苏里格气田排水采气工艺技术现场应用效果

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1、苏里格气田排水采气工艺现场应用效果分析贾金娥吴红钦郭瑞华周忠强王小佳张军峰第三采气厂技术管理科摘要：苏里格气田开采以来，先期开发试验井已进入中、后期，压力和产能普遍较低，不能满足生产过程中的气井携液要求，导致部分气井井底或井筒内积液，严重影响气井连续生产2。010年在苏14、桃2、苏48、桃7区进行泡排实验；苏48和苏西开展4口速度管柱排水采气实验；苏48、苏47、苏120、桃2区块进行10口气举阀排水采气实验。通过对比分析以上三类排水采气工艺在苏里格气田的实验效果，评价现场可行性、实际应用价值、及推广应用前景，对苏里格气田不同类别的产水井，应用不同的现场排水采气的可行性。关键词：苏里格气田排

2、水采气泡沫排水速度管柱气举阀、么、41.前言1.1排水采气的目的和意义苏里格气田是低产、低压、低丰度、非匀质性的复杂气田。自开采以来，2002年、2003年投产的先期开发试验井已进入中、后期，压力和产能普遍降低，不能满足生产过程中的气井携液要求，导致部分气井井底或井筒内积液，严重影响气井连续生产。在苏48区块出现地层产水量较大的现象，个别气井出现水淹现象。产水气井日益增多，产水量也逐渐增大，排水采气工作日益突出，根据不同区块的气井出水情况，采取合理有效的排水采气措施，提高单井生产过程中的排液效率，提高单井产量，确保气井的正常平稳生产。1.2 主要研究内容本课题主要有针对性地对2010年采气三厂

3、进行的泡沫排水采气、速度管柱、气举阀排水采气工艺作业进行适应性评价，为不同区块各类低产低效井探讨一种与之相适应的排水采气工艺方法，指导苏里格气田后期产水井的排水采气工作。1.2.1泡沫排水采气原理泡沫排水采气就是从井口向井底注入起泡剂井，底积水与起泡剂接触后，借助天然气流的搅动，生成大量低密度水泡沫，随流携带到地面，该方法是针对自喷能力不足，气流速度低于临界的气井一种较为有效的排水采气方法。实质就是将表面活性剂（起泡剂）从携液能力不足的生产井井口注入井底，借助于天然气流的搅拌作用，使之与井底积液充分混和，从而减小液体表面张力，产生大量比较稳定的含水泡沫，减少气体滑脱量，使气液混合物密度大大降低

4、，从而降低自喷井油管内的摩阻损失和井内重力梯度有，效地降低井底回压，井底积液更易被气流从井底携带至地面。当地层水中的泡沫被带至地面后，通过向其中加入消泡剂以便使气水分离，从而达到排水采气的目的。1.2.2速度管柱排水采气原理在产水气井开采中、后期，由于产层压力下降、水量增加，原有生产管柱的结构不合理，产出水不能及时排出，从而出现气井停喷问题。下入连续油管为生产管柱，可避免压井造成气层伤害和油管的风险，作业简单易行，气井恢复生产快。1.2.3气举阀排水采气原理气举阀排水采气技术就是通过井内油管内安装的气举阀，从地面将高压天然气（氮气）注入停喷的井中，利用气体能量举升井筒中的液体，使井恢复生产能力

5、。气举阀排水采气工艺适用于弱喷、间歇自喷和水淹气井。该工艺具有排量大，日排液量可高达300m3。2泡沫排水采气现场工艺实验2.12010年各区块泡沫排水采气实验采气三厂针对各区块产液情况，筛选适用的高效泡排济，泡排棒，确定不同阶段的加注方法，进行现场人工加注。截止2010年10月，各区块已累计开展泡沫排水143口/373井次，效果较明显气井71口/179井次，累计加注泡排剂22425L（比例1：5）,累计投放泡排棒636根，累计增产气量300万方，部分井区效果明显。2.2 苏14区块泡沫排水采气试验苏14区块对32口低产井共计进行8口气井进行泡排实验，共进行16井次，有效果井5口，共计6井次。

