舉的可行性條件。

4 增壓井外輸氣增壓后連續氣舉工藝可行性分析

工藝原理：借助增壓站外輸天然氣，利用撬裝壓縮機增壓后將相對高壓天然氣注入氣井油套環空，降低井筒液柱密度，提高氣流垂直舉升能力，增大氣液流速， 實現氣井連續穩定攜液生產。

按照增壓后氣舉條件：增壓井井口壓力為2.0 MPa，氣舉氣量0.5×104 m3/d，要求壓縮后的氣舉起點壓力為12 MPa，結合不同產水量下井筒壓力損失和不同注氣管線長度下壓力損失，進行氣舉可行性分析。

4.1 撬裝壓縮機參數要求

根據靖邊氣田條件，選擇撬裝壓縮機：

進氣壓力：2 MPa-5.0 MPa。

排氣壓力：一級排氣壓力10 MPa，二級排氣壓力25 MPa。

排氣量：0.5-3×104 m3/d。

凈化撬要求：凈化后滿足自用氣和工藝氣氣質要求，實現自動計量和排污；壓縮機實現自動控制。

4.2 不同產水量產氣量氣井井筒壓力損失

根據靖邊氣田以往生產經驗，可以繪制不同產水量產氣量氣井井筒壓力損失曲線圖版，如圖1。

圖1 不同產氣量及產水量下氣井井筒壓力損失

以0.5×104 m3氣舉氣量為例，氣井總產氣量為1×104 m3氣井的最大井筒損失在7 MPa，最小井筒損失在2.3 MPa，需要的最小注氣點壓力為4.3 MPa，最大需要注氣點壓力9 MPa，當注氣點壓力大于9 MPa可以滿足任何產氣量大于1×104 m3/d，產水量小于12 m3氣井氣舉要求，適用于靖邊氣田絕大多數增壓氣井。

4.3 不同管線長度下管線壓力損失

同理，忽略管線的粗糙度和彎頭等因素，直接利用威莫斯輸氣計算公式（如式（3））進行管線壓力損失模擬計算，計算數據如表4。

由表可以看出，在0.5×104 m3/d氣舉氣量下，氣舉管線長度為5.5 km情況下，管線壓力損失為1.88 MPa，被氣舉井起點壓力可以達到10.1 MPa。具有撬裝壓縮機連續氣舉排水采氣可行性。

5 結論及認識

1）借鑒高壓氣源井連續氣舉工藝，增壓站外輸天然氣注入增壓井油套環空連續氣舉生產是增壓站弱噴產水氣井的一項重要排水采氣技術。

2）通過對增壓本站，將集氣站的外輸氣體不經過加壓，直接通過地面注醇管線，引入低壓弱噴產水氣井油套環空，而且可以連續注入進行可行性分析。

3）針對增壓上游站和增壓站不滿足外輸氣直接氣舉的井，均具有撬裝壓縮機利用外輸氣增壓后連續氣舉的可行性。

4）根據增壓井連續氣舉可行性分析結果，目前主要存在的問題是：增壓井平均套壓6.2 MPa，高于增壓站外輸壓力。因此，在下一步工作中，需要重點落實增壓氣井套壓較高的原因。

參考文獻

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[4].趙煒，胡淑娟，譯.采用天然氣循環方式控制積液[J].國外油田工程，1999.

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[7]高鋒博，史建國.排水采氣工藝技術進展及發展趨勢[J].內蒙古石油化工，2008（2）：56-57.

作者簡介

馬思平（1981-），工程師，畢業于西安石油大學油氣儲運專業，長期從事油氣田開發工作。endprint

同理，在氣源氣體壓力為5.5 MPa，氣舉氣量為0.3×104 m3/d的情況下，根據不同管線長度下壓力損失和不同產水量下氣井井筒壓力損失，可以對增壓氣井利用外輸氣源連續氣舉工藝可行性分析見表3。

表3 增壓井連續氣舉可行性分析結果

管線長度km

產水量m3 0 1 2 3 4 5

0 0 0.25 0.52 0.80 1.10 1.42

1 1.3 1.55 1.82 2.1 2.4 2.72

2 1.65 1.9 2.17 2.45 2.75 3.07

3 2 2.25 2.52 2.8 3.1 3.42

4 2.34 2.59 2.86 3.14 3.44 3.76

從上表可以看出，以靖邊氣田氣井平均4 km的管線長度進行計算，產水量小于4 m3/d的氣井，壓力損失均小于3.5 MPa，具有利用增壓站外輸氣連續氣舉的可行性條件。

