崖城13-1氣田開發(fā)中后期排水采氣工藝

摘 要

摘要：崖城13-1氣田在經(jīng)過高速開發(fā)以后，自2007年下半年以來已經(jīng)受到邊水的侵入，使該氣田產(chǎn)氣量下降、產(chǎn)液量上升、部分氣井的生產(chǎn)受影響。隨著采出程度的增加和地層壓力的遞減，邊
摘要：崖城13-1氣田在經(jīng)過高速開發(fā)以后，自2007年下半年以來已經(jīng)受到邊水的侵入，使該氣田產(chǎn)氣量下降、產(chǎn)液量上升、部分氣井的生產(chǎn)受影響。隨著采出程度的增加和地層壓力的遞減，邊水活躍程度必然加劇，必將影響崖城13-1氣田的穩(wěn)定生產(chǎn)。為有效降低水氣比上升對氣田生產(chǎn)的影響，針對該氣田高溫、低壓、深井的特點，采取了一系列有針對性的技術(shù)措施：①優(yōu)選堵水工具，封堵下部出水層位；②結(jié)合實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，進行攜液能力分析，優(yōu)選生產(chǎn)管柱；③結(jié)合排水采氣工藝，延長氣井生產(chǎn)壽命。通過以上工藝的研究和實施，從總體上緩解了崖城13-1氣田水氣比上升對生產(chǎn)造成的不利影響，對氣田的穩(wěn)產(chǎn)提供了技術(shù)支持。
關(guān)鍵詞：崖城13-1氣田；采氣；堵水；排水；臨界攜液氣量；管柱優(yōu)化；氣舉
    經(jīng)過10多年的高產(chǎn)開采，崖城13-1氣田已進入開發(fā)中后期并呈現(xiàn)出以下基本特征：①地層壓力系數(shù)低；②單井產(chǎn)量持續(xù)降低；③產(chǎn)液量呈總體上升趨勢；④個別井水量異常，已造成氣井的水淹。
   隨著采出程度的逐步增加和地層壓力的遞減，2007年下半年以來，氣田生產(chǎn)已經(jīng)表現(xiàn)出受邊水侵入的影響，產(chǎn)氣量明顯下降，11口生產(chǎn)井中有5口井有地層水侵入現(xiàn)象。
   根據(jù)國內(nèi)外氣田開發(fā)的經(jīng)驗，氣田進入開發(fā)生產(chǎn)中后期，其邊底水的活躍程度將逐漸加劇，最終必將影響氣井和氣田的生產(chǎn)[1～2]。鑒于崖城13-1氣田目前的生產(chǎn)特征，堵水和排水采氣工藝將是崖城13-1氣田必然要考慮實施的措施。
1 氣井堵水工藝研究與實踐
1.1 堵水工藝優(yōu)選
   崖城13-1氣田儲層溫度高達178℃，化學(xué)堵水封堵效果難以得到保證；主力生產(chǎn)氣層壓力系數(shù)為0.3左右，平均孔隙度為12.68%，平均滲透率為281.4mD，超低壓、中孔中滲導(dǎo)致壓井后機械堵水作業(yè)存在漏失和誘噴風(fēng)險；氣井為邊水舌進，從下到上對氣井逐層水淹，只需封堵下部水淹層位就能滿足氣藏堵水的要求。該氣田采用Φ177.8mm油管生產(chǎn)，下部為Φ177.8mm尾管射孔完井，通過采用管內(nèi)機械封堵方式可實現(xiàn)不壓井堵水作業(yè)。
1.2 機械堵水工藝設(shè)計
1.2.1機械堵水工具的選擇
1.2.1.1 考慮的因素
    根據(jù)崖城13-1氣田6口氣井的基本情況以及機械堵水工藝的要求，鑒于超深氣井(最大作業(yè)井深超過7000m)、井斜大(最大井斜超過60°)、地層高溫(儲層溫度接近180℃)的復(fù)雜情況，提出對機械堵水工具的基本要求：
    1) 能滿足氣井永久式堵水的要求，即管內(nèi)機械封堵+倒水泥。
    2) 外徑必須能夠安全通過氣井生產(chǎn)管柱Φ146.1mm的最小內(nèi)徑。
    3) 能夠成功坐封到Φ177.8mm、L80-13Cr的尾管中。
    4) 能夠采用電纜和連續(xù)油管下入并坐封。
    5) 工作溫度在178℃以上。
    6) 能夠滿足防C02腐蝕的要求。
    7) 能夠滿足堵水井段下部水層與上部氣層壓差5000psi(1psi=6.895kPa，下同)的要求。
1.2.1.2 工具優(yōu)選
    優(yōu)選威德福Φ101.6mm極限橋塞滿足堵水需求，具體參數(shù)如下：外徑為Φ101.6mm，內(nèi)徑為Φ38.1mm，可通過最小口徑為Φ103.9mm，安放范圍為Φ144.5～157.5mm，最大工況溫度為190℃，最大可承受壓力差為7500psi。
    極限橋塞基本結(jié)構(gòu)如圖1所示。
 

