二氧化碳应用于气井气举排液分析

价值工程二氧化碳应用于气井气举排液分析
The Analysis of Carbon Dioxide's Application in Fluid Discharge at Gas Wells
秦贵宾Qin Guibin
（大庆油田有限责任公司大庆榆树林油田开发有限责任公司，大庆163453）
（Daqing Oilfield Limited Company;Daqing Yushulin Oil Field Development Co.Ltd.，Daqing163453，China）
摘要：在井下作业和酸化过程中，大量液体进入了井筒和地层中，导致气井井口压力低而不能正常开井生产；如不彻底将这些液体排出井外，不但影响气井产量，甚至会产生二次污染，大大降低酸化措施效果。

针对上述问题，又综合考虑到液氮气举费用较高，借鉴液氮气举的工作原理，2008年在芳深X井进行二氧化碳气举排液现场试验，取得了较好的排液效果，气井均恢复了正常生产，理论分析与现场试验表明：液态二氧化碳气举气井是可行的。

Abstract:Down hole operation and acidization process bring a lot of liquid into well bore and formation which result in the low well head pressure and unable to produce normally.If don't dispel the liquid out of the well,the well production will be affected and secondary pollution will be generated.It will reduce the low acidization measurements effect.Based on the above problems,and combined with the high cost of liquid nitrogen gas lift and the working principles of liquid nitrogen gas lift，the Carbon dioxide experience in2008proved that liquid Carbon dioxide for gas lift at well is feasible.
关键词：气举；复合排液；液态二氧化碳
Key words:gas lift；compound；fluid discharge；liquid carbon dioxide
中图分类号：TE35文献标识码：A文章编号：1006-4311（2010）03-0032-02 1二氧化碳气举工作原理
液态二氧化碳气举与液氮气举工作原理相似，是一种人工举升
方式,它是先通过泵车将液态二氧化碳增压，然后注入到油套环形
空间内，整个施工过程中不需要动管柱。

其中注入到油套环形空间
的液态二氧化碳与地层能量换热后体积膨胀，使得P
i
不断上升，随
着注入的不断进行，P
i 和P
d
不断增大，当P
i
+P d+P c>P t时，油套环形
空间中的液体就会向油管内流动；当P
i
+P d增大一定程度时，即当P i+P d+P c>P t+ρgh就会有液体从油管排出。

如果在二氧化碳气举前从油管内向井底加入了泡排剂，在注入的不断搅动下，井底液体起泡，
密度变小，这样使得在较小的P
i
+P d条件下，就可将油管内液体举出
井口，最终有利于在短期内将井底积液举出井口。

其中P
i
为井口二
氧化碳注入压力，P
d
为注入油套环形空间内液态二氧化碳产生的静
液柱压力，P
c 油套环形空间内液体产生的静液柱压力，P
t
为油管内
液体产生的静液柱压力，ρ为举出流体的密度，h为油管内液体顶界面距离井口的高度，整个过程不考虑流动过程产生的摩擦阻力。

注入的二氧化碳极易溶于水，一定程度上可以降低井筒内液体的密度，有利于举升；并且二氧化碳在油管上升过程中，压力不断降低，体积逐渐增大，二氧化碳的二次膨胀也对液体起到携带作用。

2现场应用情况
根据是否采用诱喷手段，气井排液可分为井筒排液、地层排液和井筒地层两者综合排液三种方式。

第一种排液方式是井筒排液，这一过程主要依靠
二氧化碳气举人工
能量补充或泡排剂
助排共同排液；第
二种排液方式是地
层排液，它主要是
在井筒排液见效
后，利用地层能量
将地层和井筒中的液体带出井口；第三种排液方式是井筒地层两者综合排液，它主要是考虑到排液初期地层产液量较多，当地层产液量大于井口排液量时，利用人工能量补充的方式将井底积液带出井口。

以下是两口井二氧化碳气举现场排液情况：
芳深X井二氧化碳气举排液情况。

（1）气井概况。

芳深X井自2003年11月投产以来，累计生产1078.5h，平均日产液态二氧化碳13.3t，累计生产液态二氧化碳595.7t，液化率按50%计算，折算井口来气约65.5270×104m3，约采出动用储量的0.33%。

2007年9月30日-11月11日进行了换管柱、采气树等作业，液氮气举后井口压力达到了7.5MPa，后经约一个月的压力恢复，井口最高压力达到8.2MPa，与作业前井口最高压力12.5MPa相差4.3MPa。

分析认为：芳深X井在作业过程压入密度为1.15-1.23g/cm3的压井液约600m3，后经过两次气举，排出约100m3压井液，这样约有500m3压
转油样：将油样釜中的原油加热、搅拌后，压成单相状态，在泡点压力之上，用泵将油压入样品釜。