4 增壓井外輸氣增壓后連續氣舉工藝可行性分析

工藝原理：借助增壓站外輸天然氣，利用撬裝壓縮機增壓后將相對高壓天然氣注入氣井油套環空，降低井筒液柱密度，提高氣流垂直舉升能力，增大氣液流速， 實現氣井連續穩定攜液生產。

按照增壓后氣舉條件：增壓井井口壓力為2.0 MPa，氣舉氣量0.5×104 m3/d，要求壓縮后的氣舉起點壓力為12 MPa，結合不同產水量下井筒壓力損失和不同注氣管線長度下壓力損失，進行氣舉可行性分析。

4.1 撬裝壓縮機參數要求

根據靖邊氣田條件，選擇撬裝壓縮機：

進氣壓力：2 MPa-5.0 MPa。

排氣壓力：一級排氣壓力10 MPa，二級排氣壓力25 MPa。

排氣量：0.5-3×104 m3/d。

凈化撬要求：凈化后滿足自用氣和工藝氣氣質要求，實現自動計量和排污；壓縮機實現自動控制。

4.2 不同產水量產氣量氣井井筒壓力損失

根據靖邊氣田以往生產經驗，可以繪制不同產水量產氣量氣井井筒壓力損失曲線圖版，如圖1。

圖1 不同產氣量及產水量下氣井井筒壓力損失

以0.5×104 m3氣舉氣量為例，氣井總產氣量為1×104 m3氣井的最大井筒損失在7 MPa，最小井筒損失在2.3 MPa，需要的最小注氣點壓力為4.3 MPa，最大需要注氣點壓力9 MPa，當注氣點壓力大于9 MPa可以滿足任何產氣量大于1×104 m3/d，產水量小于12 m3氣井氣舉要求，適用于靖邊氣田絕大多數增壓氣井。

4.3 不同管線長度下管線壓力損失

同理，忽略管線的粗糙度和彎頭等因素，直接利用威莫斯輸氣計算公式（如式（3））進行管線壓力損失模擬計算，計算數據如表4。

由表可以看出，在0.5×104 m3/d氣舉氣量下，氣舉管線長度為5.5 km情況下，管線壓力損失為1.88 MPa，被氣舉井起點壓力可以達到10.1 MPa。具有撬裝壓縮機連續氣舉排水采氣可行性。

5 結論及認識

1）借鑒高壓氣源井連續氣舉工藝，增壓站外輸天然氣注入增壓井油套環空連續氣舉生產是增壓站弱噴產水氣井的一項重要排水采氣技術。

2）通過對增壓本站，將集氣站的外輸氣體不經過加壓，直接通過地面注醇管線，引入低壓弱噴產水氣井油套環空，而且可以連續注入進行可行性分析。

3）針對增壓上游站和增壓站不滿足外輸氣直接氣舉的井，均具有撬裝壓縮機利用外輸氣增壓后連續氣舉的可行性。

4）根據增壓井連續氣舉可行性分析結果，目前主要存在的問題是：增壓井平均套壓6.2 MPa，高于增壓站外輸壓力。因此，在下一步工作中，需要重點落實增壓氣井套壓較高的原因。

參考文獻

[1]于淑珍，胡康，馮朋鑫，等.一種井間互聯氣舉排水采氣新方法[J].特種油氣藏，2013（04）：138-140.

[2]李鵬，宋麗麗，高春華，等.靖邊氣田開發中后期氣井增產的幾種方法介紹[J].石油化工應用，2011（07）：50-53.

[3]尚萬寧，李穎川，李治，等.靖邊氣田排水采氣工藝試驗及效果分析[J].天然氣勘探與開發，2011（03）：45-48.

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[7]高鋒博，史建國.排水采氣工藝技術進展及發展趨勢[J].內蒙古石油化工，2008（2）：56-57.

作者簡介

馬思平（1981-），工程師，畢業于西安石油大學油氣儲運專業，長期從事油氣田開發工作。endprint