6、无效果井3口，具体如下表。序加药时间加注方式加注量比例加药前（油）套压加药开井后（油）套压前日产量（万方）当日产量（万方）第二日产量（万方）第三日产量号井号（万方）备注2010.7油管加1.15注泡排棒24.85/4.822.9/4.790000无效果2010.7油管加2苏14-2-06.16注泡排棒23.02/4.822.9/4.840000无效果2010.7油管加3.25注泡排棒12.83/9.093.65/8.990.120.120.130.12无效果2010.8套管加12.65/9.24苏14-6-09.13注150L1:0533.5/9.130.120.550.450.21有一定效果

7、2010.7油套合150L/12.83/11.13.37/12.95.25注50L1:05180.190.340.260.2有一定效果2010.8套管加13.99/14.6苏14-6-07.13注150L1:05003.5/13.790.260.520.420.35有一定效果2010.7油管加3.13/19.87.30注泡排棒283.1/19.780.120.130.120.11无效果苏2010.8套管加3.57/20.13.06/19.6814-03-09.14注150L1:05410.120.490.360.28有一定效果2.3典型井泡排分析2.3.1苏14-2-06储层及射孔情况层位气层

8、井段m厚度m研究院测井电性资料射孔资料视孔隙度%视气饱和度%电阻Qm声波时差ps/m解释结果射孔井段m厚度m盒8上3541.33546.85.57.154.056.07221.02含气层3542.03546.04.0通过流压测试解释得出液面高度502.8米，为水淹井。开展实验前油套压4.65MPa/4.84MPa,储层物性差，井筒积液，井口无气量。节流器下深1888米，积液较深，打捞失败。7.15日投放棒状泡沫排水剂两根，三小时后油套压4.65MPa/4.84MPa无变化，开井两分钟油压降至系统压力后，流量计流量显示为零，试验无效果。8月12日对该井进行流压测试，测得油管液面高度502.8米。

9、放空无液体喷出，此井无气量，没有泡排价值，由于该井储层物性较差建议不再进行增产措施（节流器未打捞）。2.3.2 苏14-6-07泡排情况苏14-6-07关井恢复油套压为8.86/11.29MPa,油套压差2.43MPa,初步判断井筒存在积液,7月对该井进行泡排试验，有一定效果。8月13日又对该井进行泡排剂加注，加注前日产量为0.26万方/天，加注后首日产量为0.52万方/天，第二日产量为0.42万方/天，第三日产量为0.35万方/天，效果较好。2.3.4 苏14-4-11泡排情况苏14-4-11井经过不断摸索,对该井实施排水采气每两天加投1.5根UT-6型泡排棒,可以维持正常生产。试验前流压测

10、试曲线显示井筒积液，液面位于1135m处，而该井节流器位于1800m,井筒积液较为严重，于8月28日起，制定出每周投入UT-6泡排棒1根，至9月30日对该井再次测试流压在积液期间,严重影响产能,实施泡沫排水采气试验后,气井恢复了正常生产。苏14-4-11泡沫排水采气曲线图2009-7-9-009620312-52902-642009209(009ia092DD92192Ca-2an22KMZ72ZHD-2M2B20HI3aM28aHIB20EFS15_27气井生产积液阶段图1、苏14-4-112.4 桃2区块泡排试验。桃2-10-21、桃2-10-11、桃2-11-13分别加注泡排剂后开井，连

11、续5天监测均未观察到效果；井号加药时间加注方式加注量比例加药前油/套压（Mpa）前日产量（万方）当日产量（万方）第二日产量（万方）第三日产量（万方）第四日产量（万方）第五日产量（万方）备注桃油管40L2-10-21油、套管套管160L1:053.5/10.590.43540.43120.42130.42150.46180.4832效果不明显桃2-14-21油管泡排棒2根2.36/2.4200效果不明显桃油管60L2-10-11油管套管180L1:053.31/3.440.0330.066开井0.05520.07170.0058效果不明显油管40L、油、套管套管160L1:052.99/10.6

