九龙山气田排水采气工艺技术研究及应用

郑小林，李旭成，李司杰，郑榕

（中石油西南油气田分公司，四川成都610000）

九龙山气田排水采气工艺技术研究及应用

郑小林，李旭成，李司杰，郑榕

（中石油西南油气田分公司，四川成都610000）

随着地层能量的衰竭，地层出水增多，气井的携液能力变差，甚至因井筒积液而停产，严重影响了气田的高效开发。本文针对目前九龙山气田产水气井所面临的问题，对该区块主要的排水采气工艺进行研究及分析后发现，泡沫排水采气工艺对具有一定自喷能力的弱喷积液井具有较好的适用性；气举排水采气工艺则适用于积液较多且产水较多的气井；同时对于水淹程度较大、水体较为活跃的气井，使用电潜泵强排水工作可以对水淹井复产可以取得不错的效果。

排水采气；工艺；九龙山气田；研究；应用

在气田开发的后期，地层能量逐渐衰竭，在水体活跃的区块，随着产气量的减少，地层出水，造成井筒出现积液；对于自喷能力较弱的井，靠其自身能量不能将井底的液体携带出地面，就会影响了气井的生产，严重时甚至出现气井水淹停产［1］。

九龙山气田位于四川盆地川北古中琐陷低缓构造区内梓撞-通江凹陷带中，为米仓山山前带向东北方向延伸的一个大型鼻状隆起［2］。该气田于1987年正式投入开发，并于2010年进行挖潜上试，现开采有珍珠冲、须二上、须三和飞仙关4个层位，累计动用生产气井16口，产气最高峰达120×104m3/d。但从2012年开始，珍珠冲与须家河层位大量出水，受地层能量下降的影响和水侵的加剧，整个气田产量持续递减。整个气田产水气井井深一般在3 000 m～3 500 m，具有井底温度高、地层水矿化度高、井口输压高，外输天然气含有H2S、CO2等特点。针对气井积液产水，九龙山气田采用多种排水采气工艺来保证气田稳产。

1　泡沫排水采气工艺

泡沫排水采气工艺的基本原理在于，通过向井底加注能够降低气液界面张力的起泡剂［3］，使得井底与井筒中的积液在与气流混合后形成密度较低的泡沫，改善井筒垂直管流的气液两相流态，减少在携液过程中的滑脱损失，进一步降低井底回压，实现平稳带液、稳定生产的目的［4－5］。目前，加注起泡剂的方式主要有三种，一种是通过投入泡排棒（固体药剂）进行生产，此方法一般用于气井积液的初期，通过间歇性投入泡排棒并关井，待其与井筒积液反应后进一步改善井筒中气液两相流的混合密度；一种是是通过柱塞泵将起泡剂直接从套管（油管）泵入井内，泵入的起泡剂具有很好的分散性，能够与井筒积液充分反应，且该方式不需要关井，对气井生产几乎没有影响。最后一种则是采用平衡罐并利用液体的重力作用，使得调配好的起泡剂通过平衡罐并沿着管壁流入井筒中；该方式对设备依赖性较小，操作简单［6］。

泡沫排水采气工艺一般适用于产液量小于等于120 m3/d；井深小于等于3 500 m、井底温度小于等于120℃、且气井流速小于临界流速的气井。总体而言，该工艺较为简单，投资较少，见效快，不影响正常的生产，适用于产水量较小，井底逐渐积液的弱喷井。但是，采取该排水采气工艺后的气井外输气中，原料气的洁净度会受到一定影响，一般均存在消泡不充分的情况。

九龙山气田珍珠冲、须二段生产层位产水较多，产液极不稳定，且在处于异常高压地带，故选取的泡排工艺的加注上选用泵入加注形式［6］。目前，九龙山气田共有龙2井、龙12井、龙10井3口产水气井采用泡排工艺井进行生产。其相应的生产情况（见表1）。

