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全面打响大牛地气田持续稳产战役

来源:华北局新闻中心   时间:2017-02-09   阅读量:886

华北油气多措并举,力争使生产井稳产、关停井复产、未投井投产、措施井增产。

“大牛地气田经过十几年的开发,目前已经进入稳产阶段,只有稳产,才能充分释放存量效益,才能实现气田长期可持续发展。”华北油气分公司负责人说。

“按照今年产气计划,我们要使生产井稳产34亿立方米、未投井投产0.19亿立方米、关停井复产0.38亿立方米、措施井增产0.54亿立方米,共计约36亿立方米。并争取‘十三五’年产气稳定在35亿立方米左右。”华北采气一厂主持工作副厂长何云说。

生产井正常确保稳产

大牛地气田拥有正常生产井有1339口。“这部分井基数大,稳定这部分井的产量起到重要的支撑作用。主要依靠泡排做好排水工作,其次是做好合理配产。”华北油气分公司专家吴伟然说。

因气井含水,只有将气井的地层水排出来,气井才能正常生产,如果排水不畅就会影响气产量。经过多年的探索,该厂创新出连续泡排技术,像打点滴一样向气井内连续注入泡排药剂,使气井“少吃多餐”,既避免的药剂浪费,又提高了泡排效果。

做好气井的合理配产,对提高气井全生命周期至关重要。如果配产过高,气井的递减率过快,气井的稳产周期就会缩短。一般直井的配产按自身初期产量的1/5~1/7,而水平井一般配产按初期产能的1/3~1/5,做到“细水长流”。

在夏季,气销售量减少的情况下,对部分气井压力较低的井,优先采取降产保压力措施,甚至关井让气井“休养”;对于产液量大的气井,还不能随意降产,一旦产量过低就会影响带液,因此要保持正常的携液能力,才能保持正常生产。

还有的生产井,生产能力与地质显示不匹配,理论上应该产气多,而实际产气量少,把这种井称为“病态井”,包括砂堵井、积液井、结垢井三种,会不同程度影响气产量。

对于砂堵井,会造成气路不畅,影响气产量,有些还伴随着出砂,随着产量高,出砂量大,会给管线造成安全隐患。解决措施,一是通过降低产量,减少出砂;二是通过实施连续油管负压冲砂作业,使其恢复正常生产。

还有一种油套不连通大管柱的积液井,产量不高,携液能力较弱,不能建立油压环空系统,对于这种井,下入小直径的速度管,重新建立起循环系统,可以连续做泡排。同时,油管的直径变小后,气井携液能力就会增强。

对于结垢的井,会造成油管气道变细,影响产量,他们采取加注药剂的方法溶解结垢。今年,他们计划使用暂堵剂封堵井筒下部进入地层的通道,等药剂充分溶解油管内的结垢后,暂堵剂即可自行溶解。还有一种办法是利用连续油管携带钻头,直接铲除结垢,效果较好。

关停井复产复出效益

“所谓的关停井,就是因井内严重积液造成水淹,出砂严重被迫关停,还有并管井,是因进入气站的两口气井合并用一根管线,造成压力低的一口井无法生产。”吴伟然说。

该厂根据水淹井不同情况分别采取相应的复产措施。针对部分水平井油管尺寸大、油套不连通的情况,他们采取下入小尺寸的连续油管,建立循环通道,利用气举作业,把液举出来。如果油套本来是联通的,就直接利用气举作业气举。

还有一些井,气量小,水量较大,反复出现水淹,稳产时间短,气举成本高,他们计划利用油田闲置的抽油机进行机抽排水。

气举有两种形式,一种是压缩天然气气举,成本相对较低,是目前气田广泛使用的方法;另一种是液氮气举,针对气产量高,积液量较大的水淹井,效率高,见效快。

还有两种零成本的办法,只需倒换一下几个阀门,一是利用气井本身压力进行环空激动把积液排出来,另一种是利用气站其他高压井,对水淹井实施邻井高压气举。

去年,该厂通过对方案内68口和方案外55口水淹井进行复产,年累计增气1.6亿立方米。今年又排查出32口继续实施水淹井复产,预计日复产18万立方米。

针对出砂井,随气量增加,出砂量将增加,会对输气管线造成刺漏,存在较大隐患,不得不关井。去年,气田内有一口出砂严重的井,日产气量达2万立方米,出砂量较大,将管壁都打薄了,必须关井。治理的措施还是采取连续油管负压冲砂的办法,将井内的砂冲出来,恢复生产。

