智能决策系统与排液采气技术一体化研究

时间：2024-11-07

黄万书刘通袁剑姚麟昱倪杰杜洋

1. 中国石油化工股份有限公司西南油气分公司石油工程技术研究院, 四川德阳 618000; 2. 中国石油化工股份有限公司西南油气分公司采气一厂, 四川德阳 618000

0 前言

中江气田沙溪庙组储层属于低渗透、致密砂岩储层,平均埋深2 456 m,普遍采用水平井或大斜度井开发。目前油压低于4 MPa的气井数已占总井数的87%,平均单井产气1.378 1×104m3/d,平均单井产液0.35 m3/d,高含凝析油,普遍需要排液采气维持稳产[1]。通过多年攻关,该气田形成了泡排为主[2-4]、气举为辅[5-6],多种排液采气工艺相结合[7-10]的采气工艺体系,但是气井积液预警不及时、排采介入滞后、劳动强度大、制度优化难等问题制约着排采工艺的发展,如何全局谋划、高效应用、效益开发成为迫切需要。随着自动化装置的研究和发展,目前苏里格气田、长庆气田等已应用了智能泡排装置[11-14]、智能柱塞装置[15-18],取得了良好的排液和稳产效果。针对中江气田,部分学者[19-20]前期对井筒多相流模型以及积液规律有了初步认识,但无法利用在线采集的油压、套压、产气量、产水量等生产数据直接实现对积液程度的准确判断,无法确定合理的排采工艺介入时机,因此使用智能排水采气装置并形成包含技术和经济多指标的智能决策评价体系至关重要。

1 排液采气工艺优选

1.1 气井积液程度识别与介入时机

收集了中江气田2013-2018年期间开展过的21井次井底流压测试数据,测试期间的油压2.4～29.4 MPa,套压2.9～29.6 MPa,产液量0.06～2.00 m3/d,产气量0.028 8×104～6.400 9×104m3/d,数据覆盖了中江气田大多数气井的产量范围。随后引入持液率的概念,即气液两相流动中,液体所占单位管段容积的份额。基于气液两相管流基本方程,结合气液高压物性计算,将沿井深的压力分布数据处理为沿井深的持液率分布数据,将气井分为三类,见图1。

建立了中江气田气井积液程度3级分类标准:第一类为“线型”连续携液井;第二类为“滑脱型”轻度积液井;第三类为“分段型”重度积液井。在气井分类的基础上,基于在线采集的产气量、产液量、油压、套压等动态数据及后台输入的井深、管径等静态数据,利用计算机编程,建立了多指标的井筒积液数字综合识别方法,见图2。对中江气田158口井开展积液诊断,正确率92.4%。结果表明:中江气田无积液井47口,占比29.7%;轻度积液井79口,占比50%;重度积液井32口,占比20.3%。当气井发生轻度积液时,亟需排液采气。

b)轻度积液井 b)Mild effusion well

c)重度积液井 c)Serious liquid loading well

图2 中江气田气井数字在线积液诊断示意图Fig.2 Digital online effusion diagnosis of gas wells of Zhongjiang Gas-field

1.2 积液井排液工艺优选

针对气井普遍“低压、低产、小液量”的特点,形成了以泡沫排液、柱塞气举、速度管柱、井间气举为主的排液采气技术系列,支撑了气田稳产,各工艺的选井原则、优缺点见表1。

各类排液采气工艺经济性与局限性分析见表2。其中1 m3气消耗成本表示使用某种排采工艺的所有气井年累计增产气量与年累计成本之比;泡沫排液单井成本综合考虑了药剂成本、人工操作与排液作业成本、车辆折旧费等;井间气举、柱塞气举、槽车气举等气举工艺单井作业成本考虑流程改造费用、人工操作费、车辆及设备费等;速度管柱工艺单井作业成本考虑了材料消耗及施工作业承包费等。结合工艺应用界限和经济性分析,以产气量和套压为坐标,将中江气田排液采气工艺气井分为8类,对不同类别的气井制定针对性措施,见图3,实现气井的精细管理,提高措施有效率。

