靖边气田连续气举排水采气工艺可行性研究

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1、靖边气田连续气举排水采气工艺可行性研究　　摘要综合考虑靖边气田地质条件及增压生产站分布的情况，考虑利用外输气对弱喷产水气井进行连续气举生产。借鉴高压气源井连续气举排水采气工艺技术，考虑增压站外输压力相对较高的特点，文章对利用外输气连续气举弱喷产水气井的生产工艺进行了可行性分析，提出了该气举工艺的适用范围，同时针对产水量大的弱喷气井，考虑增压上游站外输压力低的特点，对撬装压缩机增压连续气举排水采气工艺进行了可行性探讨，为靖边气田的正常生产提供理论指导。关键词增压井；连续气举；排水采气；可行性中图分类号：TE373文献标识码：A文章编号：1671-7597（2014）04-0144

2、-021生产现状靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部，开发逐渐进入中后期，随着地层压力的逐渐降低，导致气井的携液能力变差，甚至因井筒积液而停产，严重影响了气藏的开发，需要采取排水采气措施助排生产。如何选择适合该类气藏及工艺条件的排水采气工艺和配套技术，并实施有效排水采气已成为靖边气田产水气井高效开发的主要课题。7针对靖边气田站场特点，为了使低压气井得到有效开发，借鉴高压气源井连续气举工艺特点，考虑利用增压后外输气气举低压产水井工艺进行可行性探讨研究，达到排水采气目的。2增压连续气举工艺条件及要求2.1目前具有的增压气举工艺条件1）目前靖边气田已建有5座增压站，压缩机组6台，对34口气井

3、实施增压开采（除上古丛式井），后续将投运增压站35座共计314口气井，增压开采规模逐年增大。增压气井平均井口压力为2.4MPa，部分气井套压降低至5MPa以下。2）增压本站外输压力为5.5MPa，且为干气输送，气流稳定，具有气举条件。增压上游站外输压力低，湿气输送，无法为低压井提供气举工艺的气源。3）一部分低压弱喷的产水井进行增压生产后，仍然无法连续携液生产，而泡排等助排工艺实施范围有限、单一工艺实施效果不理想，需要外来气源协助排液。4）大部分增压气井具有注醇管线，可直接作为注气管线，具有注气工艺条件。2.2产水气井临界携液模型计算7通过靖边气田的携液新模型可以计算出不同井口压

4、力、不同生产管柱情况的最小携液流量。只有保证气井瞬时流量大于临界携液流量时，才不会出现气井携液能力不足、井筒积液增多的现象。计算模型包括以下两种：1）低产气、高气液比气井连续携液模型：（1）2）泡排井携液模型：（2）由以上计算模型可以得到不同井口压力、不同生产管柱情况的最小携液流量数据，通过对靖边气田增压产水气井临界携液流量计算，可以得出，针对需要进行连续气举的增压弱喷气井，气举气量达到0.4×104m3/d以上就可以满足携液生产。2.3增压井连续气举工艺设想针对增压本站，由于外输压力较高，气源稳定，借鉴高压气源井连续气举工艺，将集气站的外输天然气（压力5.5MPa）不经过加压

5、直接通过现有的地面注醇管线引入被助排的低压弱喷产水气井的油套环空（　　同理，在气源气体压力为5.5MPa，气举气量为0.3×104m3/d的情况下，根据不同管线长度下压力损失和不同产水量下气井井筒压力损失，可以对增压气井利用外输气源连续气举工艺可行性分析见表3。表3增压井连续气举可行性分析结果7管线长度km产水量m3012345000.250.520.801.101.4211.31.551.822.12.42.7221.651.92.172.452.753.07322.252.522.83.13.4242.342.592.863.143.443.76从上表可以看出，以靖边气田气

6、井平均4km的管线长度进行计算，产水量小于4m3/d的气井，压力损失均小于3.5MPa，具有利用增压站外输气连续气举的可行性条件。4增压井外输气增压后连续气举工艺可行性分析工艺原理：借助增压站外输天然气，利用撬装压缩机增压后将相对高压天然气注入气井油套环空，降低井筒液柱密度，提高气流垂直举升能力，增大气液流速，实现气井连续稳定携液生产。按照增压后气举条件：增压井井口压力为2.0MPa，气举气量0.5×104m3/d，要求压缩后的气举起点压力为12MPa，结合不同产水量下井筒压力损失和不同注气管线长度下压力损失，进行气举可行性分析。4.1撬装压缩机参数要求根据靖边气田条件，选择撬

7、装压缩机：进气压力：2MPa-5.0MPa。7排气压力：一级排气压力10MPa，二级排气压力25MPa。排气量：0.5-3×104m3/d。净化撬要求：净化后满足自用气和工艺气气质要求，实现自动计量和排污；压缩机实现自动控制。4.2不同产水量产气量气井井筒压力损失根据靖边气田以往生产经验，可以绘制不同产水量产气量气井井筒压力损失曲线图版，如图1。图1不同产气量及产水量下气井井筒压力损失以0.5×104m3气举气量为例，气井总产气量为1×104m3气井的最大井筒损失在7MPa，最小井筒损失在2