靖边气田北部丛式井积液排查及复产技术_刘茂果

PETROCHEMICALINDUSTRYAPPLICATION第31卷第11期2012年11月

靖边气田北部丛式井积液排查及复产技术

刘茂果，晏宁平，孙刚伟，刘小兵，蔺锦诚，王伍贵

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川750006）

摘要：靖边气田北部上古气藏是低产、低压、低丰度、非均质性强的复杂气藏，主要以丛式井低压串接，集中增压开发模式进行效益开发。丛式井单井产量低，平均单井产量在1.0×104m3/d左右。气井因气量小，部分气井产气量达不到临本着稳定并提高单井产量的上古气藏开发思路，本文通界携液流量，出现井筒积液，影响了整个上古气藏的开发效果。过分析丛式井井筒积液的特征，归纳总结了丛式井积液的排查标准，同时通过井筒积液井排水技术的对比评价，介绍了车载式天然气压缩机气举排水采气工艺及其优越性。积液排查及复产技术对靖边气田北部乃至整个长庆气区上古丛式井的高效开发具有重要意义。关键词：丛式井；积液；复产；压缩机doi：10．3969/j.issn.1673-5285.2012.11.008中图分类号：TE964

文献标识码：B

文章编号：1673－5285（2012）11－0029－04

在天然气开采中，随着气藏压力和流动速度的逐

步降低，致使气藏中的地层水或者凝析液不能由天然气流携带出井筒，从而滞留在井筒中。这些液体在一段时间内聚积于井底形成液柱，对气藏造成额外的静水回压，导致气井自喷能量持续下降，如果这种情况持续下去，井筒中聚积的液柱将气井压死，导致气井停产，这种现象被称为气井积液。

靖边气田北部上古气藏是低产、低压、低丰度、非均质性强的复杂气藏，于2009年开始丛式井模式的开发性试验。气井投产初期平均套压22.30MPa，日产气量1.1×104m3，开井3年后，平均套压13.4MPa，单井日均产气0.67×104m3。随着气藏开发时间的延长，气井的压力不断下降，单井日产气量不断递减，当气井产气量小于井筒携液临界流量时，井筒出现积液，气井产气量急速下降至不产出天然气，影响到了上古气藏的开发效果。随着丛式井开发规模的扩大及开发时间的延长，丛式井井筒积液的判断及复产技术，已成为高效开发上古气藏的关键技术之一，同时也是上古丛式井开发管理优劣的评判标准。

1井筒积液判断方法

通过分析丛式井开发工艺特点、动态特征，认为

识别其井筒积液的主要方法有试气产水量及反排率综合判断法、气量对比判断法、生产动态对比分析判断法、超声波回声探液面判断法、井筒压力梯度测试判断法以及积液后判断节流嘴上下积液的油管充压判断方法。

1.1试气产水量及反排率判断法

试气时日产水量与入井液的反排率对比，对判断气井是否产出地层水最为直观，当反排率超过100%，且日产水量大时，可以判断该井产出地层水，同时通过试气的日产气量、日产水量大小初步判断气井是否有井筒积液可能，为后续开发提前做好预判。通过对气田北部丛式井7口试气时反排率100%以上气井统计，产水井产水量在0.8～9.0m3之间，水气比0.809～7.491m3/104m3，平均水气比2.704m3/104m3，最大出水量为靖2X井，日产水量9m3，日产气量1.2×104m3，在后续生产过程中7口井中已出现3口井积液。

*收稿日期：2012－09－17

作者简介：刘茂果，男，工程师，２００３年毕业于西南石油学院资源勘查工程专业，现在长庆油田第一采气厂工作，主要从事

气田开发地质工作。

301.2

气量对比判断法

石油化工应用2012年第31卷

面方法，其探测思路是根据声波反射原理，当声波遇到障碍物（如液面，套管接箍）时产生反射波，声波脉冲越强，反射波能量越强，障碍物越大，反射波能量也越强，所测液面波形振幅也越大，然后通过接箍法、音标法或音速法对井下液面位置进行计算，获取准确的液面位置。接箍法计算边界条件需要平均油管（钻杆）长度、井身结构，计算方法：平均接箍间长度×接箍个数；音标法要求在完井管柱上，有一个深度已知的音标

