緱 蕓，李科社，陳治軍，張 媛，李曉芳

(1.中國石化中原油田天然氣產銷廠，河南濮陽 457162;2.陜西延長石油 (集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710075)

戶部寨氣田位于河南省濮陽縣戶部寨鄉(xiāng)境內，構造處于東濮凹陷中央隆起帶北部文衛(wèi)結合部，含氣層段為沙河街組沙四段，氣層埋深3200～3500m，上報含氣面積10.3km2，天然氣地質儲量為42.07×108m3，氣田類型為埋藏深、含氣井段長、儲層致密低滲、裂縫發(fā)育、非均質性強的斷塊層狀氣田，有衛(wèi)351、衛(wèi)79－9、文198、濮95、部11等5個開發(fā)區(qū)塊，氣田共32口投產氣井。正常生產情況下，氣井油套壓差一般為2.0～3.5MPa，梯度為0.2～0.6MPa/100m，井底流壓為2.4～6.5MPa，生產壓差為3.1～7.2MPa，表明氣井在生產情況下井筒積液比較嚴重。

由于氣井產量低，攜液能力差，減產停產現象時有發(fā)生，需要經常采取氣舉和泡排措施維持生產，其中氣舉是主導排液措施。氣井產液雖不多，但由于井深等原因，氣舉過程中滑脫嚴重，需要較大的氣嘴、較長的時間才能排除積液［1］。一般一口井需要用1×104m3的氣嘴，氣舉在12小時左右。氣田每天僅有3.6×104m3的高壓氣源，能同時氣舉3口井，一天最多氣舉6～7口氣井，剩余井無法氣舉。

泡排是戶部寨氣田的輔助排液措施，由于單井氣量低，泡排需要較長的時間才能發(fā)揮效果甚至無效;此外，該措施采取不定時加藥，即使泡排有效，有效期也很短。目前大部分氣井單井產量不足5000×104m3/d，泡排有效率較低［2］。

為了改變戶部寨氣田氣舉耗時長、泡排效果慢甚至失效的不利局面，通過研究，將氣舉和泡排兩種技術結合起來，改進平衡罐加注藥劑工藝流程，通過氣舉+小排量滴注泡劑，達到減小注氣量、提高排液效率的目的。

1 復合排液技術研究

針對前期排液措施中存在的氣舉耗時長、泡排效果差的問題，將曾用于文23氣田文留6號站氣井清蠟的平衡罐 (容積為0.35m3，液位計共5格，1格表示容積為0.011m3，約為11kg)移至戶部寨氣田濮城二號站，效仿原清蠟采取的措施，利用“氣舉+泡排”復合措施進行排液。

1.1 應用思路

首先，改進平衡罐加注藥劑工藝流程，在平衡罐連接注氣流程的管線上，特別安裝了小流量氣嘴和小型針形閥，實現流量控制，使泡劑以小排量注入井內。

其次，泡劑與地層出液混合形成低密度泡沫液，采用連續(xù)氣舉將低密度泡沫液排出井筒，始終保持較小的井底流壓，防止積液產生。

最后，通過氣舉+小排量滴注泡劑，達到減小注氣量和提高排液效果的目的。

1.2 工藝流程改造

1.2.1 原始流程

原始流程采用泡排車定期井口加注，3～4天加泡劑1次，井口作業(yè)常受到天氣、車況、路況等因素的影響。另外，該工藝排液周期長，排液不充分，措施后仍有部分積液留在井底，工藝流程見圖1。

圖1 原泡排+氣舉工藝示意圖Fig.1 Original foaming+gas－lift process diagram

1.2.2 改進思路

文留6號站的平衡罐裝置用于氣井站內防蠟工藝 (圖2)，在文96－1井上發(fā)揮了很好的作用，平衡罐中注滿藥劑后，可以在站內注入清蠟劑，通過氣舉流程將藥劑打入井筒。

圖2 清蠟劑加注示意圖Fig.2 Paraffin remover filling diagram

1.2.3 流程設計與改進

1.2.3.1 技術要求

(1)泡劑注入流量可以控制。

(2)泡排、氣舉兩種措施，既可單獨實施，也可同時進行。

1.2.3.2 流程設計

為達到以上技術要求，在平衡罐連接注氣流程管線上，特別安裝了小流量氣嘴和小型針形閥，實現流量控制，流程見圖3。站內可以實現泡排、氣舉措施的同步進行，且操作簡單。此外，通過設定泡劑注入的流量，可以使泡劑小排量連續(xù)注入，實現井筒內的液體長期保持低密度狀態(tài)，從而實現目標。

圖3 泡劑加注流程示意圖Fig.3 Foam agent filling flow diagram

1.3 參數優(yōu)化

1.3.1 Turner臨界流速模型

Turner模型公式為:

式中 ucr——氣井臨界流速，m/s;

σ——表面張力，N/m;

g——重力加速度，m/s2;

ρL——液體密度，kg/m3;

