二氧化碳应用于气井气举排液分析

二氧化碳应用于气井气举排液分析

秦贵宾

秦贵宾（大庆油田有限责任公司大庆榆树林油田开发有限责任公司，大庆163453）

摘要：在井下作业和酸化过程中，大量液体进入了井筒和地层中，导致气井井口压力低而不能正常开井生产；如不彻底将这些液体排出井外，不但影响气井产量，甚至会产生二次污染，大大降低酸化措施效果。针对上述问题，又综合考虑到液氮气举费用较高，借鉴液氮气举的工作原理，2008年在芳深X井进行二氧化碳气举排液现场试验，取得了较好的排液效果，气井均恢复了正常生产，理论分析与现场试验表明：液态二氧化碳气举气井是可行的。

关键词：气举；复合排液；液态二氧化碳

中图分类号：TE35文献标识码：A文章编号：1006-4311（2010）03-0032-02

1二氧化碳气举工作原理

液态二氧化碳气举与液氮气举工作原理相似，是一种人工举升方式,它是先通过泵车将液态二氧化碳增压，然后注入到油套环形空间内，整个施工过程中不需要动管柱。其中注入到油套环形空间的液态二氧化碳与地层能量换热后体积膨胀，使得Pi不断上升，随着注入的不断进行，Pi和Pd不断增大，当Pi+Pd+Pc>Pt时，油套环形空间中的液体就会向油管内流动；当Pi+Pd增大一定程度时，即当Pi+Pd+Pc>Pt+ρgh就会有液体从油管排出。如果在二氧化碳气举前从油管内向井底加入了泡排剂，在注入的不断搅动下，井底液体起泡，密度变小，这样使得在较小的Pi+Pd条件下，就可将油管内液体举出井口，最终有利于在短期内将井底积液举出井口。其中Pi为井口二氧化碳注入压力，Pd为注入油套环形空间内液态二氧化碳产生的静液柱压力，Pc油套环形空间内液体产生的静液柱压力，Pt为油管内液体产生的静液柱压力，ρ为举出流体的密度，h为油管内液体顶界面距离井口的高度，整个过程不考虑流动过程产生的摩擦阻力。

注入的二氧化碳极易溶于水，一定程度上可以降低井筒内液体的密度，有利于举升；并且二氧化碳在油管上升过程中，压力不断降低，体积逐渐增大，二氧化碳的二次膨胀也对液体起到携带作用。

2现场应用情况

根据是否采用诱喷手段，气井排液可分为井筒排液、地层排液和井筒地层两者综合排液三种方式。第一种排液方式是井筒排液，这一过程主要依靠二氧化碳气举人工能量补充或泡排剂助排共同排液；第二种排液方式是地层排液，它主要是在井筒排液见效后，利用地层能量将地层和井筒中的液体带出井口；第三种排液方式是井筒地层两者综合排液，它主要是考虑到排液初期地层产液量较多，当地层产液量大于井口排液量时，利用人工能量补充的方式将井底积液带出井口。以下是两口井二氧化碳气举现场排液情况：

芳深X井二氧化碳气举排液情况。（1）气井概况。芳深X井自2003年11月投产以来，累计生产1078.5h，平均日产液态二氧化碳13.3t，累计生产液态二氧化碳595.7t，液化率按50%计算，折算井口来气约65.5270×104m3，约采出动用储量的0.33%。2007年9月30日-11月11日进行了换管柱、采气树等作业，液氮气举后井口压力达到了7.5MPa，后经约一个月的压力恢复，井口最高压力达到8.2MPa，与作业前井口最高压力12.5MPa相差4.3MPa。分析认为：芳深X井在作业过程压入密度为1.15-1.23g/cm3的压井液约600m3，后经过两次气举，排出约100m3压井液，这样约有500m3压井液存在于井筒和近井筒附近，井底积液严重导致了气井不能实现正常生产。针对上述情况，现场试验了二氧化碳气举排液。（2）现场排液情况。由于地层流体能量有限，仅依靠放空很难将大量的油管堵塞物和井底积液带出井外；借鉴液氮气举的工作原理，通过二氧化碳“套注油排”人工能量补充和井口开口放空，有助于携带大量的井底脏物和水份。3月7日到3月8日，基本上维持套管注，油管放，放空气体中带有大量水份，但由于现场没有水量计量装置，故二氧化碳气举排水量无法准确确定；累计注入液态二氧化碳50t，累计注、放时间14.8h，平均注入速度3.4t/h。

