智能決策系統(tǒng)與排液采氣技術(shù)一體化研究

黃萬書 劉 通 袁 劍 姚麟昱 倪 杰 杜 洋

1. 中國石油化工股份有限公司西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院, 四川 德陽 618000; 2. 中國石油化工股份有限公司西南油氣分公司采氣一廠, 四川 德陽 618000

0 前言

中江氣田沙溪廟組儲層屬于低滲透、致密砂巖儲層,平均埋深2 456 m,普遍采用水平井或大斜度井開發(fā)。目前油壓低于4 MPa的氣井?dāng)?shù)已占總井?dāng)?shù)的87%,平均單井產(chǎn)氣1.378 1×104m3/d,平均單井產(chǎn)液0.35 m3/d,高含凝析油,普遍需要排液采氣維持穩(wěn)產(chǎn)[1]。通過多年攻關(guān),該氣田形成了泡排為主[2-4]、氣舉為輔[5-6],多種排液采氣工藝相結(jié)合[7-10]的采氣工藝體系,但是氣井積液預(yù)警不及時(shí)、排采介入滯后、勞動(dòng)強(qiáng)度大、制度優(yōu)化難等問題制約著排采工藝的發(fā)展,如何全局謀劃、高效應(yīng)用、效益開發(fā)成為迫切需要。隨著自動(dòng)化裝置的研究和發(fā)展,目前蘇里格氣田、長慶氣田等已應(yīng)用了智能泡排裝置[11-14]、智能柱塞裝置[15-18],取得了良好的排液和穩(wěn)產(chǎn)效果。針對中江氣田,部分學(xué)者[19-20]前期對井筒多相流模型以及積液規(guī)律有了初步認(rèn)識,但無法利用在線采集的油壓、套壓、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量等生產(chǎn)數(shù)據(jù)直接實(shí)現(xiàn)對積液程度的準(zhǔn)確判斷,無法確定合理的排采工藝介入時(shí)機(jī),因此使用智能排水采氣裝置并形成包含技術(shù)和經(jīng)濟(jì)多指標(biāo)的智能決策評價(jià)體系至關(guān)重要。

1 排液采氣工藝優(yōu)選

1.1 氣井積液程度識別與介入時(shí)機(jī)

收集了中江氣田2013-2018年期間開展過的21井次井底流壓測試數(shù)據(jù),測試期間的油壓2.4～29.4 MPa,套壓2.9～29.6 MPa,產(chǎn)液量0.06～2.00 m3/d,產(chǎn)氣量0.028 8×104～6.400 9×104m3/d,數(shù)據(jù)覆蓋了中江氣田大多數(shù)氣井的產(chǎn)量范圍。隨后引入持液率的概念,即氣液兩相流動(dòng)中,液體所占單位管段容積的份額?；跉庖簝上喙芰骰痉匠?結(jié)合氣液高壓物性計(jì)算,將沿井深的壓力分布數(shù)據(jù)處理為沿井深的持液率分布數(shù)據(jù),將氣井分為三類,見圖1。

建立了中江氣田氣井積液程度3級分類標(biāo)準(zhǔn):第一類為“線型”連續(xù)攜液井;第二類為“滑脫型”輕度積液井;第三類為“分段型”重度積液井。在氣井分類的基礎(chǔ)上,基于在線采集的產(chǎn)氣量、產(chǎn)液量、油壓、套壓等動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)及后臺輸入的井深、管徑等靜態(tài)數(shù)據(jù),利用計(jì)算機(jī)編程,建立了多指標(biāo)的井筒積液數(shù)字綜合識別方法,見圖2。對中江氣田158口井開展積液診斷,正確率92.4%。結(jié)果表明:中江氣田無積液井47口,占比29.7%;輕度積液井79口,占比50%;重度積液井32口,占比20.3%。當(dāng)氣井發(fā)生輕度積液時(shí),亟需排液采氣。

b)輕度積液井 b)Mild effusion well

c)重度積液井 c)Serious liquid loading well

圖2 中江氣田氣井?dāng)?shù)字在線積液診斷示意圖Fig.2 Digital online effusion diagnosis of gas wells of Zhongjiang Gas-field

1.2 積液井排液工藝優(yōu)選

針對氣井普遍“低壓、低產(chǎn)、小液量”的特點(diǎn),形成了以泡沫排液、柱塞氣舉、速度管柱、井間氣舉為主的排液采氣技術(shù)系列,支撐了氣田穩(wěn)產(chǎn),各工藝的選井原則、優(yōu)缺點(diǎn)見表1。

