论文部分内容阅读
【摘要】建评7井是位于建南构造南高点长兴生物礁上的一口无人值守气井，该井投产时产量达3.5×104m3/d，之后经常出现堵塞情况，且经过历次作业，气井井下作业水聚集，很难依靠气井自身能量带出，严重影响生产。利用井场实际条件，并结合气井自身情况，实施了一系列的工艺措施，成功使该井产能恢复到原有水平，也为其他相同情况的气井提供了参考依据。
【关键词】建评7井 作业水 堵塞 复合措施 恢复产能
建评7井位于南高点长二生物滩气藏的主体部位，初期对长兴组井段4244.21～4380.0米进行大型酸压后测试产量为6.65×104m3/d。2008年10月投入生产，日产气3×104m3/d，由于井下经常发生水合物堵塞，不能正常生产，后换管柱，再次开井生产，日产气0.4×104m3。2011年8月对建评7井长二段开展了措施改造，经过积极治理，压力和产量得到一定提高，日产气量提高至1.2×104m3/d，左右，但相较初期的生产情况，产能仍较低，并且时常发生水合物堵塞。
1 分析影响产能原因
1.1 井下作业水残余
建评7井2011年10月进行酸压，入井总液量为415.7m3，而之前历次作业滞留井下的作业液为472.1m3，井下总液量达到887.8m3。
酸压后采取连续油管注氮诱喷排液，2011年11月接井，井下仍有321.3m3作业水待排，这些作业水在井筒中大量聚集，造成井筒积液，形成较高的油套压差，导致气井产能下降，且这些作业水中有大量胶凝剂，这些物质易堵塞储层孔隙喉道、吸附在油管壁上，影响储层孔渗性、堵塞油管，导致建评7井产能下降。
12 堵塞情况时常发生
天然气生产时的节流降压会使气流温度急剧降低，这时如果气流的温度低于露点以下，就会形成天然气水合物。建评7井由于处于海拔1700m3的山顶，昼夜温差较大，冬季气温低，且含硫量较高，使露点较高，所以极易导致“水合物堵塞”的发生。截至2009年5月14日共发生水合物堵塞23次，其中井堵16次，管线堵塞7次，连续生产时间长十几天，短则几小时。
2009年10月，对该井进行更换生产管柱作业，发现管柱中余存大量污物，这也是导致建评7井频繁堵塞的原因。
开井生产后，堵塞情况仍较频繁，2011年11月至2012年11月，共发生堵塞24次，其中井筒堵塞15次，管线堵塞9次，经过软件计算，当井口的压力在10MPa以上时，若环境气温低于20℃，则会在该井井深（垂深） 400m处形成水合物，而由于注醇管线只能向油套环空加注，无法直接加注到井口，一般只有发生堵塞后采取人工直接向井口加注甲醇并放喷的方式解堵，费时费力，无法及时防治堵塞，严重影响气井产能。
2 恢复产能措施选择2.1 排出作业水措施
作业水的排出方式一般有以下几种，一是利用气井自身的能量将作业水随气流带出，这种方式可以辅助一定的泡排剂提高效果，需要气井自身能量充足；二是利用连续油管注氮诱喷排液，这种方式排液效果差异较大，且成本较高；三是利用增压设备排液，这种方式成本高，耗电量大。
建评7井是一口无人值守井，无电源，只有一口临井的实际情况，决定采取利用气井自身能量并辅助泡排剂排液的方式带出井下作业水。我们筛选得出以下几种措施：
（1）利用建评7井井口流程进行放喷，让井下积液在地层能量的作用下随着气体被带出。
（2）直接将天然气导入现有生产流程生产，由生产井站进行提产带液。
（3）结合临井压力较高的情况，利用该井向建评7井套管注气气举，提高井下能量，采取气举、泡排、大排量放喷复合工艺带液。
在建评7井现场对这几种措施进行了实践，我们发现：采取措施（1）时：
放喷时火焰较小，能量不足，放喷口未发现泡沫液，作业水无法顺利到达井口，达不到带液目的。采取措施（2）时：导入流程进行提产带水，发现油压下降较快，油套压差值较大，且泡沫液可能影响天然气净化站的正常运行。采取措施（3）时：
