华北油气探索系列排水采气技术，释放高含水储量潜能
[中国石化新闻网2020-03-09]
核心阅读：采气专家形象地说：气田开发就是“玩水”，把水玩转了，效益开发难题就破解了。华北油气在鄂尔多斯盆地拥有大牛地、东胜、定北等气田，均不同程度存在高含水气藏，严重制约气田规模效益开发。多年来，华北油气致力于探索不同的排水采气技术，尤其是2019年以来自主创新“同井采注”技术，为效益开发高含水难动用气藏带来希望。
鄂尔多斯盆地内的致密含水气田，气井均是依靠地层压力将天然气采出地面。新井投产初期，地层压力较高，天然气有足够能量把水携带出来，但随着地层压力逐步降低，天然气能量被地层水压制，气就出不来了。
“气井生产一般分为三个阶段：第一阶段新井压力高，依靠自然能量可以携液生产；随着压力下降，进入第二阶段，需要依靠药剂泡沫排水、柱塞辅助排水；随着压力进一步降低，进入第三阶段，必须依靠外加能量，采取气举、机抽、负压采气等措施维持生产。”华北油气工程院采气所所长王锦昌说，“并不是所有气井都要经历这三个阶段，部分新井直接就进入第二或第三阶段。”
近年来，华北油气针对气田不同阶段压力变化、不同产水量，探索出泡排采气、柱塞排水、制氮气举、负压采气、机抽排水等多种工艺技术，保障了气田正常生产，尤其是2019年以来自主创新“同井采注”技术，为效益开发高含水难动用气藏带来希望。
高含水“淹没”气田开发效益
对于天然气开采，业内专家称“压力是基础，水是拦路虎”。水不能排出，气田开发效益就会被“淹没”。
华北油气在鄂尔多斯盆地拥有大牛地、东胜及定北等气田，均不同程度存在含水气井及含水气藏。以日产水量划分，高于30立方米的气井为高产水气井，10~30立方米的为中等含水气井，低于10立方米的为低含水气井；还可以液气比（1万立方米天然气的产水量）作为判断指标。
东胜气田高含水气井占15%左右。在早期开发的J66井区，一口水平井气层显示较好，但压裂后很快沟通水层，造成水淹无法生产。个别高产水气井，即使维持生产，日产水量也高达80立方米以上。2018年，东胜气田地面管输系统不够完善，地层产出水要拉运到100公里外的大牛地气田处理，运输、处理费用数千万元，严重制约气田效益开发。
大牛地气田有中、高产液气井90口，正常生产井50口、关停井40口，其中38口为水淹关井，影响日产量超25万立方米。1万立方米天然气产水量高于20立方米的气井，仅有1/10能够正常生产，大部分气井自身举升能力不足，需借助外力举升。
大牛地气田采气六区160余口气井普遍含水，产水量最高时占全厂一半，产水最高的52号集气站，初期日产水300多立方米，运水车辆要排队拉运，一旦遇上大雪等恶劣天气，道路阻塞，采出水无法拉运，气井就要关停，成为华北油气唯一亏损的气田管理区。
定北气田是高含水难动用储量，加之气藏埋藏较深，开发成本高，多年来制约规模开发。
“柱塞气举”辅助排水采气
大牛地气田历经15年开发，积累了不少排水采气经验。技术人员分析地层压力与产液量的关系，对不同气井采取有针对性的排水采气工艺技术。
大牛地气田能够依靠自身携液稳定生产的气井占比较低，多数气井很快需要借助辅助措施维持正常生产。
在气井不能依靠自然能量携液生产的第二阶段，就要在井内注入泡排剂，泡排剂接触地层水产生泡沫，降低了地层水密度，便于将地层水携带出地面。泡排是当前气田的主体排水采气工艺。
近日，东胜气田引进多井智能加药装置，可以实现对多口气井定时定量加药，使加药更加合理，增强了泡排效果，提高了生产效率，降低了管理难度。
大牛地气田还应用井口气动泵装置，像“打点滴”一样实现连续均匀加注泡排剂，降低了员工劳动强度。但是，长期使用泡排剂的气井，容易在井内形成堵塞物及乳化物，影响气井泡排效果及凝析油的提取等。
2019年，华北油气在大牛地气田试验并推广“柱塞气举”排水采气工艺，其原理是将柱塞作为气液的密封界面，利用气井自身能量，使柱塞在井筒内上下运动，将井底积液举升至地面。该技术可以取代泡排剂实现排水采气，更节能环保。
“大牛地气田去年共开展7井次试验，单井日均产气约1000立方米，携液能力增强。”华北油气采气一厂采气专家吴伟然说，“目前正在第一批20口井推广应用，计划今年扩大至50口井。”
常规柱塞仅能清除造斜点以上积液，无法下至水平井段，导致工艺应用范围受限。对此，华北油气与西南石油大学联合，研制接力式柱塞气举装置，为解决水平井排水问题提供了思路。
华北油气自2018年以来还分别在东胜、大牛地气田试验智能柱塞排水技术，可根据气井的压力、温度、液面等指标自动判断并发出指令，增强排水采气效果。该技术在东胜气田伊深1井试验一周，运行稳定，日增气2000余立方米。但是试验发现该装置的橡胶密封件易损坏，目前正进一步完善。