12、30.34860.39460.43170.42990.42380.4238效果不明显桃油管60L、2-11-13油、套管套管180L1:054.5/10.290.45460.910.43230.47910.43370.3469未见效果2.4.1无气量井泡排情况桃2-14-21井7月10日投泡排棒2根，11日开解释液面高度为597米，环空积液严重；判断该井，开测试阀放空，6分钟后油压降为0，井口无气井已严重水淹。流声，泡排未见到任何效果；6月28日测环空液面，癒-14-21井懂层镌性誰数m也8刿=3Dmv-iimmVLitoilslti.92姑擁滋玻101.11.6461ITilStA.l脚.血

13、法11.62.5桃7区块泡排试验对9口无节流器井进行泡排21井次，其中桃7-4-22、桃7-6-18、桃7-14-5、桃7-16-8、桃7-18-7等5口井取得了较好的效果，确定了合理的间开制典型井分析度，并能够按照间开制度间开生产。确定桃7-14-5井间开制度为每天开井一次；确定桃7-4-22、桃7-18-7井间开制度为每3天开井一次；确定桃7-6-18、桃7-16-8井每7天开井一次2499油压套压桃7-11-21井，6月7月份先后注泡排剂200L，投泡排棒3根；开井2530分钟，油压即降至系统压力，套压基本不降;关井3天左右，油套压可恢复至8/18MPa；注泡排剂、投泡排棒后开井均无明显

14、产液体现象，目前油套压差约10MPa；判断泡排无效果，井筒积液严重。需采取其他排水采气措施。2.6苏20区块泡排实验苏20区块非均质性强，井位部署逐渐由富气区向外扩展，气藏气水关系复杂，无统一的气水界面，研究区垂向上表现为下气上水，普遍出现较大气水共存层段，水夹在气藏或气层中，大多数气藏都不能准确判断存在的是“边水”或是“底水”，水的分布由砂体局部含水向单砂体整体含水转变2.6.1 排水采气开展情况2010年苏20区块的泡沫排水采气工作从4月-11月，共实施泡排作业212井次，其中：泡排效果明显的76井次，占35.85%；效果一般的77井次，占36.32%；无效果气井59井次，占27.83%。

15、增产效果评价：效果明显是指增产大于5000m3/d,效果一般是指增产在1000-5000m3/d之间，无效果指增产小于1000m3/d。2010年苏20区块泡排累计增产约180X104m3。2.6.2 典型井分析苏20-14-14井于2007年8月20日投产，测试无阻流量：10.8875X104m3；初期配产2.0X104m3/d，原始油套压：21.0/21.0MPa目前套压降速率：0.0097MPa/d,配产：0.5300X104m3/d；实际日产气量小于0.4X104m3/d；历年累计产气量：899.41X104m3；压降产量:75.7084X104m3；目前井内无节流器（2009年9月2

16、日将节流器捞出），实施泡排作业前开井状态下:套压6.67MPa；油套压差约5MPa，判断该井积液。9月30日泡排前其瞬时流量平均92.4m3/h,泡排后3日内的平均瞬时流量为195.5m3/h,则泡排后3日内累计增产约7400m3；至10月4日再次泡排前，油套压差再次升至4MPa,随即再次进行泡排，其瞬时流量仍可保持在200m3/h的水平。9:0021:3010:0022:3011:0023:3012:000:3013:001:3014:002:3015:003:3018:006:30时间5:30瞬时流量16:00油压4:3017:00套压油压套压瞬流苏20-14-14井泡排情况该井共实施泡排