ρg——氣體密度，kg/m3。

Turner模型公式適用于氣液比大于1367m3/m3，流態(tài)屬于霧狀流的氣液井［3］。

Turner模型公式中含有4個自變量 (ρg、g、σ、ρL)。在目前氣井生產狀況下，氣體密度ρg約為26.4kg/m3，重力加速度g約為9.8m/s2，通過工藝措施無法改變大小。積液的表面張力σ約為0.07N/m，液體密度ρL約為1074kg/m3，通過氣舉措施不可以改變σ、ρL的大小，但通過泡排措施可以降低σ和ρL。

1.3.2 自變量σ、ρL的變化范圍

表面張力測試顯示，當液體中加入10－4濃度的泡劑時，其表面張力σ可以由0.07N/m下降到0.03N/m，當濃度繼續(xù)上升時，表面張力σ不再降低［4］(圖4)。

圖4 泡劑濃度與表面張力σ的關系圖Fig.4 Relationship between foam agent concentration and surface tension

泡高試驗顯示，向清水中加入5mL泡劑，攪拌發(fā)泡后，液體體積由200mL上升到1100mL，ρL由1.0g/cm3下降到0.3g/cm3;向礦化度為9×104mg/L的地層水中加入等量泡劑后，液體體積由200mL上升到500～600mL，體積增加到原來的3～4倍，ρL由1.07g/cm3下降到0.35～0.45g/cm3。可見，泡劑對井筒液體的σ、ρL影響明顯。

1.3.3 臨界流速計算

假定井筒積液的密度ρL為1074kg/m3，加入泡劑后理想狀態(tài)下液體表面張力由0.07N/m降低為0.03N/m［5］，井底流壓為5～6MPa，井底溫度為131℃，氣體密度 ρg為 26.4kg/m3，當 ρL由1074kg/m3降低到300kg/m3時，依據公式 (1)計算氣井臨界流速ucr。ρL與ucr的對應關系見表1。

表1 ρL與ucr的對應關系表Table.1 Corresponding relationship betweenρLand ucr

由表1可以看出，當液體的密度由1074kg/m3下降到300kg/m3時，氣井的臨界流速也由3.48m/s下降到2.17m/s，改變ρL可以大幅度降低ucr的數值。

1.3.4 臨界流量計算

當井筒某一點達到臨界流速時，臨界流量可由公式 (2)計算［6］。

式中 qcr——氣井臨界流量，m3/d;

A——管路的橫截面積，m2;

p——壓力，MPa;

ucr——氣井臨界流速，m/s;

Z——天然氣偏差系數，無量綱;

T——溫度，K。

以部10井為例，2010年11月18日生產數據顯示，油壓、套壓分別為0.98MPa、4.6MPa，井底流壓為5.49MPa，油管內徑為50.8mm，井底溫度T為131C°，井筒梯度為0.19MPa/100m，自產氣量為0.88×104m3/d，產液量為2.7m3。天然氣偏差系數Z為0.9721，積液密度降低后，氣井ucr、qcr變化對應數值見表2。

由表2可以看出，臨界流速ucr下降后，臨界流量qcr逐漸減小，由于氣井自產氣量為0.88×104m3/d不變，注氣量可以相應降低。如果積液密度低于0.5～0.6g/cm3以下，注氣量可以減少5000～6000m3，而且不影響氣井穩(wěn)定帶液，較目前可節(jié)約30%～35%的注氣量。

表2 ucr與qcr的對應關系表Table.2 Corresponding relationship between ucrand ucr

2 現場應用

2.1 選 井

以部1－25井為對象進行現場應用試驗。目前該井的維護主要靠高壓氣氣舉和泡排劑排液。氣舉時先向井內加入25kg泡劑，再采用10000×104m3/d的氣嘴，每次氣舉12小時以上，套壓從4.8MPa降至3.2MPa。排液采氣后日均產氣量可達3000m3，增產1500m3;但是，排液后氣舉穩(wěn)產時間短［7］。部1－25井氣舉時生產數據如表3所示。

表3 部1-25井氣舉生產數據表Table.3 Production data of Bu 1-25 well gas lifting

2.2 試驗前準備工作

2.2.1 理論計算

根據上述參數優(yōu)化方法進行理論計算［8］，見表4。試驗前該井各項數據為:油壓、套壓分別為0.8MPa、3.4MPa， 流 壓 為 3.99MPa， 溫 度 為124.7℃，相對密度為0.62，偏差系數為0.9750。根據經驗，加入泡劑后液體密度降低一半效果已達到，因此定為7000m3氣嘴。

表4 部1-25井試驗前計算表Table.4 Calculation sheet of Bu 1-25 Well before testing

2.2.2 現場準備工作

(1)清掃:用清水洗凈平衡罐，清除罐內殘留物。

(2)預膜:往平衡罐中注入25kg泡劑和100kg水 (泡劑濃度為20%);然后用高壓氣加壓(針閥全開)，全部頂替到部1－25井的復線中;最后用10000m3氣嘴注氣1.5小時，對復線進行預膜。

