劉麗萍(中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采氣廠作業(yè)四區(qū) 陜西 718500)

一、泡沫排水采氣技術(shù)綜述

泡沫排水采氣是針對(duì)產(chǎn)水氣田開發(fā)而研究的一項(xiàng)助采工藝技術(shù)，具有易于實(shí)施、收效快、成本低、不影響生產(chǎn)等特點(diǎn)，在產(chǎn)水氣井中得到廣泛的應(yīng)用。

通過油管環(huán)空向井底積液中加入起泡劑，起泡劑降低氣液表面張力，在井底產(chǎn)氣的攪動(dòng)下，產(chǎn)生具有一定穩(wěn)定性的泡沫。油管內(nèi)滑脫沉積的液相變?yōu)榕菽杆俑淖冇凸軆?nèi)低部位流體的相對(duì)密度，連續(xù)生產(chǎn)的氣相驅(qū)替泡沫流出井筒，逐步實(shí)現(xiàn)油管內(nèi)的氣液結(jié)構(gòu)的連續(xù)分布，且降低油管內(nèi)混合流體的密度，從而減少井底回壓，提高氣體舉升能力，使得氣井生產(chǎn)得到部分恢復(fù)或完全恢復(fù)。

二、現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果分析

1.泡沫排水采氣試驗(yàn)氣井的選取

結(jié)合作業(yè)X區(qū)氣井生產(chǎn)特點(diǎn)，將攜液困難且以往加注泡排劑氣井后但效果不明顯氣井進(jìn)行篩選，選取A井、B井作為此次試驗(yàn)對(duì)象。

其中，A井投產(chǎn)日期為2003年11月22日，無阻流量為10.3787×104m3/d，隨著投產(chǎn)年限的增加，由起初的連續(xù)性產(chǎn)水到后來的間歇性出水，水氣比波動(dòng)大；目前配產(chǎn)為2×104m3/d，為連續(xù)生產(chǎn)氣井。關(guān)井恢復(fù)壓力后開井生產(chǎn)時(shí)，油套壓下降快，油套差壓增大，差壓最大時(shí)為2.40Mpa，說明存在積液現(xiàn)象。

B井投產(chǎn)日期為2000年11月11日，無阻流量29.7469×104m3/d，隨著生產(chǎn)年限的增加，產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量逐漸減少，水氣比降低；目前配產(chǎn)為5×104m3/d，為連續(xù)生產(chǎn)氣井、間歇性連續(xù)性出水，開井生產(chǎn)時(shí)，油套壓緩慢下降，產(chǎn)氣量逐漸降低，針閥全開生產(chǎn)亦無法達(dá)到配產(chǎn)要求，說明存在積液現(xiàn)象。

2.起泡劑性能

棒體的直徑為38mm，棒體的長(zhǎng)度為400mm，最小能降到0.70g/cm3。這種空心的排液棒入井后，由于密度小于1.0g/cm3，在油管內(nèi)會(huì)較長(zhǎng)時(shí)間的漂浮在井底的水面上，并溶解于水，在氣流的沖擊下產(chǎn)生泡沫，降低井內(nèi)液體密度，達(dá)到泡沫排水目的。由于該類泡排助劑溶解速率較低，在井內(nèi)緩慢溶解，瞬時(shí)濃度不是太高，對(duì)消泡工藝要求不是太嚴(yán)格。

泡排棒適用于日產(chǎn)水量小于3000L、井溫低于110℃的氣水井，適應(yīng)水質(zhì)礦化度20萬ppm以下。

3.起泡劑加注方式選擇

由于條件限制，選取從井口7#測(cè)試閥門投放排液棒，利用其自身重力下落與液體充分接觸的方法。

4.泡排效果分析

（1）A井試驗(yàn)效果分析

A井投產(chǎn)日期為2003年11月22日，無阻流量為10.3787×104m3/d，目前配產(chǎn)為2×104m3/d，為連續(xù)生產(chǎn)氣井、間歇性出水。該井從2010年9月-12月進(jìn)行間斷性泡沫排水采氣試驗(yàn)，通過極限油套差壓分析法，優(yōu)化泡排棒加注時(shí)機(jī)進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，詳細(xì)試驗(yàn)數(shù)據(jù)見附表1。由附表1可知，泡排期間，當(dāng)泡排棒加注時(shí)機(jī)選取適當(dāng)時(shí)，日產(chǎn)氣為1.8-2.0×104m3/d，日均產(chǎn)液量為0.25-1.5m3，與試驗(yàn)前相比，油套差壓可降低0.6-0.8Mpa；當(dāng)排液棒投放量為3根時(shí)效果不佳，投放量為4根時(shí)效果較明顯；與09年同期相比，采氣時(shí)率提高16%，增產(chǎn)氣量30.1×104m3，泡排效果較明顯。