17、作业六次，对压力曲线及产量曲线分析：泡排效果持续时间3天；气井积液周期6天；泡排周期：对该井每3天泡排一次，保证气井连续生产，防止井底积液严重。通过连续泡排目前已确定了4口井的泡排周期。Z-k速度管柱排水采气试验3.1速度管柱排水采气原理该工艺通过在f73mm原油管中下入同心38.1mm连续油管，通过连续油管向油管及连续油管环形空间注入高压气体（天然气或氮气），举升积液井油管中油管内的积液，利用小油管特性，提高气体的流速，减小液体的滑脱损失，达到排水采气目的。3.2工具、装备及作业连续油管作为生产管柱排水采气，要选择适合气井实际状况的连续油管、连续油管作业车、悬挂作业操作窗、连续油管井口悬挂器

18、、连续油管堵塞器及其他配套工具。关键在于连续油管下入井内后，能否将连续油管悬挂在井口装置上，并将连续油管与原有油管的环形空间密封。连续油管作业车作为连续油管的运输工具和下入装置，悬挂作业操作窗用于连续油管悬挂操作，井口悬挂器用于连续油管悬挂。3.3.1 3.3连续油管悬挂作业过程关闭采气井口一号阀，将此阀上装置放空卸压并拆掉。在一号阀上安装连续油管井口悬挂器、悬挂作业操作窗、井口防喷器等装置。3.3.3 用连续油管堵塞器将连续油管底端堵死，防止连续油管入井过程中井内流体和井内赃物进入连续油管。3.3.4 打开采气井口一号阀，用连续油管作业车将连续油管下入井内预定深度。3.3.5 启动井口悬挂器

19、内的密封环，密封连续油管与原有油管的环形空间，放空卸掉悬挂器以上装置内的压力。打开悬挂作业操作窗，将悬挂卡瓦装入井口悬挂器，启动井口悬挂器内的卡瓦将连续油管悬挂在井口悬挂器上。当连续油管已可靠地悬挂在井口悬挂器上，并与原有油管的环形空间密封好后，在合适的位置割断连续油管，拆掉悬挂作业操作窗以上装置，将拆去的采气井口一号阀以上装置安装在井口悬挂器上。安装4#闸阀及上部小四通，井口恢复示意图如图1所示。向连续油管内注气（天然气或氮气）加压，将连续油管堵塞器憋掉，先利用连续油管生产井，则可利用氮气车连接3#闸阀，通过油套环空注高压氮气气举恢复，投入正常生产。图1井口恢复示意图3.4速度管柱排水采气现

20、场试验2010年采气三厂在苏48-5-83、苏48-20-84、苏48-18-76、苏西91-75井分别开展试验。3.4.1苏48-18-76井试验情况该井2008年12月1日投产，投产前套压为26MPa,初期日产气量为1.0X104ms/d;目前油压为2.8MPa,套压为6.5MPa,日产气量为0.75X104ms/d,累计产气688.9653X104m3/d；该井从投产至今采气曲线见图2：图2苏48-18-76井采气曲线图3.4.2 选井依据该井地质分类为II类井，该井目前累计产气688.9653X104m3,该井投产时配产1.2X104m3/d,基本能连续生产,随着时间推移,油套压下降较

21、快,油套压差有增大趋势。选其试验生产潜力较大,试验有利于效果分析,为该类井中后期平稳生产探索新的技术途径。对苏里格气田气井中后期生产具有指导意义。3.4.3苏48-18-76井速度管柱安装方案苏48-18-76井口为KQ65-70型采气井口，设计方案为：施工前拆除井口1#闸阀上部采气树,安装过程中在1#闸阀上部安装悬挂器、操作窗、封井器及注入头等作业设备,利用连续油管车不压井对连续油管进行下井作业,当连续油管下到设计3550m时，将其座圭寸于悬挂器上，拆除操作窗、圭寸井器及注入头,在悬挂器上部安装原4#闸阀及四通,恢复采气井口图3连续油管安装及采气示意图3.4.4苏48-18-76井井速度管柱