(3)準備:10000mm、700mm、550mm限流氣嘴3個，以及普通2mm、3mm、4mm、5mm氣嘴4個。

5月31日10∶00 向平衡罐中注入25kg泡劑和100kg水 (泡劑濃度為20%)，然后用10000m3氣嘴氣舉2小時對管線進行預膜。6月1日起開始對部1－25井進行平衡罐復合排液采氣技術試驗。

2.3 現場試驗情況

2.3.1 第一次試驗

6月1～23 日每天向井內注入20%濃度的泡劑溶液50kg(10kg純泡劑)，使用7000m3氣嘴連續(xù)氣舉。由于壓縮機停機，9～11日、14～20日暫停試驗。

2.3.2 第二次試驗

在第一次試驗基礎上，再次進行理論計算，如表5所示。

試驗前，部1－25井各項數據為:油壓、套壓分別為0.8MPa、2.4MPa，流壓為2.7MPa，溫度為 125℃，相對密度為 0.62，偏差系數為0.9824。

表5 部1-25井第二次試驗計算表Table.5 The second test calculation table of Bu 1-25 well

通過計算，在液體密度降低一半時，部1－25井臨界帶液氣量在12000m3左右，若自產氣量為7000m3，注入氣量達到5000m3即可;因此，將氣嘴由7000m3調整為5500m3。

6月24～29 日每天向井內注入3%濃度的泡劑溶液180kg(5kg純泡劑)，使用5500m3氣嘴連續(xù)氣舉。

2.4 應用效果評價

通過不斷減小氣嘴、調整泡劑濃度，最終達到5500m3氣嘴注氣配合3%濃度的泡劑溶液180kg的工作制度，部1－25井日產液量達到1.1m3，日注氣量減少0.5×104m3，氣量最高1.63×104m3/d，平均純產氣量為0.68×104m3/d，增加0.16×104m3，套壓最低降至2.3MPa。單井注氣量降低39.2%，單井流壓降低31.6%。

通過采取復合排液措施，實現了泡排、氣舉措施的同步進行，不僅改善了積液井的井筒流態(tài)，同時降低了積液井連續(xù)攜液的注氣成本，達到了預期目標。

2.4.1 氣量對比

在第一次試驗期間，該井油壓、套壓分別為0.8MPa、2.4MPa，平均日產氣量為 0.6994×104m3，日產液量為0.55m3。

在第二次試驗期間，該井油壓、套壓分別為0.8MPa、2.6MPa，平均日產氣量為 0.7049×104m3，日產液量為0.3m3。

2.4.2 流壓對比

為了充分證明平衡罐排液采氣能有效降低液體對井底的回壓，分別在部1－25井注氣和在停注的情況下進行測試。

試驗前，該井注氣時，流壓為3.99MPa，流壓梯度為0.1MPa/100m;停注時，流壓為5.72MPa，流壓梯度為0.75 MPa/100m。

試驗期間，測試該井注氣時，流壓為2.68MPa，流壓梯度為0.05 MPa/100m;停注時，流壓為3.98MPa，流壓梯度為0.13 MPa/100m。

數據表明，采取措施后部1－25井流壓及流壓梯度有明顯下降。

2.4.3 措施有效期對比

試驗前，部1－25井停注5～6小時后氣量開始降低，2小時后套壓逐漸升高，24小時恢復至氣舉前套壓，氣舉時間長，但效果一般。

6月9日11∶00至6月11日11∶00，試驗期間氣量保持在0.6×104m3左右，套壓上升了0.3MPa。6月29日15∶30第二次試驗停止，氣量緩慢下降，至7月5日關井時仍有0.5×104m3，如表6所示。

表6 部1-25井試驗前后生產數據對比表Table.6 Production data comparison before and after the experiment contrast table of Bu 1-25 well

3 結論與建議

3.1 研究結論

(1)平衡罐排液采氣能有效提高排液采氣的效率。在氣舉過程中，使用小氣嘴氣舉能達到與大氣嘴同樣的效果。

(2)使用平衡罐排液采氣能顯著降低井底壓力，較徹底地排出井底積液，提高氣井產能。

(3)使用平衡罐排液采氣，即使停止注氣，也能有效減緩氣井積液的速度，使氣井能夠長時間穩(wěn)定生產。

3.2 存在問題

由于平衡罐進氣口壓力大于出氣口，造成泡劑注入流量大，未能實現泡劑滴注。

3.3 建 議

(1)優(yōu)化改進平衡罐連續(xù)排液流程，在氣嘴套下游新建一個匯管，將平衡罐的進氣口和每個注氣管線相通，保持平衡罐進出口壓力平衡，實現泡劑連續(xù)滴注，提高排液效果。

(2)繼續(xù)擴大試驗范圍，摸索最佳參數。

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