中原油田排液采气技术展望

李宗林

摘要：排液采气技术在中原油田得到了长足发展，本文就中原油田形成的主要排采技术从原理方面进行阐述，并结合油田勘探开发对象的转变、生产实际需求的转变，对排液采气技术下一步的发展方向进行展望和建议，为勘探开发提供帮助，为排液采气技术的研究者提供参考。

关键词：排液采气；气田；技术展望。

1、中原油田排采技术概况

中原油田有东濮老区、普光气田、内蒙探区3大基地，其中东濮老区凝析气藏、常规砂岩气藏应用排液采气技术较多，经过几十年的发展，形成了较为成熟的排采技术体系。普光气田主要为高含硫碳酸盐岩气藏，受高含硫化氢、储层深等条件限制，排液采气技术发展缓慢，应用难度极大。内蒙探区以油为主，基本没有排采技术应用。

         

图1-1  东濮老区   图1-2  普光气田   图1-3  内蒙探区

2、中原油田主要排采技术

东濮老区凝析气藏和砂岩气藏从开发初期开始，发展形成了适合不同阶段的排采技术系列，主要有适合开发初期地层压力较高阶段的泡沫排液采气技术、氮举诱喷排液采气技术，适合开发中后期低压阶段的柱塞排液技术、超声旋流雾化排液技术，适合开发后期超低压阶段的多级气举排液采气技术等。

图2-1  排采工艺发展历程图

（1）泡沫排液采气技术

该技术是利用泡排剂与气井内的气水反应，生成泡沫减少流动滑脱损耗，提高油管带水能力，通过天然气流将液体排出气井外。该技术要求气井具有一定的能量，为自喷生产井或间喷生产井；需要将油管下至产层，且具备泡排剂加注通道，保持油套环空连通，无封隔器井效果更佳；从地面泵注液体泡排剂或从采气树投注固体泡排剂，操作程序简单，不需关井；应用成本相对较低，易于推广使用。缺点是受温度的影响较大，在70℃以下的温度范围内适用，超出适用温度范围后，产生泡沫存在时间短暂，甚至无法产生泡沫；目前的泡排剂多数无抗油功能，因凝析油具有消泡作用，对于凝析气藏排液效果不好；有效期较短，约3-7d，需要经常投加；排液能力不强（5-20m3/d），仅适用于前期生产。

图2-2  井口泵注泡排剂

（2）氮举诱喷排液采气技术

该技术是通过制氮车将高压氮气从套管环空注入井内，从油管将井内液体举升至地面。该技术利用制氮车组作为气源，机动性好，泵注压力高，可快速将井内积液排出，排液量大，主要适用于新投井、作业井排出井筒内的入井液诱喷复产。缺点是举升排液连续时间有所限制，不适于长时间连续排液。

图2-3  氮举排液示意图

（3）柱塞排液技术

该技术是利用柱塞将气水隔离，防止气体窜流、液体回落，再通过举升的气体推动柱塞至井口，从而达到排液的目的。该技术所需设备简单，能够对气井内油管进行清洁；排液制度可通过地面设定，根据气井压力、产量变化情况随时调节；钢丝作业投捞，不需动管柱作业。缺点是需气井具备自喷能力，属于弱排液技术，排液量小（5-30m3/d）；因柱塞器、定位器下入在油管中，无法进行生产测试。

图2-4  柱塞气举工艺示意图

（4）超声旋流雾化排液技术

该技术是通过钢丝作业将超声旋流雾化装置下入到油管内，井下气液混合物经雾化器的喷口处喷出成雾，实现降低井内流体密度，预防积液，延长稳产期的目的。该技术的优点是不压井、不动油管作业[1]，排液深度可调，不受积液介质的影响、安装管理方便，依靠气井自身能量连续排液，可有效延长气井稳产期。缺点是需要气井有一定能量自喷，对大液量井不适用。

图2-5    雾化器工作原理图       图2-6  雾化器结构示意图

（5）多级气举排液采气技术

多级气举排液采气技术是从环空注入高压气体，通过多级气举阀注入到油管中，降低油管内流体密度，使气井持续带液生产。该技术属于强排液技术，广泛适用于各种积液储层，排液量大（50-600m3/d），气井类似于自喷生产，现场管理方便。中原油田针对不同的作业环境，发展形成了闭式气举技术、射孔-气举一体化技术，研发了常压气举阀、耐高压气举阀、小直径气举阀等适合不同工况的配套工具，形成了较为完善的技术系列，是东濮老区凝析气田、常规砂岩气主要的排液方式。该技术的不足之处在于需要动管柱作业，目前没有抗硫工具。

图2-7  多级气举示意图            图2-8  射孔-气举一体化管柱图

3、排采技术下步发展方向

随着勘探开发目标的转变和储气库在东濮老区的大力建设，现场对排液采气技术的需求由常规技术逐渐转变为高效、智能、高压、抗硫排采技术。

（1）高抗硫气举排液采气技术。

中原油田天然气90%以上由普光气田产出，近年来普光高含硫气藏地层压力下降迅速，水侵严重，部分气井水淹停喷，急需排液采气复产、维持带液生产。而普光气井高含硫化氢（15%）、储层深度大（5500m）、产水量大（50-200m3/d）、井口回压高（8MPa），在这些条件的限制下，以往形成的常规排采技术不能适用，需要研究适合的气举排采技术，配套研发新型抗硫高压排采工具。

（2）随着数字化气田、数字化储气库的兴起，对排液采气技术也提出了新的需求，特别是储气库井的排液采气，应重点考虑集成数字化、智能化模块，把排液与井底数据监测和实时传输融合，在排液的过程中实现压力、温度甚至流速流态的监测[2]，为气田或储气库的方案研究与调整提供实时数据，随时调整排采制度，控制边底水，挖掘气田产能、提高储气库调控能力。

4、结论

（1）排液采气技术是维持气田稳产的重要技术手段，在气田开发的各个阶段都能发挥很好的挖潜作用。

（2）中原油田在常规气藏方面已经形成了较为成熟的排采技术系列，研发配套了系列化的排采工具。

（3）排液采气技术应随着服务对象的转变向高抗硫、智能化等方向发展。

参考文献：

[1] 田常青，陈宝金，李翠萍. 超声旋流气动雾化排液采气技术[J].《石油机械》，2008,09：132-134.

[2] 黄万书，刘 通，袁 剑. 智能决策系统与排液采气技术一体化研究[J].《油气勘探与开发》，2020,05:43-48.

作者简介：李宗林(1986-)，男，山东菏泽人，高级工程师，工作单位：中原油田分公司石油工程技术研究院，通讯地址：河南省濮阳市，457000。研究方向：采气工艺、工程技术战略规划，电话：[phone]，投稿日期：2022年8月20日