22、采气方案关闭2#、6#闸阀，连续油管通过原5#闸阀进站生产。连续油管安装及示意图见图3，连续油管安装后，通过原5#闸阀进站生产进行排水采气试验。3.4.5.1 3.4.5苏48-18-76井速度管柱现场实验小结苏48-18-76井采用连续油管车带压不压井下入连续油管至设计深度3550m，采用带卡瓦的封井器和过渡操作窗来完成连续油管悬挂、座封、卡定良好，圆满完成了施工任务。连续油管车液压系统、注入头、动密封等系统动作灵活，要以完成连续油管的起下施工作业，液压封井器等安全附件动作灵活，密封良好，能保证施工作业安全。3.4.5.3 施工期间采用套管生产，有效降低了井口安全风险，但易导致近井地带积液，

23、施工完毕后不能正常开井，建议开井时先用连续油管与油管环空生产，再用连续油管生产。3.4.5.4 根据该井复产情况，气井排出积液42.63血，表明少量积液能使该类气井严重水淹，因此该类井生产时需要采取满足携液能力的方式生产，同时避免频繁开关井。苏48-18-76井自2010年9月10日生产以来，平稳生产122天，使用连续油管共产气81.5576X104m3/d，产水42.63血，平均日产气1.5684X104m3/d，平均日产水1.6357m，平均水气比为0.5226皿/104皿3.产气量、产水量略有增加，目前油套压平稳，正常生产。气举阀排水采气试验4.1气举阀排水采气原理气举阀排水采气工艺就是

24、利用气举排液卸载图4现场试工图原理，降低气井气举排水启动压力，气体注入产液内减小液体的密度，降低整个液柱对井底造成的回压；高压气变成低压气时所产生的膨胀能来增加举升油管内液流的流动速度。排出气井井筒的积液，从而降低气井井底流压，达到恢复气井正常生产或提高气井产量的目的。4.2气举阀特点气举排液是靠气举阀的逐级打开和关闭来实现的，且气举阀的打开和关闭压力都是自上而下逐级减小的；只有上一级气举阀关闭，气流被截断，环空液面才能继续下降；即上一级气举阀的瞬间关闭是下一级气举阀发挥作用的前提。结合苏里格气田井身结构及射孔层深度分析认为，在苏里格气田采用气举阀排水采气工艺排液深度要求在19003200m之

25、间，下气举阀23级，可满足大多数严重积液井气举阀排水采气掏空深度的要求，气举阀排水采气工艺具有排水量范围大，举升深度深，井下无机械磨损件，可实现多年不动管柱的长期运行，操作管理方便等特点。3.3 气举阀现场实验2010年采气三厂在苏48、苏47、苏120、桃2等井区选取10口测井解释有气水层或水层的气井下入气举阀。其中随新井压裂管柱下入的9口，利用老井修井下入1口，工艺成功率达到100%。4.4典型井分析桃2-10-20井为单采下古气井，该井压裂后有明显出液，利用该井开展修井作业，在该井安装气举阀试验。2010年9月30日下入气举阀排液管柱，第一级气举阀下深1902m，第二级气举阀2804m。

26、该井采用制氮车组作为气源进行气举排水诱喷试验，井口注气管线连接如图5。4.4.1第一次气举排液试验2010年9月30日13：30时，制氮车开始环空注入氮气，敞放排液，排量1040m3/h,注气压力014.7MPa。从17：00时油管放喷口液量、气量增大，（第一级气举阀过气见图6）18：30时点火自燃，19：10时停止注入氮气观察，油压）.61MPa。至21：00时该井仍处于自喷排液状态。气举排液工艺成功，期间供返排液量约138m3。停喷后，10月1日起关井4天，油压由0缓慢上升至5.8MPa,套压11.6MPa保持不变，放喷后2分钟油压降至0，油管放喷口不出液，点火不燃，判断井筒积液严重。分析