其中，龙2井在加入泡沫排水剂后，油套压差下降，产量较之前有所提升；龙10井和龙12井由于之前水淹停产，通过气举复产后加入泡排工艺进行连续生产，虽然其油套压差高于之前水平，但通过加入泡排剂，使得气井携液能力变好，基本能够实现平稳带液生产。

表1　泡排工艺生产井加药前后产量变化对比表

2　气举排水采气工艺

气举是利用外来高压气源和特定装置将被举井中的积液排除，实现恢复气井生产或连续排液的一项排水采气工艺［7］。目前，比较成熟的主要有高压气源井气举排水采气工艺、撬装压缩机气举排水采气工艺［8］。高压气源井气举工艺技术的工作原理是依靠同井场气井或邻近井的高压气流，连续注入需要被气举的产水气井中，将井筒中的积液带出，并连同被气举井的产出气一同进行外输，达到连续气举的目的，该工艺的改造投资费用较少，更改流程简单，特别适用于产水相对稳定的低水气比产水气井。而撬装压缩机气举工艺与高压气源井的气举工艺有类似之处，不同的是高压气源井气举工艺中的高压气流直接来自气井，而此种工艺需要利用增压机将空气中分离出的氮气（或邻近井场的低压天然气）增压至25 MPa以上，并从油套环空中注入，将井筒积液带出（见图1）。该气举工艺是目前九龙山气田水淹井的主要复产工艺，尤其适用于积液比较严重的产水气井。

图1　压缩机气举工艺示意图

龙002-9-1井原为九龙山气田珍珠冲气藏气、水产量最高的一口连续生产井，该井出现异常前日产气6.5×104m3左右，日产水120 m3～130 m3。随着地层能量的下降，气井的自喷带液生产能力逐渐降低，2014年6月12日发生水淹丧失自喷带液生产能力。由于该井产量规模较大，常规的泡排和排水采气工艺不能满足该井的排水采气要求，于是考虑对该井进行气举作业，气举前后产气变化情况（见图2）。

从图2可以看出，龙002-9-1通过气举后，虽然产气量出现下降，但是使得产水气井实现连续排液，日均排水量达120 m3左右，对整个珍珠冲气藏的排水可以起到一定的缓解作用。

图2　龙002-9-1气举前后生产动态曲线图

3　电潜泵排水采气工艺

电潜泵排水采气工艺的原理是通过电潜泵电机的运转，带动多级离心泵旋转，将产水气井中的积液逐步提升，最终带出井筒，降低井筒中液柱的高度，进而减小井底的回压，使水淹气井快速复产［9］。该工艺排量大，扬程高，可以实现自动化运作；其电机主要分为定频和变频两种，变频电机可以方便调节气井排水量；但是该工艺对设备要求较高，初期投资较大，同时，由于其压力传感元件以及变频控制组件较为精密，下入井筒中的电缆以及机组等容易受到地层温度和地层水腐蚀的影响，一般主要运用在剩余储量较大、积液较多且产水量大（大于100 m3/d）的气井中［10］。此工艺有利于实现气藏的整体排水，通过限制气藏的水侵速度来改善整个气藏的生产状况。

龙14井自2012年5月丧失自喷能力后长期处于关井状态，于2013年12月下入组合电潜泵进行强排水作业，龙14井日排水量达280 m3/d，随着排水工作的开展，龙14井成功复产，产量稳定在2×104m3/d以上，排水效果较好。除此之外，该井的电潜泵强排水工作，在一定程度上缓解了气藏出水的影响，对整个九龙山须二层位的开发起到了积极作用。

4　复合排水采气工艺

当产水气井开发至后期，地层能量严重不足，仅靠一种排水采气工艺并不能取得很好的效果，在这种情况下，出现了在同一口产水气井采用两种或两种以上的排水措施维持气井生产的一种采气工艺技术，被称之为复合排水采气技术［10］（见图3）。目前，在九龙山气田得以实施的是龙002-4井的井间互联气举辅助泡排复产技术；该技术主要采用专用井口装置，利用泡排和气举单项技术的优点，解决了因地层能量不足、产水量大，导致自喷能力不理想的气井稳产问题。该工艺投资少，效益高，可以实现站内流程连通互用，避免个别设备维修造成的停产损夫。但是，该工艺对场站配套设备要求较高，其气井井深结构必须同时适用于气举和泡排两种工艺的气井。