既解决了建评7井压力不足，无发带出井底积液的问题，也解决了泡沫液进入流程影响净化站的问题，恢复了气井的产能。所以措施（3）被选中为建评7井的带液措施。2.2 解决堵塞措施
解决天然气井生产堵塞的一般措施就是通过加温或加注抑制剂降低水合物形成露点，而建评7井所采用的就是加注抑制剂（甲醇）的方式防止水合物堵塞。原有的加注流程是将甲醇加注到油套换空中，甲醇进过油套环空雾化后，随气流由油管带出，但实际情况则是油套环空中有大量积液，甲醇若从油套环空加注，则会被积液封死，无法进入生产管线，起不到防治水合物堵塞的作用。
为此我们将注醇管线重新设计，在井口添加了一条专门向油管中加注甲醇的注醇管线，使在生产时甲醇可以随气流进入输气管线防止管线水合物堵塞，而在井筒堵塞，气流量减小时又可通过重力流入井筒，防治堵塞。
为解决因生产压力较高而导致压降节流堵塞的问题，我们通过制定相应的生产制度，当压力高于10MPa时，则进行井口放喷降低压力，之后采取较高配产，保证井口压力在6-7MPa左右生产。
3 措施效果分析
（1）采取每周一次的复合措施排出作业水。通过复合措施的数次实施，截止2012年4月30日，该井的套压由接井时的5MPa恢复至14MPa，油套压差由接井时的4-5MPa，降低至1MPa以内，产量已上升至2.5×104m3/d，产能恢复效果显著。
（2）制定该井降压生产的生产制度。保持该井井口压力在10MPa以下，避免了在高压高产下极易出现的降压节流现象，截止2012年11月该井的产量由2.5×104m3/d上升至3.5×104m3/d左右，较2011年平均三个月增产近200余万方天然气，产能得到了极大提升。
（3）摸索建评7井甲醇加注制度，成功减少了建评7井的堵塞次数，使原来连续生产十几天或数小时改变为连续生产近两个月，大大提高了该井的生产时率。
通过实施一系列的复合措施，成功解决了建评7井井下作业水聚集、气井生产经常发生水合物堵塞等影响产能因素，使该井的产能恢复到了投产时的水平，也为其他情况类似的气井，提供了解决办法的参考依据。
【关键词】建评7井 作业水 堵塞 复合措施 恢复产能
建评7井位于南高点长二生物滩气藏的主体部位，初期对长兴组井段4244.21～4380.0米进行大型酸压后测试产量为6.65×104m3/d。2008年10月投入生产，日产气3×104m3/d，由于井下经常发生水合物堵塞，不能正常生产，后换管柱，再次开井生产，日产气0.4×104m3。2011年8月对建评7井长二段开展了措施改造，经过积极治理，压力和产量得到一定提高，日产气量提高至1.2×104m3/d，左右，但相较初期的生产情况，产能仍较低，并且时常发生水合物堵塞。
1 分析影响产能原因
1.1 井下作业水残余
建评7井2011年10月进行酸压，入井总液量为415.7m3，而之前历次作业滞留井下的作业液为472.1m3，井下总液量达到887.8m3。
酸压后采取连续油管注氮诱喷排液，2011年11月接井，井下仍有321.3m3作业水待排，这些作业水在井筒中大量聚集，造成井筒积液，形成较高的油套压差，导致气井产能下降，且这些作业水中有大量胶凝剂，这些物质易堵塞储层孔隙喉道、吸附在油管壁上，影响储层孔渗性、堵塞油管，导致建评7井产能下降。
12 堵塞情况时常发生
天然气生产时的节流降压会使气流温度急剧降低，这时如果气流的温度低于露点以下，就会形成天然气水合物。建评7井由于处于海拔1700m3的山顶，昼夜温差较大，冬季气温低，且含硫量较高，使露点较高，所以极易导致“水合物堵塞”的发生。截至2009年5月14日共发生水合物堵塞23次，其中井堵16次，管线堵塞7次，连续生产时间长十几天，短则几小时。