外加能量复活“水淹井”
当气井生产进入第三阶段，需要依靠外加能量才能将水排出维持正常生产，常用的措施有制氮气举、机抽排水、负压采气等。
对于水淹气井，制氮气举、充压气举是常用治理方法。制氮气举是利用氮气惰性强、密度低等特性，将气井内的积液举出；充压气举则是利用天然气实施气举作业。
制氮气举一般选择有地层能量、携液不连续、复产后稳产时间较长的气井。气举一次，有的气井稳定生产2~3个月，最短的仅2~3天。大牛地气田DPH-7井去年3月实施制氮气举作业，稳产达95天，日产气3000多立方米，日产水2立方米。
“制氮气举成本高，并不适用产水量大、积液快的气井，我们对大牛地气田DPH-92井气举一次，只能稳产1天，产气达到1万立方米，说明这口井有自然产能，只是被水淹没了。”采气一厂采气六区党支部书记周子淳说。
针对日产水量高于10立方米的气井，华北油气创新探索机抽排水工艺，也就是利用抽油机对气井实施抽水作业，在DPH-92井应用后平均日产气3000立方米，日产水10立方米。“机抽排水一般适用于产液量较高的气井，在机抽作业过程中，井筒内始终有水，否则就会造成干抽。”周子淳说。
东胜气田JPH-353井初期日产液50立方米，因水量大而关井，于2018年6月实施机抽作业，目前日产水20多立方米，日产气8000~10000立方米。
对于压力低、产气量低、产水不高、依靠自身能量无法进入管网连续生产的气井，华北油气引入“负压采气”技术，就是利用增压设备降低井口回压，增大井内与井口的压差，增强携液能力。东胜气田5口井应用负压排水采气技术后，到目前累计增产天然气700万立方米。
针对所有气井均出现低压力的集气站，大牛地气田于2018年11月引进了两套站内负压采气设备，可以在站内任意几口井实施负压采气作业。该设备最大处理气量为8000立方米，在采气六区47号集气站应用后，日增气3000立方米。
站内负压采气工艺有利于气井排液，帮助气井连续生产；防止气井冻堵的甲醇用量也由之前的每日5.7立方米降为3.7立方米；可有效降低气井“放空带液”作业频次，这种作业是在气井压力较低无法生产时，通过让井筒与大气直接沟通增大压差，使气井内的天然气将积液排出，这种方法单井每小时要放空点燃300~500立方米天然气，既浪费资源，又伤害气井。
“同井采注”解放高含水气藏
“高产液气井要维持生产，产出水的拉运、处理成本会严重影响气田效益，仅东胜气田2018年的产出水拉运费就近千万元。”华北油气采气二厂研究所所长张荣甫说。
尽管大牛地和东胜气田通过增加地面管输系统降低了成本，但高产液气井仍是制约气田效益开发的瓶颈。
近年来，东胜气田上产节奏加快，但15%的投产井高产水，77%的剩余未动用储量是含水储量。不少新井生产不久便因水淹而停产。
对此，华北油气2019年自主创新“同井采注”技术，即在高含水气井内下入由潜油电泵、气液分离器及电缆封隔器等组成的管柱串，在井内实现气、液分离，让天然气从井筒内释放出来，让地层水返回地层，可救活水淹关停井。
“更重要的是，应用这项技术可以盘活高含水气藏，为企业可持续高质量发展奠定资源基础。”王锦昌说。
2019年上半年，该技术分别在定北气田和东胜气田成功试验两口井。其中，东胜气田JPH-361井日产气2.5万立方米，日产水50多立方米，运输、处理费用高，应用“同井采注”技术后，地层水返回地层，既大幅降低了处理拉运费，又规避了环保风险，日产气量也有所提升。
定北气田LP14H井因产水量大而关停多年，试验应用该技术后，日产气达8000~10000立方米。去年8月7日，华北油气负责人来到LP14H井试验现场，望着熊熊燃烧的火焰说：“这口井试验成功，将激活定北气田600亿立方米高含水储量，使之成为继杭棉旗区块之后公司新的资源接替阵地。”他鼓励技术人员大胆开拓创新，不断增加新的储量，打牢公司可持续高质量发展的根基。
在首批两口井试验成功后，华北油气加快推广应用该技术，在大牛地气田选定两口井，在东胜气田排查出36口高含水气井，分批实施。截至今年3月初，华北油气共完成及正作业“同井采注”井19口，其中11口井累计产气830多万立方米，总计减少产出液3.75万立方米。
东胜气田新召区块是重要接替区块，高含水一度制约上产。锦138井试气最高日产达3.5万立方米，但生产一周就“淹死”了。“该井具有较高的自然产能，目前我们正在对这口井应用‘同井采注’技术，一旦救活这口井，产水、产气情况将得到精准评价，为动用新召区块1000多平方公里高含水储量增强信心。”王锦昌说。
京公网安备 11010602030059号