各類排液采氣工藝經(jīng)濟(jì)性與局限性分析見表2。其中1 m3氣消耗成本表示使用某種排采工藝的所有氣井年累計(jì)增產(chǎn)氣量與年累計(jì)成本之比;泡沫排液單井成本綜合考慮了藥劑成本、人工操作與排液作業(yè)成本、車輛折舊費(fèi)等;井間氣舉、柱塞氣舉、槽車氣舉等氣舉工藝單井作業(yè)成本考慮流程改造費(fèi)用、人工操作費(fèi)、車輛及設(shè)備費(fèi)等;速度管柱工藝單井作業(yè)成本考慮了材料消耗及施工作業(yè)承包費(fèi)等。結(jié)合工藝應(yīng)用界限和經(jīng)濟(jì)性分析,以產(chǎn)氣量和套壓為坐標(biāo),將中江氣田排液采氣工藝氣井分為8類,對不同類別的氣井制定針對性措施,見圖3,實(shí)現(xiàn)氣井的精細(xì)管理,提高措施有效率。

表1 常規(guī)排水采氣工藝選井原則及適應(yīng)性表

表2 中江氣田排液采氣工藝經(jīng)濟(jì)性與局限性分析表

圖3 中江氣田氣井分類管理圖Fig.3 Gas well classification management of Zhongjiang Gas-field

2 智能決策系統(tǒng)建立

對于含油率<40%的氣井,可采取常規(guī)排液采氣措施,在積液過渡期間采用常規(guī)泡排間歇加注,在輕度積液期間采用常規(guī)泡排為主、氣舉為輔的排液手段,在重度積液階段采取間開、提噴或復(fù)合舉升工藝。對于含油率>40%的氣井,需要采用抗油泡排工藝(抗油泡排劑、摻稀泡排)、清潔排采工藝(速度管、柱塞)等。在積液過度期間采用抗油泡排工藝間歇加注,在輕度積液期間優(yōu)先考慮柱塞可行性,再考慮抗油泡排、氣舉等措施,在重度積液階段除了采用常規(guī)的間開、提噴、復(fù)合工藝,還應(yīng)重視解油堵、解乳化的工作,中江氣田智能排液采氣決策系統(tǒng)見圖4。

圖4 中江氣田智能排液采氣決策系統(tǒng)圖Fig.4 Intelligent drainage gas recovery decision system of Zhongjiang Gas-field

3 智能決策與排采一體化現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 智能泡排工藝

JS 203-7 HF井為四川盆地川西坳陷東部斜坡中江構(gòu)造一口水平井,造斜點(diǎn)深1 830 m,井內(nèi)管柱全通徑,2 286.9 m 以上為內(nèi)徑62 mm油管,2 286.9 m以下為內(nèi)徑61～62 mm的智能滑套,最上一級封隔器深2 295.58 m。

該井于2018年8月4日投產(chǎn),截至2018年12月6日,產(chǎn)氣量1.341 6×104m3/d,產(chǎn)液量約0.4 m3/d,油壓2.65 MPa,套壓4.59 MPa,輸壓2.61 MPa,產(chǎn)氣量遞減率達(dá)76.00 m3/d?；跉饩e液數(shù)字診斷技術(shù),判斷該井處于輕度積液區(qū),該井?dāng)?shù)據(jù)在采氣工藝優(yōu)選圖版中的分布見圖5。智能決策系統(tǒng)建議采用成本低、見效快、自動(dòng)化程度高的排液采氣工藝,如智能泡排、智能井間氣舉。

圖5 JS 203-7 HF井?dāng)?shù)據(jù)在采氣工藝優(yōu)選圖版中的分布圖Fig.5 Data distribution in the gas extraction process optimization plate of JS 203-7 HF well

2019年初開始車注泡排,加注周期3～4 d/次,單次加注量15 kg,加注比例1∶10,泡排后產(chǎn)量遞減降至21.43 m3/d,但工人勞動(dòng)強(qiáng)度較大,加注頻率不能滿足排液需要。自2019年4月3日,改用注劑裝置自動(dòng)加注,加注周期由3～4 d/次變?yōu)? d/次,油套壓差由 1.33 MPa 下降至0.78 MPa,產(chǎn)量遞減率由21.43 m3/d下降至15.33 m3/d。6月22日開始根據(jù)氣井生產(chǎn)情況智能調(diào)整泡排加注周期,油套壓差進(jìn)一步由0.78 MPa下降至0.39 MPa,產(chǎn)量遞減率由 15.33 m3/d 進(jìn)一步下降至6.37 m3/d,排液更連續(xù),產(chǎn)氣更平穩(wěn),見圖6。