并管井造成的关停,需要敷设单独的输气管线,或进行优化组合管线。

未投井投产盘活资源

“气田早年施工的探井、评价井,当初没有建集气站,离集气站有的几十公里,无法接入气站生产,形成了未投产井。”吴伟然说。

2016年,该厂排查出具有生产潜力的未投产井47口,已投产的4口收到良好效果,其中D65井原来距最近的集气站也有几十公里,65号集气站建成后,距该站仅2公里,接入该站后,日产气2万立方米。

还有一些井因工农关系、地理环境等复杂因素,不能接入站进行生产,至去年已累计150气井不能及时接入管线、释放产能,造成存量资源的浪费。该厂与分公司气田建设前线指挥部联合攻关,倒排解决问题的时间节点,2015年完成了40余口井单井管线敷设,使长期停待井“上岗”产气。

去年,他们进一步推进未投产井管线接入工作,排查出难度较大的25口井进行攻关。负责协调工作人员,采取机制灵活的思维方法与当地政府、村民沟通,按节点完成了这批井的单井管线敷设,每天恢复产能30万立方米。

另外,对其中一些边缘的气井,或者地处湖泊,敷设单井管线成本巨大的气井,他们利用CNG、LNG回收设备现场回收。厂里陆续对6口气井进行井口天然气回收,其中两口井在湖泊区域内,无法实施管线敷设,通过现场LNG回收,去年已回收气500余万立方米。

“近两年,对排查出来的82口未投产疑难井实现了接进气站,去年底全部盘活,累计恢复产能80余万立方米,2016年贡献1个多亿立方米的气产量。”气田指挥部主任陈英毅说。

措施井增产释放效益

“措施井作业主要是针对生产时间长,现在产量已经比较低的这部分老井。”吴伟然说。

大牛地上古生界拥有7套气层,开发早期打开的都是较好层位,目前已生产10多年,产气量逐年降低,而其他有潜力的层位还没贡献效益。

“挖潜这部分井,可以用较少的投入,释放丰厚的存量效益,2014年之前,我们累计做过28口井措施作业,花费4000多万元,增气1.7亿立方米,收效达2.2亿元。”吴伟然说。

去年,华北油气分公司研究院做过统计,目前气田内仍有400余口井800多层具有较大潜力,这些井层大概累计无阻流量之和1000多万立方米,日配产按1/6计算,日产气也可达近200万立方米。

下一步,该厂将从从经济、安全、难易程度等几个方面做综合评价,先易后难,排队优选,组建专业的措施作业队伍,分期逐步对低效井实施治理。

措施井主要是转层压裂改造,今年计划实施23口井;针对井筒有严重故障的气井实施大修16口;对大油管不连通井和大尺寸油管井更换小管柱30口,总共计划实施措施作业井69口,年增气预计达6200万立方米。

“实施一口井单井费用按150万元计算,也比新施工一口井节省1000多万元。”何云说。

为确保气田“十三五”期间稳产,他们通过分析研究资源储量分布,继续挖潜部分井采气程度没有波及到的区域,再部署一批加密井;或者在水平井旁边,再部署一口不同层位的反向水平井,争取再获得1亿立方米的气量。

同时,他们还规划出更长远的稳产计划,继续深化研究下古生界风化壳储层,该储层已探明储量650亿立方米,一旦压裂技术以及除硫工艺技术的运用成熟,下古生界将成为“十四五”期间气田稳产的接替阵地。(记者  马献珍    通讯员  刘洋  付豫蓉  贾春晓)

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