由丛式井的工艺特点，在临界流状态下，压力一定时通过节流器的天然气量固定，气量可以通过理论公式计算。若将理论计算日产气量与井口实际日产气量进行比较，现场实际情况表明当理论计算大于实际可判断气井可能积液，当理井口日产气量的1.2倍时，

论值超过实际井口产气量越大时，井筒积液的可能性就越大，节流器临界流量理论计算见公式1。

0.408P1d

2

2K＋1环，通过该音标位置来标定液面位置。由于大多数井下

K－1K－1K22qmax=（1）（）－（）没有预先下入回音标，所以一般很少能用到该方法；音－1KK＋1K＋1γTZ姨g11

速法计算边界条件：天然气密度、井口温度、井底温度，

1.3生产动态判断法

根据温度及压力查找对应声速，计算如公式4。

天然气在采出过程中由地层流入井底，再从井底

D=TV（4）通过油管流至井口，以气藏工程及采气工程节点分析

2

理论为基础，通过对气井生产动态特征总结，认为气

1.6井筒压力梯度测试判断法

井井筒积液的动态特征主要表现为四种形式，套压及

主要依据气体和液体密度不同，当井筒内有液体

套压及气量下降、套压高值不变或上升产气量波动、

时，在液面位置或混相段，压力梯度分布将发生变化。

及气井不产气量、关井初期存在油套压差，这四种原

井筒压力梯度测试法能够直观判断井筒内流体状态

因也是积液过程动态表现。套压波动为气井间断的将

以及积液位置，同时在混相段，可以根据两相混合体

井底积液带出，对应节流嘴上游压力波动，引起气量

十字交叉法判断各相所占体积比例，在靖边气田下古

波动，这种现象为积液前兆；套压下降较快为井筒内

井应用十分广泛，效果较好，见公式5。丛式井需要对

开始积液，液柱对气藏造成额外的静水回压，井口套

节流器打捞后进行井筒压力梯度测试。靖1X井筒

压迅速下降，对应节流嘴上游压力下降，产气量下降，

压力梯度测试结果分析发现，该井液面位置在

这是积液过程；套压不变或上升为井筒内有一定积

2243.1m，积液情况判断精确（见图1）。

液，气量小或无气量，气井生产压差变小，井底流压增

dp＝ρg（5）大，由于井筒内积液的影响，套压表现不变或上升，这dh

时气井已积液，见公式2；关井初期存在油套压差，为

姨11油管与油套环空内液面高度不一致。套压与油套环空液面及井底流压关系见公式3。

PR-Pwf＝A2qg＋B2qgP套＝ρ液gh液＋ρ气gh气＋Pwf

其中1.4

h气+h液=h井深

油管充压判断法

主要判断积液井积液位置在节流嘴上或下，理论依据为气相和液相通过节流嘴速率差异，通过套管向油管充压，根据油压变化速率判断积液位置。节流器

2

2

（2）（3）

2应用实例及适用性评价

以下积液表现为：套管向油管充压后，油压逐渐下降；2.1丛式井积液判断应用节流器以上积液表现为：套管向油管充压后，油压无利用井筒积液的方法对北部丛式井井筒积液状变化或变化速率小。况进行分析，生产动态反应出14口井有积液可能。其1.5

回声探液面判断法

丛式井油管内1800m左右下有节流器，按常规井筒压力梯度法不能对油管节流器以下进行液面探测。为解决这一问题，目前采用回声探测气井井筒液

中7口井试气时产出地层水，平均产水量6.3m3，其中靖1X井日产水量达到9m3；14口井中套压波动4口井，套压快速下降3口，套压上升2口，套压处于高值不变5口。井口产量6.6×104m3/d，与方案配产