2009年10月，对该井进行更换生产管柱作业，发现管柱中余存大量污物，这也是导致建评7井频繁堵塞的原因。
开井生产后，堵塞情况仍较频繁，2011年11月至2012年11月，共发生堵塞24次，其中井筒堵塞15次，管线堵塞9次，经过软件计算，当井口的压力在10MPa以上时，若环境气温低于20℃，则会在该井井深（垂深） 400m处形成水合物，而由于注醇管线只能向油套环空加注，无法直接加注到井口，一般只有发生堵塞后采取人工直接向井口加注甲醇并放喷的方式解堵，费时费力，无法及时防治堵塞，严重影响气井产能。
2 恢复产能措施选择2.1 排出作业水措施
作业水的排出方式一般有以下几种，一是利用气井自身的能量将作业水随气流带出，这种方式可以辅助一定的泡排剂提高效果，需要气井自身能量充足；二是利用连续油管注氮诱喷排液，这种方式排液效果差异较大，且成本较高；三是利用增压设备排液，这种方式成本高，耗电量大。
建评7井是一口无人值守井，无电源，只有一口临井的实际情况，决定采取利用气井自身能量并辅助泡排剂排液的方式带出井下作业水。我们筛选得出以下几种措施：
（1）利用建评7井井口流程进行放喷，让井下积液在地层能量的作用下随着气体被带出。
（2）直接将天然气导入现有生产流程生产，由生产井站进行提产带液。
（3）结合临井压力较高的情况，利用该井向建评7井套管注气气举，提高井下能量，采取气举、泡排、大排量放喷复合工艺带液。
在建评7井现场对这几种措施进行了实践，我们发现：采取措施（1）时：
放喷时火焰较小，能量不足，放喷口未发现泡沫液，作业水无法顺利到达井口，达不到带液目的。采取措施（2）时：导入流程进行提产带水，发现油压下降较快，油套压差值较大，且泡沫液可能影响天然气净化站的正常运行。采取措施（3）时：
既解决了建评7井压力不足，无发带出井底积液的问题，也解决了泡沫液进入流程影响净化站的问题，恢复了气井的产能。所以措施（3）被选中为建评7井的带液措施。2.2 解决堵塞措施
解决天然气井生产堵塞的一般措施就是通过加温或加注抑制剂降低水合物形成露点，而建评7井所采用的就是加注抑制剂（甲醇）的方式防止水合物堵塞。原有的加注流程是将甲醇加注到油套换空中，甲醇进过油套环空雾化后，随气流由油管带出，但实际情况则是油套环空中有大量积液，甲醇若从油套环空加注，则会被积液封死，无法进入生产管线，起不到防治水合物堵塞的作用。
为此我们将注醇管线重新设计，在井口添加了一条专门向油管中加注甲醇的注醇管线，使在生产时甲醇可以随气流进入输气管线防止管线水合物堵塞，而在井筒堵塞，气流量减小时又可通过重力流入井筒，防治堵塞。
为解决因生产压力较高而导致压降节流堵塞的问题，我们通过制定相应的生产制度，当压力高于10MPa时，则进行井口放喷降低压力，之后采取较高配产，保证井口压力在6-7MPa左右生产。
3 措施效果分析
（1）采取每周一次的复合措施排出作业水。通过复合措施的数次实施，截止2012年4月30日，该井的套压由接井时的5MPa恢复至14MPa，油套压差由接井时的4-5MPa，降低至1MPa以内，产量已上升至2.5×104m3/d，产能恢复效果显著。
（2）制定该井降压生产的生产制度。保持该井井口压力在10MPa以下，避免了在高压高产下极易出现的降压节流现象，截止2012年11月该井的产量由2.5×104m3/d上升至3.5×104m3/d左右，较2011年平均三个月增产近200余万方天然气，产能得到了极大提升。
（3）摸索建评7井甲醇加注制度，成功减少了建评7井的堵塞次数，使原来连续生产十几天或数小时改变为连续生产近两个月，大大提高了该井的生产时率。
通过实施一系列的复合措施，成功解决了建评7井井下作业水聚集、气井生产经常发生水合物堵塞等影响产能因素，使该井的产能恢复到了投产时的水平，也为其他情况类似的气井，提供了解决办法的参考依据。