表1 常规排水采气工艺选井原则及适应性表

表2 中江气田排液采气工艺经济性与局限性分析表

图3 中江气田气井分类管理图Fig.3 Gas well classification management of Zhongjiang Gas-field

2 智能决策系统建立

对于含油率<40%的气井,可采取常规排液采气措施,在积液过渡期间采用常规泡排间歇加注,在轻度积液期间采用常规泡排为主、气举为辅的排液手段,在重度积液阶段采取间开、提喷或复合举升工艺。对于含油率>40%的气井,需要采用抗油泡排工艺(抗油泡排剂、掺稀泡排)、清洁排采工艺(速度管、柱塞)等。在积液过度期间采用抗油泡排工艺间歇加注,在轻度积液期间优先考虑柱塞可行性,再考虑抗油泡排、气举等措施,在重度积液阶段除了采用常规的间开、提喷、复合工艺,还应重视解油堵、解乳化的工作,中江气田智能排液采气决策系统见图4。

图4 中江气田智能排液采气决策系统图Fig.4 Intelligent drainage gas recovery decision system of Zhongjiang Gas-field

3 智能决策与排采一体化现场应用

3.1 智能泡排工艺

JS 203-7 HF井为四川盆地川西坳陷东部斜坡中江构造一口水平井,造斜点深1 830 m,井内管柱全通径,2 286.9 m 以上为内径62 mm油管,2 286.9 m以下为内径61～62 mm的智能滑套,最上一级封隔器深2 295.58 m。

该井于2018年8月4日投产,截至2018年12月6日,产气量1.341 6×104m3/d,产液量约0.4 m3/d,油压2.65 MPa,套压4.59 MPa,输压2.61 MPa,产气量递减率达76.00 m3/d。基于气井积液数字诊断技术,判断该井处于轻度积液区,该井数据在采气工艺优选图版中的分布见图5。智能决策系统建议采用成本低、见效快、自动化程度高的排液采气工艺,如智能泡排、智能井间气举。

图5 JS 203-7 HF井数据在采气工艺优选图版中的分布图Fig.5 Data distribution in the gas extraction process optimization plate of JS 203-7 HF well

2019年初开始车注泡排,加注周期3～4 d/次,单次加注量15 kg,加注比例1∶10,泡排后产量递减降至21.43 m3/d,但工人劳动强度较大,加注频率不能满足排液需要。自2019年4月3日,改用注剂装置自动加注,加注周期由3～4 d/次变为2 d/次,油套压差由 1.33 MPa 下降至0.78 MPa,产量递减率由21.43 m3/d下降至15.33 m3/d。6月22日开始根据气井生产情况智能调整泡排加注周期,油套压差进一步由0.78 MPa下降至0.39 MPa,产量递减率由 15.33 m3/d 进一步下降至6.37 m3/d,排液更连续,产气更平稳,见图6。

图6 JS 203-7 HF井智能注剂试验生产曲线图Fig.6 Smart injection test production curve of JS 203-7 HF well

3.2 智能柱塞工艺

JS 104-3 HF为四川盆地川西拗陷一口开发水平井,于2015年12月5日投产,截止2019年1月2日,油压2.4～2.6 MPa,套压2.9～3.7 MPa,输压2.3 MPa,产气量受积液影响较大,在 0.786 9×104～2.866 6×104m3/d 之间波动,平均日产液0.6 m3/d,少量产油,油压与输压基本持平。采用间开生产,一周左右泡排一次,受凝析油影响泡排效果弱,必须结合人工强排,强排后每次出液约0.8 m3。基于气井积液数字诊断技术,判断该井处于轻度积液状态,JS 104-3 HF井数据在采气工艺优选图版中的分布见图7。智能决策系统建议采用成本低、自动化程度高、含油井适应性强的气举排液采气工艺,如智能柱塞气举、智能井间气举。

图7 JS 104-3 HF井数据在采气工艺优选图版中的分布图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井顺利完成了通井、水平井限位器和自膨胀柱塞的投放,水平井直投式限位器成功投放,顺利座放在井斜86.56°。2019年1月3日,完成了智能柱塞井口装置安装和调试,实现了井口油套压数据远传、远程自动控制开关井、实时监测柱塞运行状态、无人值守、远程自动优化柱塞工作制度。虽然本井套压小于4 MPa,但气液比高达 10 000 m3/m3,同样实现了柱塞的高效举升,实现稳定排液,增产天然气 3 000 m3/d,JS 104-3 HF井柱塞高效运行曲线见图8。

图8 JS 104-3 HF井柱塞高效运行曲线图Fig.8 Plug efficient running curve of JS 104-3 HF well