图3　复合排水采气技术组合示意图

龙002-4投产至2012年7月，产水量上升，考虑采用泡排工艺生产，同时考虑到同井场存在另一口开发井龙002-4-X2且油管压力较高，可以对002-4的井筒积液进行气举的作用；因此，将两口井进行油套串联并对工艺流程进行改造（见图4）。002-4-X2实行间歇性开关井生产，002-4井辅以泡排进行生产。从生产情况来看，该复合工艺取得了良好的效果，改造流程过后，002-4井产量从6 000 m3/d增加至8 000 m3/d；同时，002-4井泡排的加注量从50 kg/d，降低至25 kg/d，实现了平稳带液、节约成本的目的。

图4　龙002-4工艺改造流程图

5　结论及认识

（1）目前，九龙山气田大量出水，产量递减较快，通过研究发现，泡沫排水采气工艺、气举排水采气工艺、电潜泵排水采气工艺以及复合排水采气工艺在现场运用情况较好。

（2）复合排水采气工艺较常规单一排水采气工艺优势明显，在一定程度上可以减少排水采气的成本，应加强对此种排水采气工艺的研究。

（3）有必要进一步对气田泡排井泡排参数、气举效果及电潜泵运行情况进行跟踪分析，对相应的施工参数进行优化。

（4）由于气藏地层压力不断下降，部分气井井口压力接近输压或低于输压，针对此类气井考虑可以考虑采用增压开采。

［1］史祥明，刘旭征，崔文文，等.伏龙泉气田含水气井排水采气工艺研究及应用［J］.天然气勘探与开发，2012，40（2）：53-57.

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［3］郭辉，毛彦一，朱丽娜，等.泡沫排水起泡剂的研制与应用［J］.特种油气藏，2002，（9）：74-76.

［4］钟晓瑜，黄艳，张向阳，等.川渝气田排水采气工艺技术现状及发展方向［J］.钻采工艺，2005，（2）：34-39.

［5］刘琦，蒋建勋，石庆，等.国内外排液采气方法应用效果分析［J］.天然气勘探与开发，2006，（9）：51-54.

［6］夏斌，青绍学，刘同春.增压气井泡沫排水技术研究［J］.天然气勘探与开发，2005，（3）：34-38.

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［8］贾浩民，李治，张耀刚，等.气举排水采气工艺技术研究及应用［J］.石油化工应用，2010，29（12）：35-38.

［9］梅思杰，邵永实，刘军，等.潜油电泵技术（下册）［M］.北京：石油工业出版社，2004：93-134.

［10］李振银.排水采气工艺技术探讨［J］.新疆石油天然气，2008，（8）：90-93.

Research and application of Jiulongshan gasfield drainage gas recovery technology

ZHENG Xiaolin，LI Xucheng，LI Sijie，ZHENG Rong
（PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company，Chengdu Sichuan 610000，China）

With the exhaustion of the formation energy and the increase of the water production，the ability of liquid carrying in the wellbore become worse，some well were forced to off production due to the liquid in the wellbore which have a severe effect on the exploration of gas field.On the basis of the problems in the Jiulongshan gas field water-yielding gas well，the research on the drainage gas recovery technology have been done in the paper.The result indicated that foam drainage recovery technology apply successfully to the well which have the auto flowing ability，the gas lift drainage technology usually apply to the well which have a higher water production.For those which have a higher water output，the electric submersible pump can get perfect performance in the recovery production in water flooding well.

drainage gas recovery；technology；Jiulongshan gas field；research；application

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.013

TE377

A

1673-5285（2015）03-0051-04

2014－12-15

2014－12-23