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摘要：海上油田气井开发后期大多会出水甚至水淹，产量递减严重。通过对排液采气常规配套工艺的工艺原理及技术特点的适应性分析，提出排水采气工艺在国内气田的适应性评价新标准，结合海上油田生产特点，分析海上油田排水采气工艺技术未来发展趋势。
关键词：海上油田 气井水淹 排水采气 适应性评价
前言
海上平台气井在开发中后期时，出水、水淹现象日趋严重，产量递减加快。同时，由于平台场地受限，很多常规采气工艺实施困难。目前，通过国内学者研究，逐步形成了以泡排、优选管柱、气举、电潜泵排液为主体的常规排采工艺。为了使出水气井开发更加经济、科学、合理，节省作业时间和场地占用面积，需要对排水采气工艺进行系统评价，优选适用条件。
1 常规气井排水采气工艺技术
1.1 泡沫
泡沫排水工艺是从井口加入起泡剂至井底，使井筒内液体变为轻质混合物，并伴随井底气流返至地面。该工艺充分利用地层能量实现排水采气，具有投资成本小、工艺设计简单、现场实用性强的特点。该工艺要求作业过程中加注管柱无穿孔，并对气井流速的控制、药剂类型及加入方式的选择、加注剂量等一系列因素与气井本身条件充分考虑，以达到良好的排液效果。
1.2 气举
气举是目前应用效果最好的工艺之一。它是利用气举阀将高压气体注入停喷井，降低井筒积液流体密度，借助气体能量实现排水采气。具有适用范围广、工作制度已调整等特点，缺點是在海上平台操作过程中，气源稳定性难保证。
实践表明，气举适用于气井助喷及气藏连续强排，排深最大可达5500m，且不受井身情况和腐蚀介质影响。对于日产水低于100m3且已实施气举排水工艺的气井，可开展气举+泡排组合工艺以获得更好的增产效果。
1.3 优选管柱
优选管柱工艺是指适当更换或下入小直径管柱，通过节流原理增大管柱压差，提高气流携液能力。该工艺在海上需要动管柱作业，施工简单，无须额外的动力设备或装置。优选管柱工艺最大井深不宜超过5200m，水气比应小于50m3/104m3，不适用气井高含水或水淹情况。
1.4电潜泵排水采气
电潜泵是海上油田最常用的机采设备。工艺原理是通过电缆连接井下机组，带动多级离心泵，泵机组通过油气分离器使气液有效分离，将气液两相从油套管中返出。电潜泵排液优点是排量大，其主要缺点是前期投资成本过高，产气量大时易产生气锁，日常维保费时费力。该工艺主要用于单井及气藏整体强排水，对易出砂、结垢、高含硫气井适应性较差。
1.5 目前常规工艺适应性评价
目前海上油气田气井常规排水采气工艺的适应条件见下表。
2 新型排水采气工艺技术
2.1 气井涡流排水采气
气井涡流排水采气是意向较新的排水采气工艺，是通过涡流工具改变井筒介质的流动形态，使井筒内流体快速旋转，使垂向紊流转变为螺旋上升的涡旋层流，由于中心流边缘的非流边界也在运动，导致主流体与外流体间较低的差速，由于摩擦力减小，从而降低了剪切力和压降，减小了气体向上运动的摩阻，极大提升了举升效率。该工艺适用于1000m至3500m井深范围，耐高温能力强（最高承受300℃），井斜影响小，主要用于能量充足、含腐蚀介质的气井，由于存在气锁、气蚀风险，检修难度大，目前在海上并未广泛应用。
2.2 同心毛细管技术
同心毛细管排水采气技术可以在线处理井内积液、并处理气井井壁结垢、减缓和抑制井壁腐蚀，原理是在油管内部下入为或的防腐不锈钢连续细管，在气井生产时通过管柱底部的单向阀不间断向井内注入各种化学剂。该工艺解决了常规工艺药剂无法注入到油气层中深的难题。但缺点是需保证化学剂的持续加注，否则可能出现发泡剂与毛细管柱相粘连或管柱结垢等问题。海上油田化学药剂灌容积有限，药剂供应受各种因素影响不能按时保障，且该技术目前主要用于结盐、结蜡严重且产液量小于100m3/d的生产气井，而海上气井主要结垢为水化物，需要注入甲醇等水化物抑制剂，结合药剂成本、消耗速度、船舶运输、药剂罐容积和日常加药工作难度等因素，该工艺在海上的应用仍需优化。该技术国内最大工作井深已达4200m。
3 排水采气技术发展趋势
目前国内针对不同地区气井特点，在高含硫气藏排水采气、集成创新排水采气工具及装备以及水平井排水采气工艺等领域有了长足的发展。针对渤海地区气井生产特点，未来主要会通过创新研发排水采气工具及装备，综合考虑降低作业成本和占地面积，找到真正适合海上油气田气井的高含水治理工艺，并在渤海地区推广，使排水采气工艺不断向可视化、数字化、不动管柱措施方向发展。
4 结论
通过对气井常规排水采气工艺特点及试用条件研究分析，形成了以矿化度、排液量、井深、产液量、井温等为主要参数的适应性评价体系;对介绍了气井涡流排水、同心毛细管等新型工艺原理，并结合海上气井生产特点进行了适应性评价;分析了渤海油田未来排水采气发展方向。
参考文献：
[1]乐宏，唐建荣.排水采气工艺技术[M].北京：石油工业出版社，2011.
[2]杨川东.四川气田排水采气的配套工艺技术及其应用[J].天然气工业，1995，37（3）.37-41.