第11期刘茂果等靖边气田北部丛式井积液排查及复产技术31

10.1×104m3/d相比下降35%，与节流嘴计算产量8.0×104m3/d相比下降15%，其中1口井气量为0，可以直接判断气井已积液。对其中9口井进行回声仪液面探测，平均液面深度290m，靖3X井液面1464m。对4口井进行打捞节流器探液面，平均液面高度2535.2m。通过油管充压及流压梯度测试，2口井液相段高度1173.8m，节流嘴上出现积液，其梯度分别为0.0093MPa/m、0.0097MPa/m，接近纯水梯通过探液面测试，上古丛式井中12度，未出现混相段。口井井筒液柱高度超过100m，其中5口井液面位置在2500m以上。2.2

适用性评价

根据6种判断井筒积液方法原理及结合现场应用情况，认为试气产水量及反排率判断法、气量对生产动态判断法适用于所有上古丛式井比判断法、

数据及动态特征反应出该井已积液，对该井打捞节流器进行井筒压力梯度测试，结果证实该井积液，液面高度2243.1m。

3复产工艺及效果

目前上古丛式井比较成熟的复产工艺技术有以

3.1井筒积液井排水采气工艺

下7种。泡沫排水采气工艺技术，该技术适合积液初期，井筒内积液量少，日产水量小的气井，对于积液严重侧需要反复泡排、关井恢复压力后泡排、打捞节流器后泡排；井间互联排水采气工艺技术，该技术需要井场内有高压且有一定气量的气井；速度管柱排水采气工艺技术，该技术应用需要气井产气量大于0.4×104m3/d，井口压力需要达到7MPa以上；气举阀排水采气工艺技术，该技术是早期选择

积液的初步预判，在日常动态分析中需频繁使用；物性相对较差（含气饱和度较低）的气井在节流器油管充压判断法及井筒压力梯度测试判断法适用以下投放气举阀，后期生产中利用气举阀在井筒内于压力低、气量小或无气量、初步判断积液的气井；不同井段注入高压气体，改变井筒内液体流动状态

有一定气量还未达到排液目的；涡流工具排水采气工艺技术，该技回声探液面判断法适用于压力高、完全积液气井。

表1

序号123456

方法试气产水量及反

排率判断法

术是通过改变流体流态，使原有的紊流形成涡旋分

积液判断方法适用气井类型表

适用气井类型所有上古丛式井所有上古丛式井所有上古丛式井压力低、气量小或无气量、初步判断积液气井压力高、有一定气量、未完全积液气井压力低、气量小或无气量、初步判断积液气井

积液判断精度

层流，涡流输送可以降低介质间的摩擦力，降低输气能量损失，提高流体的携带能力，主要适用试气时产水且井筒内有积液，有一定气量产出的新投产气井。氮气或车载式天然气压缩机气举排水采气工艺技术，该技术是借助外部高压气体举升井筒内积液，对积液严重的气井使用效果好，应用广泛。

对于井筒积液井，初期泡排、速度管柱等排水采气均有效果，从实施难易程度看，泡排排水采气方便快捷，对于积液比较严重的上古井，车载式天然气压缩机以其工艺简单、安全环保，操作成本低等优势，近年来已成为上古丛式井中井筒积液气井最有效的复产措施。3.2

车载式天然气压缩机复产工艺

车载式压缩机气举复产技术是利用压缩机将干管天然气增压后，注入积液井的油套环空，将积液从油管举出，降低井筒内的液柱高度和由此引起的回压，使气井恢复生产。气举作业前井口改造，需在流量计与外输闸阀间安装三通并带控制阀门，在井口生产针阀与截断阀间连接井口分离器。气举作业工艺流程为邻井来气———采气管线———井口稳压器———压缩机、发动机———被举井油套环空———油管返出———气—高压分离———经采气管线进井复活—生产针阀——站———站内分离处理。