27、原因为该井产水量大，未能连续注气使井达到稳定携液生产状态，注氮结束，该井积液水淹。4.4.2第二次气举排液试验2010年10月4日12：00时，开始环空注氮气举，排量1005m3/h，注入氮气压力0-13.8MPa。从15：30时左右井口产液量大增，16：30时井口消除积液现象，短期关井油、套压差小于1MPa。4.4.3 第三次气举排液试验因该井出液量较大，10月27日对该井进行封堵水层作业，完井管柱下入气举阀两级（阀为该井取出经我方检查无损坏情况）。第一级气举阀下深1902m，第二级气举阀2804m。作业过程中采用10%氯化钾压井液反循环压井，入井140m3,返出35m3。按3350m套管都

28、是空的计算，该井共漏失压井液约70m3。10月28日14：00时，开始环空注氮气举，气举排液，泵压排量800T000m3/h，共注入氮气4500血，共返排液量55m3,18:00点火燃，火焰2-3米。气举排液诱喷试验取得良好效果。图6气点火，17:40时制氮车停机观察，共返排液量约195m3，至10月7日7：00时，出液效果良好。该井恢复产能，气举诱喷试验效果通过对桃2-10-20井10月5日至10月16日试气日报分析，该井产液量较大，从10月5日至10月16日期间，共进行关井恢复压力、油管放喷6次，共排液量575m3。经气举诱喷排液后，基本举阀过气后井口液量增大通过桃2-10-20井三次气举

29、排液诱喷及苏48-13-80井邻井气气举排水诱喷试验，都取得了良好的效果。4.5苏48-13-80井采用邻井气气举排液诱喷试验邻近有高压气井条件的区块，可采用高压气替代压缩机作为气源进行气举。图8邻井气气举示意图4.5.1苏48-13-80井概况该井于2010年11月23日投产，盒8层为3648-3651m,山1层为山2层3720.63726.1m,无阻流量为1.6355Xgms/d。（自上而下）第一级气举阀设计下深900m，第二级设计气举阀2800m。投产前油压23.00MPa，套23.00MPa。至今共生产54.087X104m3/d,现日产气0.364X104m3/d,该井正常生产时配产

30、1.5X104m3/d,最低套压9.08MPa,该井特征主要表现投产前井底有积液。2010年10月10日苏48-13-80井在试气压裂作业时,油管管柱中预先下入气举阀,便于气举诱喷排液及开展气井后期的排水采气工作。为减小压井液对地层伤害,结合该井井下工具（下有二级气举阀,1900m,2800m）及邻井气压力情况（邻井苏48-13-79C1,苏48-13-79C3井口压力为23-24MPa）,决定采用邻井气进行环空注气气举诱喷。4.5.2苏48-13-80气举阀排水采气试验过程因现场条件限制,实际注气管线与放喷管线有一段流程共用,所以采用分次注气及气举（利用油套环空作为储气罐,。4.5.2.1

31、10月10日,20：05分开始,第一次注气,邻井气通过套管阀门向环空（油套环空作为储气罐,注入，当压力达到18MPa时，关闭注气套管阀门，开生产阀门进行排液。套压从18MPa下降到6.2MPa时，排液口停止出液，套压稳定在3.2MPa。第二次注气，当压力达到19MPa时，关闭注气套管阀门，开生产阀门进行排液。套压从19MPa下降到ll.lMPa时，排液口停止出液，套压稳定在ll.lMPa。第三次注气，当压力达到21MPa时，关闭注气套管阀门，开生产阀门进行排液。套压从21MPa下降到14.2MPa时，排液口停止出液，套压稳定在14.2MPa。第四次注气，当压力达到21MPa时，关闭注气套管阀门