（3）进气体：向油浴中的气体釜中进CO2气。

（4）细管中进油样：样品釜中的油样首先加热、搅拌压成单相，用电动计量泵将油样从样品釜转入细管，过程中保持样品釜中的油样为单相，通过回压调节器调整到实验所需的实验驱替压力值。

随后在驱替压力下向细管中继续进油/排油操作，置换细管中的前断流体，使细管中的流体组成均一并与油样组成一致。

（5）用气体推油：打开气体釜的顶阀，用电动计量泵缓慢推油，泵的速度约10mL/h，同时观测背压阀上方的看窗，观察油的颜色变化。

当进汞量约0.7孔隙体积后，稍加快泵的速度，直至约注入1.2孔隙体积的气体，结束驱替实验。

实验压力共选择了六组，其中，26.0Mpa、29.0Mpa、31.0MPa下在穿透时的原油采出率分别为77.98%、84.04%、88%，属于非混相状态。

而其他三组压力，33.0MPa、36.0MPa、39.0MPa、穿透时原油采出率分别为91.19％、92.35％、93.79％，属于混相状态。

通过穿透时的原油采出率随压力的变化，分别做非混相和混相时的直线，两条直线的交点所对应的压力即为在该油藏温度下注气时的最小混相压力，约为32.2MPa。

2.3两种方法对比。

根据CO2－地层原油的界面张力值，可以发现在约33-34MPa时达到混相状态。

当采用细管实验方法时，确定的最小混相压力值为32.2MPa，略低于界面张力所确定的一次混相压力。

用细管实验确定最小混相压力时，细管长度、细管直径、细管孔隙度大小及驱替速度对MMP均有一定程度的影响。

因此，两种方法相互结合、验证，可以取得比较真实、并符合油藏特点的混相压力值。

3结论
（1）采用两种实验方法确定最小混相压力，分别为细管驱替实验法、界面张力法；（2）当采用界面张力法时，测定了不同压力下CO2－地层原油的界面张力。

当高于原油泡点压力时，随着压力的增加，地层原油与CO
2
间界面张力逐渐下降，并在约33-34MPa时达到混相状态；（3）当采用细管实验方法时，确定的最低混相压力值为32.2MPa；（4）两种实验方法相互验证，可以取得符合油藏特点的混相压力值。

参考文献：
[1]朱仲义，李延军.CO2驱提高原油采收率研究进展[J].内蒙古石油化工，2008，7：16-18.
[2]孙业恒，吕广忠，王延芳，等.确定CO2最小混相压力的状态方程法[J].油气地质与采收率，2006，13（1）：82-84.
[3]刘中春.最小混相压力（MMP）预测方法的评价[J].国外油田工程，1997，2：
10-11.
·32·
Value Engineering 序号排水前排水后排水量（m ）
油压（MPa ）套压（MPa ）产气量（×104m 3）油压（MPa ）套压（MPa ）产气量（×104m 3）现场无计量设备18.28.20.2411.011.00.77
井液存在于井筒和近井筒附近，井底积液严重导致了气井不能实现
正常生产。

针对上述情况，现场试验了二氧化碳气举排液。

（2）现场排液情况。

由于地层流体能量有限，仅依靠放空很难将大量的油管堵塞物和井底积液带出井外；借鉴液氮气举的工作原理，通过二氧化碳“套注油排”人工能量补充和井口开口放空，有助于携带大量的井底脏物和水份。

3月7日到3月8日，基本上维持套管注，油管放，放空气体中带有大量水份，但由于现场没有水量计量装置，故二氧化碳气举排水量无法准确确定；累计注入液态二氧化碳50t ，累计注、放时间14.8h ，平均注入速度3.4t/h 。

芳深X 井自二氧化碳吞吐排水后，经过约20天的压力恢复，井
口压力由7.5MPa 上升到了11.0MPa 。

从曲线可知：
目前井口压力比二氧化碳气举排水前增加了2.8MPa 。

表1芳深X 井二氧化碳气举排液情况统计表通过油套压、产气量变化情况可知：芳深X 井二氧化碳气举排水现场试验取得了明显效果，借鉴其成功经验并考虑到升气X 井井筒积液较为严重，现场试验了二氧化碳气举+泡排复合排液。

3二氧化碳气举与其它排液方式对比3.1与液氮气举对比。

氮气不易溶解于水中，而二氧化碳极易溶解于水，可形成弱酸环境，一定程度上可抑制粘土矿物的膨胀，削弱井底积液对地层的水敏伤害；并且在二氧化碳气举过程中，随着压力的降低，溶解在水中的二氧化碳会解析出来，一定程度上可起到携水的作用。

液氮气举一次约8万元，费用较高，并且一次气举一般不能将气井彻底举活，需多次气举才能完成，结果增加了液氮气举的费用；这样对于低产低效井，整体经济效益低。

而二氧化碳气举由于液态二氧化碳成本低，气举一次约1万元，
经过1-2次气举可将气井彻底举活，累计费用约1-2万元，
对于低产低效井，具有施工成本低，整体经济效益较明显的优点。