圖6 JS 203-7 HF井智能注劑試驗(yàn)生產(chǎn)曲線圖Fig.6 Smart injection test production curve of JS 203-7 HF well

3.2 智能柱塞工藝

JS 104-3 HF為四川盆地川西拗陷一口開發(fā)水平井,于2015年12月5日投產(chǎn),截止2019年1月2日,油壓2.4～2.6 MPa,套壓2.9～3.7 MPa,輸壓2.3 MPa,產(chǎn)氣量受積液影響較大,在 0.786 9×104～2.866 6×104m3/d 之間波動(dòng),平均日產(chǎn)液0.6 m3/d,少量產(chǎn)油,油壓與輸壓基本持平。采用間開生產(chǎn),一周左右泡排一次,受凝析油影響泡排效果弱,必須結(jié)合人工強(qiáng)排,強(qiáng)排后每次出液約0.8 m3。基于氣井積液數(shù)字診斷技術(shù),判斷該井處于輕度積液狀態(tài),JS 104-3 HF井?dāng)?shù)據(jù)在采氣工藝優(yōu)選圖版中的分布見圖7。智能決策系統(tǒng)建議采用成本低、自動(dòng)化程度高、含油井適應(yīng)性強(qiáng)的氣舉排液采氣工藝,如智能柱塞氣舉、智能井間氣舉。

圖7 JS 104-3 HF井?dāng)?shù)據(jù)在采氣工藝優(yōu)選圖版中的分布圖Fig.7 Data distribution in the gas extraction process optimization plate of JS 104-3 HF well

2018年10月13日,JS 104-3 HF井順利完成了通井、水平井限位器和自膨脹柱塞的投放,水平井直投式限位器成功投放,順利座放在井斜86.56°。2019年1月3日,完成了智能柱塞井口裝置安裝和調(diào)試,實(shí)現(xiàn)了井口油套壓數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳、遠(yuǎn)程自動(dòng)控制開關(guān)井、實(shí)時(shí)監(jiān)測柱塞運(yùn)行狀態(tài)、無人值守、遠(yuǎn)程自動(dòng)優(yōu)化柱塞工作制度。雖然本井套壓小于4 MPa,但氣液比高達(dá) 10 000 m3/m3,同樣實(shí)現(xiàn)了柱塞的高效舉升,實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定排液,增產(chǎn)天然氣 3 000 m3/d,JS 104-3 HF井柱塞高效運(yùn)行曲線見圖8。

圖8 JS 104-3 HF井柱塞高效運(yùn)行曲線圖Fig.8 Plug efficient running curve of JS 104-3 HF well

4 結(jié)論

1)創(chuàng)建了中江氣田氣井積液在線數(shù)字診斷技術(shù),可根據(jù)氣井實(shí)時(shí)生產(chǎn)數(shù)據(jù)輸出積液判斷結(jié)果,自動(dòng)計(jì)算積液高度,自動(dòng)提示氣井積液,正確率92.4%。

2)結(jié)合各類排液采氣工藝的應(yīng)用界限和經(jīng)濟(jì)性分析,建立了基于產(chǎn)氣量和套壓的積液井排液采氣工藝決策系統(tǒng),對不同類型的氣井采取針對性措施,實(shí)現(xiàn)氣井的精細(xì)管理,提高措施有效率。

3)現(xiàn)場應(yīng)用了2口井,實(shí)現(xiàn)智能決策系統(tǒng)、智能泡排工藝、智能柱塞工藝的有機(jī)結(jié)合,JS 203-7 HF井產(chǎn)能遞減率由76.00 m3/d降至6.37 m3/d,JS 104-3 HF井實(shí)現(xiàn)了連續(xù)攜液且日增產(chǎn) 3 000 m3。

4)智能識別氣井積液狀態(tài),智能判斷排采工藝介入時(shí)機(jī),使用智能的排液采氣裝置,工藝參數(shù)智能優(yōu)化,能夠有效降低氣井產(chǎn)量遞減速度,提高最終氣藏采收率。