32、，开生产阀门进行排液。22：10开始，至22:20分井口见天然气，套压为16MPa，此后，井口一直连续出液出气，套压逐渐降低，至23：17分点火，套压8.2MPa。采用邻井气排液诱喷取得成功。泡沫排水采气、速度管柱、气举阀气举排水采气分析泡沫排水采气特点5.1.1选井范围井的产水量W100m3/d,井底温度W120C。由于采用人工从油管投放，每日投入量有限，只适用于产水量低于30m3/d的井和间歇排出井底积液的井。气水比在1601500m3/m3以下，矿化度较高的井不宜采用，要求油套管连通性好，方便消除井底积液。起泡剂起泡能力强，泡沫具有较高的携液能力，起泡剂应于注醇等气田所用溶济有较好的配伍

33、性能。对积液停喷或间喷的井，经分析如关井放喷、或其它措施排出了井内积液后，注入起泡剂能提高携液能力，这类井在开井排积液前就可注入起泡剂，使其自喷或延长自喷期。5.1.2工艺评价工艺流程简便，便于操作，该工艺能充分利用自身能量实现举升，成本低，投资小，见效快，设备配套简单，其举升流程与自喷生产完全相同，实施操作简便，实施过程中不需特殊的修井作业及关井，现有的起泡剂对不同的生产井有较强的适应能力能，满足不同生产井的需要。5.1.3泡沫排水取得的认识 日产在2000方以下、存在水淹现象的气井，若液面在节流器之上或无节流器，则加注泡排棒并关井2小时，待排出积液后再判断生产情况；若液面在节流器以下，建议

34、打捞出节流器加注泡排棒，关井2小时，开井排液，如此循环。 产量在2000以上，且存在积液的气井：若井筒内有节流器：油套同注泡排剂（剂量可视压差大小而定,，关井2小时，开井排液，如此循环；井筒内无节流器：油管投棒、油套同注泡排剂，或者两者相结合，关井排液，直到生产正常； 合理关井时间可以让泡排剂与积液充分反应：通过现场泡排的经验，在加注泡排棒（剂,后，2小时内泡排棒（剂,即可与积液充分接触并完全反应，所以加注泡排棒（剂,后关井达到2小时即可开井； 对于能量严重不足的气井（如间开井），可以通过关井恢复压力、积蓄能量，之后再进行泡排会更有利于开井携液； 对于确认积液严重的井,若有节流器且泡排三次仍无

35、效果，建议捞出节流器，进行泡排+放喷排液；若无节流器且泡排多次无效果,建议采取氮气排液等其他排水采气措施。5.2速度管柱排水采气选井特点苏里格气田低产低效井,井筒无节流器,地质分类为III类井，产水量相对较多，地层属于有水气藏的中、后期,此时井已不能建立“三稳定”的排水采气制度，转入间歇生产，有的气井已濒临水淹停产的危险，针对这样的气井及时调整管柱，改换成较小管径的油管生产，仍可以恢复稳定的连续自喷。可以携液生产，与常规压井更换管柱相比，下入连续油管为生产管柱，可避免压井造成气层伤害和油管断的风险，作业简单易行，气井恢复生产快，避免频繁开关井。5.2.1速度管柱工艺优点 在常规压井更换管柱难度

36、大的低压小产气水气井中，采用在原有生产管柱内下入连续油管作生产管柱工艺可行，能充分利用油藏自身能量，不需人为施加外部能源助喷。 由间歇生产转为较长时期的连续生产经济效益显著。设备配套简单，施工管理方便，易于推广。5.2.2速度管柱工艺缺点 工艺井必须有一定的生产能力无自喷能力的井必须辅以其他诱喷措施复产或采用不压井修井工艺作业。 工艺的排液能力较小，一般在120m：/d左右。气举是一种井间互联气举技术，一般将邻井气源与排水采气井井互联，将邻井气体注入排水井，气举排水采气工艺适用于弱喷、间歇自喷和水淹气井。对间歇生产井，产水量变化的井，或交替产出大股水、大股气的井均能适应。5.3.4 气水同产水