    Φ101.6mm極限橋塞為永久性橋塞，可坐封在最大直徑為自身口徑1.65倍的管徑處，能夠滿足過油管進行機械封堵的要求。
    防滑系統(tǒng)可以確保橋塞在安放過程中的中心定位和密封性；防擠壓系統(tǒng)確保橋塞在井下可以承受最大壓力差，愈合系統(tǒng)和防擠壓系統(tǒng)一起確保了橋塞在井下的密封和使用壽命。
1.2.2過油管機械堵水方式選擇
    從井斜、井深、歷年鋼絲作業(yè)情況以及電纜補射孔作業(yè)記錄、橋塞坐封方式等方面分析，崖城13-1氣田對堵水的氣井通過采用電纜或連續(xù)油管坐封橋塞+倒水泥工藝實現(xiàn)堵水措施的實施。
1.3 機械堵水工藝現(xiàn)場實施
    2010年11月，對A7井進行了電纜下橋塞+倒水泥組合方式堵水作業(yè)，堵水前探液面斜深為330m左右，堵水實施2個月后探液面已經(jīng)降到了斜深2660m，有效封堵了下部出水層位。海上氣田在5200m以上井深，0.3倍的超低壓力系數(shù)、178℃高溫條件下首次成功實施超低壓氣層與高壓水層之間的管內(nèi)機械封堵新工藝。A7井的堵水成功為誘噴復(fù)活奠定了基礎(chǔ)，2011年1月A7井成功實施連續(xù)油管誘噴作業(yè)，測試結(jié)果表明降低濕氣壓縮機入口壓力至220psi，氣井能夠進系統(tǒng)持續(xù)生產(chǎn)，日產(chǎn)氣量為16×104m3。
2 氣井排水采氣管柱優(yōu)化研究
    由于崖城13-1氣田各氣井生產(chǎn)管柱為Φ177.8mm油管，隨著地層壓力下降，個別井產(chǎn)氣量已經(jīng)接近臨界攜液氣量，因此，需要通過優(yōu)選小直徑管柱實現(xiàn)排水采氣[3]。
2.1 生產(chǎn)管柱優(yōu)化原則
    根據(jù)對Φ114.3mm油管、Φ139.7mm油管和目前的Φ177.8mm油管分年配產(chǎn)數(shù)據(jù)分析研究這3種尺寸油管的攜液能力和生產(chǎn)能力，為最終選定適合崖城13-1氣田的生產(chǎn)管柱提供依據(jù)[4]，主要原則如下：
    1) 滿足崖城13-1氣田配產(chǎn)要求。
    2) 延長氣井生產(chǎn)時間。
    3) 管柱尺寸滿足強度要求。
    4) 滿足地面濕氣壓縮機最低入口壓力需求。
2.2 臨界攜液能力分析
    根據(jù)崖城13-1氣田現(xiàn)場實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，建立垂直管流模型，利用IPM軟件臨界攜液流量計算結(jié)果對臨界攜液流量系數(shù)進行修正，然后運用到其他井的攜液臨界流量計算[5～7]。
IPM用于計算臨界攜液流量的公式為：
 

