超深高含硫气井排水采气工艺探讨

超深高含硫气井排水采气工艺探讨
发布时间：2022-10-13T06:08:46.650Z 来源：《科学与技术》2022年6月11期作者：段承琏[导读] 排水采气是气田治理气井水淹和维持边底水线均匀推进的重要手段。

段承琏
中原油田石油工程技术研究院河南濮阳 457000摘要：排水采气是气田治理气井水淹和维持边底水线均匀推进的重要手段。

鉴于普光高含硫气田完井结构特点及目前见水现状，本文首先对6种主要的排水采气工艺开展了适应性分析，优选了气举排水工艺类型；根据实际数据明确了不同液气比阶段适用的井筒垂直管流计算模型，在此基础上进一步明确了气举在超深高含硫气井的应用边界条件，为现场的实际应用提供了参考。

关键词:排水采气；高含硫气田；气举1前言
四川盆地川东北地区是我国深层高含硫天然气的主要生产基地，其中普光气田[1]是典型代表之一。

普光气田为碳酸盐岩储层，气藏埋深4750～6200m，H2S体积分数15.2％，CO2体积分数8.6％，采用永久式封隔器＋循环滑套+井下安全阀＋油套环空含保护液的完井管柱，集输压力9MPa。

截止目前已投入开发15年，地层压力降至30MPa以下，边底水不断推进，多口气井见水，部分井水淹停产，单井产水量20～375m3/d。

排水采气工艺是治理气井水淹和维持水线均匀推进的重要手段之一，然而“高温、高压、高含硫化氢”限制了多数井下工具和药剂的使用，因此该工况下的排水采气工艺应用一直未取得重大突破[2]。

2排水采气工艺适应性分析2.1前期排水工艺应用情况
气田见水初期地层压力仍然保持较高水平，基本维持在35MPa以上，阶段性的放喷、排液即可顺利复产。

现场主要采用了连续油管+氮气排水工艺、泡沫排水工艺。

现场针对连续油管+氮气排水工艺施工周期长、无法快速高效返排的问题，基于连续油管与油管环空中气液两相流动压降的计算绘制了连续油管下入速度图版，利用涡流排液原理研制了高效返排喷头，降低了油管的流动摩阻与滑脱损失，提高了流体的携液举升能力。

现场应用6井次，由于气井产水量高，气井未复产效果不理想。

在泡沫排液方面，研发了“两性离子+非离子多元表面活性剂”主剂体系[3]，并研发出“主剂+高分子协同增效剂+钙镁离子掩蔽剂”的起泡剂，并制备了液、固态起泡剂产品。

在体积分数0.1%的起泡剂溶液在矿化度10×104mg/L、pH值3～8的模拟地层水中，起泡高度大于200mm，携液量大于150mL;在180℃高温条件下老化36h，泡沫起泡高度和排水性能变化率小于5%，生物降解率为100%。

现场应用3井次，日增气1×104m3以上。

目前普光气田已进入生产末期，地层压力低，阶段性排液已无法满足生产需求，需要采用连续排液工艺。

2.2排水采气工艺适应性评价
泡排、柱塞气举、优选管柱（连续油管）、气举、电潜泵、机抽在常规气田排水采气中均有所应用，但在深层高含硫气井的可行性大都较差，仅气举可能适用于高含硫井苛刻的工况条件：
(1)泡排缺少连续加注通道，不能连续排液，排水量小、要求气井能够产气，不适用于目前的低压、高液气比井、水淹井。

(2)油管与井下工具内径有一定差异，柱塞气举不适用，且排液量产气量低。

(3)速度管柱管径小、摩阻高，不适用于高产高液气井；井口悬挂后不能关闭主阀、井下安全阀，存在井控安全隐患。

(4)气举不受井型、流体性质限制，特别适用于高液气比井；工艺成熟、可靠，管理方便；管柱为通径，免修期长。

(5)高含硫井可考虑“罐装电潜泵系统”[4]，但高回压条件下电潜泵下深受限；井筒内径尺寸不允许安全阀、电缆同时经过；免修期短、不适用高气液比工况。

(6)机抽排水免修期短、举升深度受限，不适应高气液比工况。

综上所述，适用普光的排采工艺目前仅有气举。

气举排水采气需动管柱作业将永久封以上的生产管柱更换气举管柱，永久封距井底垂深约为200m，将永久封以上作为最深气举点完全可满足排水采气的需求；目前地层压力低、临时封堵的油管内堵塞器均有成熟的工具配套，动管柱作业已具备条件。

3气举工艺应用界限
3.1垂直管流流动计算模型优选
2016年全气田关井期间采用Beggs-Brill管流模型评价认为2#、3#带液生产井不能正常复产，但检修后开井，现场2口井均正产复产，表明采用的Beggs-Brill管流计算结果有较大偏差，需要进行校正。

该现场实践证实了气井在不同的液气比时要采用不同的管流模型，以适应带水生产气井不同生产阶段的模型计算。

为此，本文基于1#井永置式井下压力计录取资料，建立了考虑液气比的分区的垂直管流模型优选标准，与实测误差5%。

气井整体拟合程度高，达到90%以上，可以满足不同气井流出曲线模拟精度要求。

根据本次建立的分区井筒垂直管流模型优选标准，2016年时2#、3#井液气比范围0.48～5.52m3/104m3，采用Gray方法重新评价显示均可正常复产。

3.2气举工艺应用边界条件
采用优选的gray模型计算注气后井筒压力梯度的变化情况：如图3-2所示，井口气量达到临界携液气量10万方/天的条件下，通过注气使液气比从10 m3/104m3降低至3 m3/104m3时，井筒压力梯度明显下降，油管内的气液混合物对井底产生的回压减少6.4MPa，可大大延长气井的带液生产期。

图3-2不同液气比下井筒压力分布
以已经见水的4#井为例进行气举工艺应用的边界条件计算。

该井液气比为3m3/104m3，采用气举后临界停喷压力显著下降，由原来的25.5MPa下降至20MPa以下，地层压力越低，日增气量越小；根据计算，液气比越高气举效果越明显，液气比小于2m3/104m3时气举气举起到反作用，这是因为较小液气比条件下气举对井筒混合流体的压力梯度没有明显改善。

因此气举排水采气在选井时应优先选择高液气比、高地层压力的气井，充分保障工艺成功、经济有效。

4结论与认识
（1）气举排水采气是现阶段最有可能解决超深高含硫气井见水难题的工艺，选井时应优先考虑高地层压力、高液气比气井，兼顾工艺有效与经济性。

（2）超深井初期低液气比阶适用的管流模型为Hagedorn-Brown模型，高液气比阶段的适用模型为gray模型。

（3）高含硫气井实施气举排水采气工艺难度大、费用高，可考虑完井投产时预置投捞气举工作筒，见水后需要气举时通过钢丝作业投放气举阀实施气举，最大程度避免动管柱作业。

参考文献：
[1]蒋光迹.普光气田边底水气井动态特征及治水对策研究［J］．石油化工应用，2019，38(5):68－73．
[2]曹光强，姜晓华，李楠，等.产水气田排水采气技术国内外研究现状及发展方向［J］．石油钻采工艺，2019，41(5):614－623．
[3]刘通，吴小丁，朱江，等.普光和元坝高含硫气田排水采气工艺实践［J］．石油机械，2020，48(11):84-89．
[4]彭杨，叶长青，孙风景，等.高含硫气井罐装电潜泵系统排水采气工艺［J］．天然气工业，2018，38(2):67－73．
作者简介：段承琏，198703，女，工程师，现从事采气工程方面的研究工作，河南濮阳市中原油田石油工程技术研究院。