由試驗(yàn)前后產(chǎn)氣、產(chǎn)水量以及油套差壓變化可知，當(dāng)油套差壓為2.20Mpa時(shí)，加注泡排棒為最佳加注時(shí)機(jī)。

（2）B井試驗(yàn)效果分析

B井投產(chǎn)日期為2000年11月11日，無阻流量29.7469×104m3/d，目前配產(chǎn)為5×104m3/d，為連續(xù)生產(chǎn)氣井。該井從2010年11月-12月進(jìn)行間斷性泡沫排水采氣，通過極限油套差壓分析法，優(yōu)化泡排棒加注時(shí)機(jī)進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，詳細(xì)試驗(yàn)數(shù)據(jù)見附表2。由附表2可知，泡排期間，當(dāng)泡排棒加注時(shí)機(jī)選取適當(dāng)時(shí)，日產(chǎn)氣為3.5-4.3×104m3/d，日均產(chǎn)液量為0.4-1.0m3；從泡排棒投放的不同量來看，泡排效果差異暫不明顯。與試驗(yàn)前相比，油套差壓可降低0.4Mpa，加注排液棒后產(chǎn)水量明顯增大，產(chǎn)氣量也上升，效果較明顯。

由試驗(yàn)前后產(chǎn)氣、產(chǎn)水量以及油套差壓變化可知，當(dāng)油套差壓為0.4-1.2Mpa時(shí)，加注泡排棒為最佳加注時(shí)機(jī)。

結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1.A井油套差壓在2.20Mpa時(shí)，在井口加排液棒后關(guān)井恢復(fù)壓力，油套差壓減小，試驗(yàn)效果較明顯。

2.B井油套差壓在0.4-1.2Mpa時(shí)，加注周期6-7天。在井口投放4根排液棒關(guān)井恢復(fù)壓力后開井生產(chǎn)，油套差減小，試驗(yàn)效果較明顯。由于G13-14井注醇方式為油管注醇，進(jìn)入冬季后為抑制水合物的形成加注甲醇過程中，甲醇量對(duì)泡排棒的氣泡、排水效果有一定的影響。

3.由于A井與B井都是某站氣井，站內(nèi)無消泡劑流程，為不影響脫水撬正常運(yùn)行，在進(jìn)行泡排試驗(yàn)時(shí)，加注時(shí)機(jī)做了適當(dāng)調(diào)整，對(duì)試驗(yàn)數(shù)據(jù)的分析造成一定的影響，有待進(jìn)一步開展試驗(yàn)進(jìn)行跟蹤。

4.氣井在冬季生產(chǎn)中，為抑制水合物的形成會(huì)加注甲醇，而甲醇本身具有消泡作用，特別是對(duì)一些油管注醇?xì)饩?，?huì)導(dǎo)致泡排棒投入油管掉入井底產(chǎn)生的泡沫穩(wěn)定性變差，對(duì)排水采氣效果造成一定的影響，建議在開展泡沫排水采氣試驗(yàn)過程中，開展起泡劑抗甲醇消泡作用試驗(yàn)研究。

[1]喻平仁等.泡沫排水采氣的礦場(chǎng)應(yīng)用和認(rèn)識(shí)【J】.天然氣工業(yè)，1984,4（1）.

[2]張書平等.低壓低產(chǎn)氣井排水采氣工藝技術(shù)【J】.天然氣工業(yè)，2005,25（4）.

附表1：A氣井泡排加注制度表

10 A 4根7.40-3 1地面注醇2.05.801.15.6007.407.206.806.807.607.807.401.207.800-135.607.601.42.01.8 A 1.60010-200.13根地面注醇1.201.6 A 1.9-4 12.01.900.254根A 2.01.07.801.65.6000.254根6.801.80地面注醇2.201.2 0.95.6007.800.611-225.604根2.01-16 A 2.0地面注醇5.607.401.1地面注醇地面注醇A 2.00.31.51.8125.805.605.605.605.805.605.60-111 A 1.602.202.001.202.202.201.801.801.601.71.24根1.1004根地面注醇

附表2:B氣井泡排加注制度表

B 5.427.3211-1311-1911-2512-312-1412-2012-260.95.05.200.9 B 6.40 B 5.805.01.73.52.74.05.00.40.480.91.90 1.60 0.60 0.40 1.20 0.40 0.205.806.807.20 6.80 6.40 6.40 6.60 6.60 6.006.001.00 1.00 0.20 0.80 0.60 0.60 0.406.201.62.2 B 6.805.05.00.80.66.403.64.35.60 B 5.05.05.806.20 5.80 6.20 5.60 6.00 6.00 5.602.01.95.600.61.93.701.72.601.0 B 0.48 B 00.45根 3根 4根 4根 4根 4根 4根地面注醇 油管注醇 油管注醇 油管注醇 油管注醇 油管注醇 油管注醇