3.2与提捞排液对
比。

提捞工艺应用于低产、低能、低产出液井的定期排液，抽汲深度<2000m ，日产水<1m 3。

而二氧化碳气举具有施工压力高、排量大等特点，可完成中浅层气井的气举，也可以完成深井的气举。

提捞工艺技术对井下管柱要求比较严格，管柱不能有变形、变径等情况。

而二氧化碳气气举对管柱要求不严格，只要油管连通
能形成一个循环的通道即可。

提捞排液需要有防喷装置，
如果气井压力恢复速度远超过防喷装置密封速度，该井极有可能发生井喷事故，存在一定的安全隐患。

4结论及认识
（1）液态二氧化碳气举排水在原理上与液氮气举相似，通过对芳深X 井现场应用二氧化碳气举排出了大量液体，油套压和产气量均大幅增加，现场试验表明液态二氧化碳气举气气井井筒积液是可行的。

（2）二氧化碳气举采用反注方式，即套注油排，考虑到注入的
液态二氧化碳温度较低（-20℃），通过注入二氧化碳温度预测模块可知，当注入速度、注入时间较大时，井口附近的温度可能会降到0℃以下；为了避免注入过程中发生井筒冻堵，应在有套压或在套压
为零但加注部分隔离液（建议为甲醇）的前提下再注入液态二氧化碳进行气举。

（3）气井排液分为井筒排液、地层排液和井筒地层综合排液三种方式；当井筒排液有效后，地层依靠自身能量进行地层排液，但当地层产出液量大于井口排出液量时，即井口压力不断下降时，表明已产生严重井底积液，此时可以考虑采取间歇液态二氧化碳气举。

（4）综合考虑排水效果、施工经济性、天然气气井实际情况
等方面，需要对液态二氧化碳气举+泡排复合排水技术进行合理优化，不断提高其排水效果和实用性。

参考文献:
[1]陈涛平，胡靖邦.石油工程[M].北京：石油工业出版社，2000.[2]郭明安.气举排液采气工艺参数设计优化[J].内蒙古石油化工,2003,3.[3]李怀庆.积液停产气井排液复产的新方法[J].天然气工业,2001，1.榆西区块油气潜力评价
Hydrocarbon Potential Evaluate of Yuxi District
宋英琦Song Yingqi
（大庆油田有限责任公司大庆榆树林油田开发有限责任公司，大庆163453）
（Daqing Oilfield Limited Company;Daqing Yushulin Oilfield Development Co.，Ltd.，Daqing 163453，China ）
摘要：本文依据最新研究成果及相关资料，从榆西区块构造特征、储层特征、成藏条件、富集区优选、完钻效果分析等几方面，介绍了榆树林
油田葡萄花油层沉积特征、运移方式、成藏机理和富集规律，对葡萄花油藏进行重新认识和评价，为今后葡萄花油层区块优选评价和钻井运行指
明了方向。

Abstract:Based on the newly research restults and related document and from the aspects of The structural pattern of block features,reservoir characteristic,formation conditions optimization of rich places,drilled well effect,The sedimentary characteristic,transporation,reservoir formation mechanism,intensity regularity are introduced,and the renew recognition and review of the putaohua oil reservoir point the right direction to the future lithologic reservoir are given.
关键词：沉积特征；运移方式；成藏机理
Key words:sedimentary characteristic;transporation way;reservoir formation mechanism
中图分类号：TE12
文献标识码：A
文章编号：1006-4311（2010）03-0033-02
0引言
榆树林油田榆西区块位于黑龙江省肇东市昌五镇西南，构造位置位于榆树林斜坡与朝阳沟阶地之间，区块整体地势基本平坦，地面海拔185～230m 。

伴随着勘探投入的加大及油田开发的逐渐深入，进一步展示了该区葡萄花油层具有较大的勘探价值和开发前景。

1构造特征
榆树林油田葡萄花油层构造格局是一个由东北向西南倾斜的单斜，东北陡、西南缓。

在斜坡构造上断层十分发育，均为正断层，延
伸方向主要为北东向和北西向。

断层延伸长度一般在0.5～3km ，断距一般在10～20m 。

榆西区块位于榆树林斜坡与朝阳沟阶地之间，葡萄花油层顶面整体构造趋势东南高、西北低，
海拔深度在-1185～-1425m 之间。

区
块内大断层走向主要为近南北向，延伸长度约3.0～10.0km ，
断距约15～30m 。

小断层极其发育使构造进一步复杂化，走向主要为东西向，延伸长度约0.3～3.0km ，断距约5～15m 。

2储层特征
2.1沉积特征。

通过大面积密井网解剖区精细沉积微相研究揭
示榆树林地区为典型
“大型河控浅水三角洲沉积体系”，从葡一组·33·。