式中vg為氣體帶水最小卸載流速，m/s；C為Turner系數(shù)，C=2.04；σ為液滴表面張力，N/m；ρL為液體的密度，kg/m3；ρg為氣體的密度，kg/m3；qc為最低攜液產(chǎn)氣量，104m3/d；A為油管橫截面積，m2；p為壓力，MPa；Z為天然氣壓縮因子；T為井底溫度，K。
    按照現(xiàn)場反饋的生產(chǎn)信息，A13井產(chǎn)氣量低于約40×104m3/d時就不能正常生產(chǎn)，井筒出現(xiàn)積液，因此利用生產(chǎn)數(shù)據(jù)對系數(shù)c進行修正，經(jīng)過修正以后Turner系數(shù)C=3.6。
根據(jù)修正后的臨界攜液流量計算公式系數(shù)C，分析A2、A3、A5、A13井和A14井目前生產(chǎn)狀況下的攜液臨界流量(表1)。
 

   通過目前5口井的臨界攜液流量計算結(jié)果并與氣井產(chǎn)量進行比較后發(fā)現(xiàn)：目前這5口井都沒有積液，不過A13井在短期內(nèi)存在積液影響生產(chǎn)的風(fēng)險。
2.3 生產(chǎn)管柱尺寸優(yōu)選分析
   根據(jù)不同尺寸油管的開發(fā)指標(biāo)預(yù)測，分析油管的生產(chǎn)能力及臨界攜液流量。通過預(yù)測的產(chǎn)氣量和計算的臨界攜液流量對比，按照預(yù)測的井口壓力下降趨勢，A13井在現(xiàn)有Φ177.8mm管柱下，到2011年預(yù)測產(chǎn)氣量將低于攜液臨界流量，如果更換Φ139.7mm管柱，到2016年預(yù)測產(chǎn)氣量低于臨界攜液流量，如果更換Φ114.3mm管柱，到2019年預(yù)測產(chǎn)氣量低于臨界攜液流量，氣井有積液影響正常生產(chǎn)的風(fēng)險。
   對比Φ114.3mm油管和Φ139.7mm油管生產(chǎn)指標(biāo)預(yù)測，產(chǎn)氣量相差不大，為了實現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)，推薦更換Φ114.3mm油管代替目前的Φ177.8mm油管并下入到射孔段中深位置。
2.4 生產(chǎn)后期排水采氣工藝研究
   崖城13-1氣田A2、A13、A14等3口井在堵水及更換小直徑管柱后，隨著地層壓力下降，產(chǎn)氣量降低，攜液能力不足時，需要考慮輔助排水采氣工藝措施，以延長氣井的生產(chǎn)。針對目前最常用的排水采氣工藝(氣舉法、泡排法、電潛泵排水采氣法等)，結(jié)合措施井的高溫(地層溫度達178℃)、深井(最大斜深超過7000m)、井斜大(超過60°)的特點，考慮采用下入氣舉閥氣舉方式作為氣井生產(chǎn)后期的輔助排水采氣方法，通過氣舉優(yōu)化設(shè)計，滿足生產(chǎn)后期輔助排水采氣的需要。
3 結(jié)論及認(rèn)識
   1) 適合崖城13-1氣田的機械堵水方式為：過油管下橋塞+倒水泥。
    2) 海上氣田在5200m以上井深、178℃高溫條件下，首次成功實施了超低壓氣層與高壓水層之間的管內(nèi)機械封堵新工藝。
    3) 利用現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)對IPM軟件中的臨界攜液流量計算方法進行校正，使其計算結(jié)果與實際情況更加吻合。
    4) 崖城13-1氣田更換管柱優(yōu)選Φ114.3mm油管。
    5) 為避免Φ177.8mm尾管處出現(xiàn)積液而影響氣井正常生產(chǎn)，在滿足作業(yè)條件下，把Φ114.3mm油管下深至射孔段中深位置。
    6) 生產(chǎn)后期通過氣舉輔助排水采氣工藝延長氣井生產(chǎn)年限。
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(本文作者：歐陽鐵兵 田藝 范遠(yuǎn)洪 于東王雯娟 中海石油(中國)有限公司湛江分公司)