初步初步初步初步精确精确

气量对比判断法生产动态判断法油管充压判断法回声探液面判断法井筒压力梯度测

试判断法

2.3靖1X井实例

靖1X井为2010年完钻上古丛式井，试气测试时

入井液反排率80.3%，日产气量3.9894×104m3，日产水量3.6m3。2010年8月18日投产，投产前油、套压均为21.80MPa，配产1.0×104m3/d。2010年10月5日改扩建关井，关前套压18.07MPa，日产气量0.9329×104m3/d。2011年1月3日开井生产，开前套压18.82MPa，开井后套压持续下降，开井65天后套压下降至3.82MPa，平均压降速率0.22MPa/d，气量由原来1.0243×104m3/d下降至0.7013×104m3/d。5月6日套压继续下降至1.42MPa，日产气量降至0.5329×104m3，关井15天套压恢复至2.57MPa，压力恢复缓慢。6月23日，套压降至1.52MPa，日产气量0.1251×104m3。试气

323.3

复产效果

石油化工应用2012年第31卷

现气井井筒积液的早期预测与识别，在此基础上，进一步通过优化气井生产制度，合理控制气井产量或采取相应的排水措施，可有效防止井筒积液的发生。

（2）泡沫排水采气操作简单、成本低、效果好，现阶段已成为排水采气的首选措施，对积液初期排液效气需要一定的应用条件，目前在整个长庆丛式井开发机气举排液复产工艺技术对积液井的复产效果好，已成为积液严重的上古丛式井复产的首选工艺。参数说明：

qmax：通过气嘴的体积流量（标准状态下），104m3/d；P1、P2：气嘴前、后压力，MPa；d：气嘴孔眼直径，mm；T1：气

靖1X井采取车载式天然气压缩机气举排液复产工艺，该井施工前油、套压分别1.21MPa、9.59MPa，油瞬时流量为0。施工过程采取从套套压差为8.38MPa，

管加载，得到油套平衡放压生产的施工方式，施工累油压9.4MPa后，开始油管生产，油压快速下降到气井自身可以携液生产，日产气量1.0×104m3，油套压稳定在4.1、5.1MPa左右。

靖2X井于2010年9月16日投产，投产时套压22.23MPa，日产气量0.6×104m3，2011年10月积液停产。2012年4月25日进行车载式天然气压缩机气举油套压差减排液复产工艺复产，累计排液25.6m3后，

计注入气量3020m3，施工中套压加压到11.18MPa，果好。速度管柱、涡流工具、气举阀、井间互联排水采2.8MPa。当积液排出126m3后，油压上升到6.89MPa，区正进行试验，未进行规模应用。车载式天然气压缩

K；Z1：T1和P1条件下的气体偏差系数；γg：小，分别为13.0、14.8MPa，气井可以靠自身能量生产，嘴前温度，

取0.6；D：井口到液面的距离，m；日产气量0.8×104m3，日产液量0.4m3，气井能平稳生天然气体相对密度，声波从发射到接收的时间，s；V：声速，m/s；g：重力加该井已正常携液生产75天，T：产，截止当年7月下旬，

速度，m/s2；ρ：密度；h：深度，m；Pwf：流压，MPa；A：粘滞累计产气32.0×104m3，经济效益明显。

两口井的成功复产，进一步表明车载式天然气压缩机气举排液复产工艺技术可靠，可以用于上古丛式井井筒积液的复产。

阻力；B：惯性阻力。

参考文献：

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.石油化工应用，2012，31（3）:37-38.组的应用［J］

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.石油钻探技术，2011，25（3）：积液液面变化规律研究［J］86-91.

究［J］.中国石油和化工，2011，5（6）：49-51.

4认识与结论

（1）上古丛式井井筒积液判断方法种类较多，几

种方面有自身的独立性，亦相互联系，为准确的判断［3］赵婧姝，向耀权，檀朝东．气井井筒积液机理及积液预测研丛式井井筒积液，需要几种方法相互进行论证，可实

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