芳深X井自二氧化碳吞吐排水后，经过约20天的压力恢复，井口压力由7.5MPa上升到了11.0MPa。从曲线可知：目前井口压力比二氧化碳气举排水前增加了2.8MPa。

通过油套压、产气量变化情况可知：芳深X井二氧化碳气举排水现场试验取得了明显效果，借鉴其成功经验并考虑到升气X井井筒积液较为严重，现场试验了二氧化碳气举+泡排复合排液。

3二氧化碳气举与其它排液方式对比

3.1与液氮气举对比。氮气不易溶解于水中，而二氧化碳极易溶解于水，可形成弱酸环境，一定程度上可抑制粘土矿物的膨胀，削弱井底积液对地层的水敏伤害；并且在二氧化碳气举过程中，随着压力的降低，溶解在水中的二氧化碳会解析出来，一定程度上可起到携水的作用。

液氮气举一次约8万元，费用较高，并且一次气举一般不能将气井彻底举活，需多次气举才能完成，结果增加了液氮气举的费用；这样对于低产低效井，整体经济效益低。而二氧化碳气举由于液态二氧化碳成本低，气举一次约1万元，经过1-2次气举可将气井彻底举活，累计费用约1-2万元，对于低产低效井，具有施工成本低，整体经济效益较明显的优点。

3.2与提捞排液对比。提捞工艺应用于低产、低能、低产出液井的定期排液，抽汲深度<2000m，日产水<1m3。而二氧化碳气举具有施工压力高、排量大等特点，可完成中浅层气井的气举，也可以完成深井的气举。提捞工艺技术对井下管柱要求比较严格，管柱不能有变形、变径等情况。而二氧化碳气气举对管柱要求不严格，只要油管连通能形成一个循环的通道即可。提捞排液需要有防喷装置，如果气井压力恢复速度远超过防喷装置密封速度，该井极有可能发生井喷事故，存在一定的安全隐患。

4结论及认识

（1）液态二氧化碳气举排水在原理上与液氮气举相似，通过对芳深X井现场应用二氧化碳气举排出了大量液体，油套压和产气量均大幅增加，现场试验表明液态二氧化碳气举气气井井筒积液是可行的。（2）二氧化碳气举采用反注方式，即套注油排，考虑到注入的液态二氧化碳温度较低（-20℃），通过注入二氧化碳温度预测模块可知，当注入速度、注入时间较大时，井口附近的温度可能会降到0℃以下；为了避免注入过程中发生井筒冻堵，应在有套压或在套压为零但加注部分隔离液（建议为甲醇）的前提下再注入液态二氧化碳进行气举。（3）气井排液分为井筒排液、地层排液和井筒地层综合排液三种方式；当井筒排液有效后，地层依靠自身能量进行地层排液，但当地层产出液量大于井口排出液量时，即井口压力不断下降时，表明已产生严重井底积液，此时可以考虑采取间歇液态二氧化碳气举。（4）综合考虑排水效果、施工经济性、天然气气井实际情况等方面，需要对液态二氧化碳气举+泡排复合排水技术进行合理优化，不断提高其排水效果和实用性。

参考文献:

[1]陈涛平，胡靖邦.石油工程[M].北京：石油工业出版社，2000.

[2]郭明安.气举排液采气工艺参数设计优化[J].内蒙古石油化工,2003,3.

[3]李怀庆.积液停产气井排液复产的新方法[J].天然气工业,2001，1.