负压采气技术在大牛地气田的应用

1、    负压采气技术在大牛地气田的应用    陈宇【摘 要】大牛地气田大28井区气井主要为水平井开发，整体表现为低压低产、高水气比等生产特征，自身携液困难，需频繁放空维持生产，目前主要以泡排、速度管为主要排水工艺，但仍不能较好解决气井排液问题。选取气井有一定产能，但满足不了临界携液流量、需定期降压带液的气井dpx井开展了井口负压采气试验，试验过程中密切跟踪生产情况，调整负压设备工况参数，并不断优化生产制度，有效杜绝了气井频繁放空的问题，实现了气井满时率生产。dpx井日均增产3000方，增产率62.5%，综合评价试验取得成功，增产效果明显，达到了

2、较好的试验目的，意味着技术引进取得了一定突破，也给大28井区低效井、关停井的治理提供了新的思路。【关键词】混输泵;低压低产井;气井排液;井口负压采气;现场应用鄂尔多斯盆地大牛地气田属于“低压、低产、低孔、低渗”气田，动态资料显示气田经过多年开发，地层压力逐渐下降。由于气田外输条件的客观限制，气田天然气的外输压力要求较高（不低于4.5mpa），目前约有30%的气井压力在5.0mpa，接近管网压力。同时，常规采气工艺技术也无法实现低压气井的连续生产。为提高气井产量，增加经济效益，提出了应用井口负压采气工艺的技术思路，开展了该工艺可行性的试验研究。1 负压采气工艺概况负压采气工艺主要是借助混输抽气泵

3、对气井进行抽吸，降低井口油压至常压甚至负压，通过放大压差既能增加产气量，同时又能提高气体流速，打破井下原积液的液位平衡，推动油管内大量股状水采至地面，气井生产出现产量急剧上升的“爆发”现象;“爆发”后的气井，产量逐渐趋于稳定且明显高于“爆发”前的产量，气体携液能力大大增强，地层产能得到充分利用，可有效延长稳产时间。与传统的优选管柱、泡沫排水、柱塞气举和压缩机气举等排水采气工艺技术相比，井口负压工艺的施工全部在地表完成;不改变采气树内部的任何结构;不带压作业;能耗低，管理方便;装置运行平稳可靠，适应各种类型的低压低产井;實现气液混输，无就地排放;不会把水压回地层，充分利用地层产能;通过机械作用即

4、可达到增产效果。2 负压采气工艺选井为了初期工艺运行能够获得较明显的实验效果，依据以下选井原则特选取大28井区dpx井作为本次实验井。本身具有一定产能，但由于水气比高或泡排效果差等因素导致气井自身携液困难而造成井内积液，甚至频繁水淹，使得产能无法得到有效释放的此类气井。气井需满足工艺设备30-100方/天的燃气供应量，用于装置燃气发电机发电，保证工艺设备正常运转。气井井场有满足工艺机组尺寸的空地。dpx井于2016年9月12日投产，层位太2层，管柱尺寸89mm，管线长度6.36km，投产初期注醇管线就已断裂，生产初期油压10.5mpa，日产气40000方/天，产液10方/天;至2017年1月份

5、，产量快速下降至14000方/天，产液5.5方，油压3.5mpa，并开始出现降压带液，主要安排井口投棒辅助带液，但效果不佳，气井积液严重，生产时率逐渐下降;由于大管柱携液困难，积液严重，气井放空增多，于2018年12月15日下速度管生产，初期油压3.5mpa，套压6.2mpa，日产气6000方/天，产液2.98方/天。由于注醇管线断裂，泡排只能井口加注，但加注效果不佳，于2019年6月3日开始开展井口负压采气试验，连续进计量生产，计量期间日产气5052方，日产液1.83方，每天需要降压带液1次，生产时率91.5%。3 现场应用及效果分析3.1 负压采气工艺运行情况dpx井于7月2日井口设备装置

6、安装连接到位后开始调试，至7月4日设备开始满时率正常运转，之后开始调节实验运行参数，7月14日至7月19日进行第一次停机维保，7月20日之后设备逐渐运行平稳，压缩机运行制度为全时率运行，转速控制在300-430r/min。具体的工艺运行参数制度数据如表2所示。从dpx井的井口负压设备运行参数来看，通过混输泵负压后，在转速平均为330r/min时，可以使负压压差达到0.6mpa，使出口压力平均为3.3mpa左右，同时站内气嘴调节至8mm左右，进站压力可稳定在2.9-3.1mpa左右，瞬时流量稳定在200左右时，可以实现辅助气井较好的带液，即使在短期不加注泡排的情况下，也可实现较高时率生产。3.2

7、 工艺效果分析dpx井口负压采气试验主要分四个阶段进行，试验期间生产曲线见图1-3。自7月2日开始实验前一个月该井日产气5052方，日产液1.83方，降压带液频次为1次/天，生产时率91.9%，泡排制度为井口加注6l/2天;试验开始后设备调试运行初期（7月2日-8日），日产气3607方，未出液，9日通过站内降压带液一次，辅助井口加注泡排6l后，11日-15日未进行降压带液，日产气5728方，日产液1.33方;设备维保期间（7月14日-7月19日），该井未安排加注泡排，站内降压带液明显增多，生产时率下降至80.92%，日产气3993方，日产液1.22方;自7月20日重新启动设备后，井口加注过一次

8、泡排，共降压带液4次，日产气5215方，日产液1.51方，生产时率96%，油压由实验前3.7mpa降至2.7mpa，套压由5.5mpa上升至5.8mpa，生产趋于好转;进入8月以后，生产日趋好转，套压保持在5.2mpa，油压稳定在2.8mpa，日产气持续增加并稳定至7800方左右，日产液增加至2.3方左右，期间无降压带液，满时率生产，增产效果显著。4 结论及建议（1）通过对试验井开展负压采气工艺，综合效果评价分析认为，该工艺设备可以有效杜绝气井的放空，各项生产指标有明显改变，达到了稳产增产的目的，dpx井日均增产3000方，增产率62.5%，增产效果显著，试验取得成功。（2）dpx井在运行井口

9、负压工艺后，起到了一定的增产稳产效果，结果证明运行过程中合理制度的泡排加注也是稳产增产的关键手段。（3）当设备入口压力保持在0.8mpa左右时，负压采气混输泵可以达到正常运转，同时可以保证气井的正常生产;在负压情况下，入口最低压力可以抽至-0.07mpa左右。（4）试验井dpx目前为速度管井，建议后期可考虑选择60.3mm油管、降压带液频繁（1-2次/天）、产液量较高（>10方/天）或水气比高（>10）等生产情况的气井开展井口负压采气试验。参考文献：1丁国生. 四川龙泉山侏罗系浅气藏负压采气技术j. 天然气工业，1997（3）：72-74.2杨亚聪，穆谦益，白晓弘，等. 苏里格气田后期负压采气工艺可行性研究j. 石油化工应用，2012（08）：34-36.3成勇，排水采气工艺技术应用研究d;西南石油学院;2004年.4王焰东. 负压采气技术在苏里格气田实施的可行性论证d. 西安石油大学，2009.5梅哲. 负压采气技术在东胜气田锦66井区的应用j. 石化技术，2018，025（012）：117.6孟庆华，川西致密砂岩气田开发后期增压开采技术j;四川文理学院学报;2007年.7李海涛，虎海宾，赵凯，等. 负压采气技术在丘东气田低压气井中的应用j. 天然气勘探与开发，2017（2）.（作者单位：中石化华