37、因“水锥”或“水窜”造成对气藏的水封或切割，使微细裂缝和基质孔隙中的气体无法流出或流动困难，造成气井间喷或停产的水淹井；新区新井，刚完钻投产即出水的井，造成水淹“假死”，且酸化、泡排效果不理想，为了排液找气，可采用气举工艺诱喷试采。4. 苏里格气田其他排水采气工艺第三采气厂2010年进行排水采气，除泡沫排水采气为基本的措施以外，进行速度管柱和气举阀排水采气作为一种新的排水采气试验，井的结构发生变化，投资大，见效长。6.1泡沫排水与氮气气举联作试验开展试验2井次，其中苏20-18-22井试验效果较好。苏20-18-22井为III类井。关井恢复11天，套压由11.84MPa升至12.49MPa,恢

38、复速率较低；油套压差5.72MPa,判断积液严重，对该井实施泡沫排水与氮气气举联作试验。套管注氮气排量为2.16X104m3/d，累计注入氮气7790m3,套压升至17.3MPa、油压升至14.0MPa，开始开油管生产；边生产边注入氮气，排量为1.53X104m3/d；3小时后积液排净（套油压：9.6/10.04MPa）；累计注入氮气共10500m3。6.2柱塞气举排水采气采气三厂2010年在苏48井区苏48-6-59、苏48-18-86等2口气井进行柱塞排水采气试验。其中苏48-6-59效果明显，增产0.46X104m3/d，48-18-86效果不明显。结论及建议在泡排工艺井的选取上：一方面

39、结合区块内的气水分布规律，有针对性的在区块内开展泡排工作，结合2010年苏里格气田间歇井及低产低压气井工作制度优化研究成果，利用分类标准，开展有关气水分布规律的现场应用；不断摸索不同类别气井的适宜泡排周期；7.2结合动态监测中的水样化验结果，依据凝析油含量调整泡排剂的加注量，建议开展影响泡排效果的甲醇、凝析油与起泡剂之间的定量影响实验分析；7.3冬季泡排优化：冬季实施常规泡排容易使气井地面集输管线发生水合物堵塞，但停止泡排气井产量递减又明显增大。为了保证冬季产水气井的平稳生产，一方面可以从水合物形成机理研究着手，分析水合物形成的热力学条件，优选冬季泡沫排水采气的适宜药剂；另一方面，可以结合区块

40、的集气站干线清管试验，验证冬季低温条件下的泡排可行性。7.5速度管柱的携液能力与管径大小有关，目前苏里格气田低产低压井气量大都在1万方以下，现场试验使用管柱，实验效果较好，随着速度管柱的进一步推广应用，综合考虑气井生产能务及携液能力要求，探索优化适合苏里格气田的最佳管柱。7.6气举阀排水采气：2010年采气三厂通过10口井气举阀试验，其中桃2-10-20属于修井作业，节流器打捞出后进行气举，其他9口解释有气水层或水层的气井，在井下作业过程中下入气举阀，作业简单，成本低（气举阀每井次两级工作筒及配套气举阀，18000/每套。合计36000元（18000套X2级）7.7对其随压裂管柱下入气举工具的

41、井，因自喷暂时未气举，但随着生产时间的延长，当发现有积液现象，或积液停喷时可直接注气进行排液，将减少修井作业，降低开发成本还可避免因修井过程对地层造成的伤害及提高气井的生产时率。1 7.8第三采气厂近年已购置了数套不同排量的制氮车组，最高工作压力可达27MPa，最高制氮排量为1200m3/h,可作为气举返排、诱喷及积液停喷井排液复产的临时注气气源。对泡沫排水+氮气气举、参考文献气井排水采气/美感詹姆斯.利等著；何顺利等译；北京：石油工业出版社，2009。2 SYT6124-1995气举排水采气工艺作法。安装气举阀气井气举阀+制氮车气举提供了方便，降低了成本。7.9苏里格气田近几年利用的各类排水采气都取得了一定的效果，泡沫排水采气是一种常规简便成本低的措施，但随关苏里格气田不断开发，速度管柱、气举阀排水采气试验对地层产水、地藏复杂的气井有推广价值。