[3]李农，赵立强，缪海燕.深井耐高温泡排剂研制及实验评价方法[J].天然气工业，2012，32（12）：55-57.
关键词：海上油田 气井水淹 排水采气 适应性评价
前言
海上平台气井在开发中后期时，出水、水淹现象日趋严重，产量递减加快。同时，由于平台场地受限，很多常规采气工艺实施困难。目前，通过国内学者研究，逐步形成了以泡排、优选管柱、气举、电潜泵排液为主体的常规排采工艺。为了使出水气井开发更加经济、科学、合理，节省作业时间和场地占用面积，需要对排水采气工艺进行系统评价，优选适用条件。
1 常规气井排水采气工艺技术
1.1 泡沫
泡沫排水工艺是从井口加入起泡剂至井底，使井筒内液体变为轻质混合物，并伴随井底气流返至地面。该工艺充分利用地层能量实现排水采气，具有投资成本小、工艺设计简单、现场实用性强的特点。该工艺要求作业过程中加注管柱无穿孔，并对气井流速的控制、药剂类型及加入方式的选择、加注剂量等一系列因素与气井本身条件充分考虑，以达到良好的排液效果。
1.2 气举
气举是目前应用效果最好的工艺之一。它是利用气举阀将高压气体注入停喷井，降低井筒积液流体密度，借助气体能量实现排水采气。具有适用范围广、工作制度已调整等特点，缺點是在海上平台操作过程中，气源稳定性难保证。
实践表明，气举适用于气井助喷及气藏连续强排，排深最大可达5500m，且不受井身情况和腐蚀介质影响。对于日产水低于100m3且已实施气举排水工艺的气井，可开展气举+泡排组合工艺以获得更好的增产效果。
1.3 优选管柱
优选管柱工艺是指适当更换或下入小直径管柱，通过节流原理增大管柱压差，提高气流携液能力。该工艺在海上需要动管柱作业，施工简单，无须额外的动力设备或装置。优选管柱工艺最大井深不宜超过5200m，水气比应小于50m3/104m3，不适用气井高含水或水淹情况。
1.4电潜泵排水采气
电潜泵是海上油田最常用的机采设备。工艺原理是通过电缆连接井下机组，带动多级离心泵，泵机组通过油气分离器使气液有效分离，将气液两相从油套管中返出。电潜泵排液优点是排量大，其主要缺点是前期投资成本过高，产气量大时易产生气锁，日常维保费时费力。该工艺主要用于单井及气藏整体强排水，对易出砂、结垢、高含硫气井适应性较差。
1.5 目前常规工艺适应性评价
目前海上油气田气井常规排水采气工艺的适应条件见下表。
2 新型排水采气工艺技术
2.1 气井涡流排水采气
气井涡流排水采气是意向较新的排水采气工艺，是通过涡流工具改变井筒介质的流动形态，使井筒内流体快速旋转，使垂向紊流转变为螺旋上升的涡旋层流，由于中心流边缘的非流边界也在运动，导致主流体与外流体间较低的差速，由于摩擦力减小，从而降低了剪切力和压降，减小了气体向上运动的摩阻，极大提升了举升效率。该工艺适用于1000m至3500m井深范围，耐高温能力强（最高承受300℃），井斜影响小，主要用于能量充足、含腐蚀介质的气井，由于存在气锁、气蚀风险，检修难度大，目前在海上并未广泛应用。
2.2 同心毛细管技术
同心毛细管排水采气技术可以在线处理井内积液、并处理气井井壁结垢、减缓和抑制井壁腐蚀，原理是在油管内部下入为或的防腐不锈钢连续细管，在气井生产时通过管柱底部的单向阀不间断向井内注入各种化学剂。该工艺解决了常规工艺药剂无法注入到油气层中深的难题。但缺点是需保证化学剂的持续加注，否则可能出现发泡剂与毛细管柱相粘连或管柱结垢等问题。海上油田化学药剂灌容积有限，药剂供应受各种因素影响不能按时保障，且该技术目前主要用于结盐、结蜡严重且产液量小于100m3/d的生产气井，而海上气井主要结垢为水化物，需要注入甲醇等水化物抑制剂，结合药剂成本、消耗速度、船舶运输、药剂罐容积和日常加药工作难度等因素，该工艺在海上的应用仍需优化。该技术国内最大工作井深已达4200m。
3 排水采气技术发展趋势
目前国内针对不同地区气井特点，在高含硫气藏排水采气、集成创新排水采气工具及装备以及水平井排水采气工艺等领域有了长足的发展。针对渤海地区气井生产特点，未来主要会通过创新研发排水采气工具及装备，综合考虑降低作业成本和占地面积，找到真正适合海上油气田气井的高含水治理工艺，并在渤海地区推广，使排水采气工艺不断向可视化、数字化、不动管柱措施方向发展。
4 结论
通过对气井常规排水采气工艺特点及试用条件研究分析，形成了以矿化度、排液量、井深、产液量、井温等为主要参数的适应性评价体系;对介绍了气井涡流排水、同心毛细管等新型工艺原理，并结合海上气井生产特点进行了适应性评价;分析了渤海油田未来排水采气发展方向。
参考文献：
[1]乐宏，唐建荣.排水采气工艺技术[M].北京：石油工业出版社，2011.
[2]杨川东.四川气田排水采气的配套工艺技术及其应用[J].天然气工业，1995，37（3）.37-41.
[3]李农，赵立强，缪海燕.深井耐高温泡排剂研制及实验评价方法[J].天然气工业，2012，32（12）：55-57.