叢式氣井智能化泡沫排水采氣工藝在延北項目的應用

翟中波 舒笑悅 陳 剛 漆世偉 王 斌 余 潮 王泰基 王睿峰

（1.斯倫貝謝長和油田工程有限公司，陜西 西安 710016；2.電子科技大學成都學院，四川 成都 611731；3.陜西延長石油（集團）有限責任公司油氣勘探公司，陜西 延安 716000；4.斯倫貝謝中國公司，北京 100015）

0 引言

延北項目位于延安市以北，處于鄂爾多斯盆地天然氣富集區的南緣，屬于致密氣項目。產水氣井在生產一段時間后，近井筒地帶地層壓力逐漸減小，生產壓差隨即減小，造成產氣量下降，低于臨界攜液氣量時，天然氣不能正常攜液造成液滴在井筒下部不斷積聚，增大井底流壓，進一步減小氣量，造成氣井積液甚至水淹不能生產［1-3］。

泡排作為一種排水采氣措施，具有作業簡單、易執行、經濟性好和見效快的特點。根據物態分類，起泡劑主要分為泡排棒和泡排劑兩種。其中使用泡排劑作為起泡劑時，投送方式又分為兩種方式：①使用6.35 mm 同心毛細管從油管直接泵至井底；②套管（或油管）泵入靠自重到達井底［4-9］。使用同心毛細管可以直接將起泡劑送至氣層積液位置，見效快，對油套管腐蝕傷害小，但涉及到井筒和井口改造，前期投入大且修井作業復雜后期維保費用高。與之對比，地面泵入依靠自重到達井底的泡排劑加注方式無修井作業、安裝維保簡單，因此陸上油氣田多采用地面加注藥劑的方法。人工單井現場注劑，上井頻繁致用工及車輛設備動用頻次高、工作量大；有一定的安全和人身健康風險；人員車輛現場滯留時間長、作業效率低；受氣候、交通和人為等因素干擾，加藥效率、準確率和保證率較低，作業制度較難落實，預期效果不易保證；單位投資和維護成本高，且無法做到遠程管控和信息化管理。這些弊端成為制約氣田現場生產、技術和安全管理升級的薄弱環節。為了提高泡排注劑效率，不同研究者研制了不同的自動投棒或者注劑裝置［10-12］，根據實際情況引進了叢式氣井智能泡排注劑設備，可以一套設備供多井注劑，降低了設備作業成本，提高泡排注劑的增產效果和效率，實現了遠程管控和信息化管理。

1 理論基礎

儲層流體在從地層進入井筒之后要克服各種壓力損失并在氣流速度大于臨界攜液流速的時候將產出液體帶到地面。根據李閩模型，氣體臨界攜液流速vc為：

式中，vc為氣井臨界攜液流速，m／s；ρL為液體密度，kg／m3；ρG為氣體密度，kg／m3；σ為氣液表面張力，N／m；

泡沫排水采氣的原理就是通過加入起泡劑與積液反應大大降低氣液表面張力σ，借助天然氣的攪動作業形成大量低密度的含水泡沫ρL，（備注：根據文獻數據，表面張力可以降至原值的1／2，變為泡沫狀時液體密度可以降至原值的1／5）［13］，同時減小水氣混相上行中的液體滑脫［14-15］，從而在較低的氣量下產生更好的攜液效果，相當于變相降低了臨界攜液氣量［16-17］。

2 叢式氣井智能泡排注劑系統結構

叢式氣井智能泡排注劑系統［12］32包括高壓柱塞泵、多井選通閥島（換向閥）等關鍵設備和太陽能供電系統、注劑智能控制器、藥劑箱（泡排劑／緩蝕劑／甲醇）等輔助設備組成，裝置的工藝流程圖如圖1所示，其中多路閥用于注劑管路的選通，實現一泵對叢式氣井多個井口的藥劑加注。多路閥出口到各個氣井環空的管線上各安裝有單流閥，作用為只讓泡排劑進入環空，而環空內氣體無法回流入高壓泵，確保智能注劑系統的安全運行。

使用前將泡排劑以及緩蝕劑／甲醇加入相應的藥箱，在遠程控制端的智能泡排控制界面設定注劑量和注劑時間，輸入的指令經由GPRS（General Packet Radio Service，通用分組無線服務技術）被井場無線模塊接收，通過RTU（Remote Terminal Unit，遠程終端單元）處理接收到的指令并自動修改叢式氣井智能注劑裝置內的加注量，如圖2所示的核心控制部件內的RTU 根據加注量及泵排量，計算出相應井的注劑時間，并通過多路閥選擇相應的井，被泵入的泡排劑則沿著相應管線被泵入油套環形空間，在重力作用下沿著套管壁或者油管壁下行至井筒積液位置，與此同時，RTU 將加藥記錄和藥箱剩余液位等數據傳輸到遠程控制終端。

延北項目使用數字化氣田技術（DGF，Digital Gas Field）：單井的油套壓、氣量和溫度數據經過現場傳感器采集之后經過延北數據中心（SCADA）處理之后以Power BI／OFM等方式實時監測氣井的生產狀態并可以自動生成相關報告（圖3）。操作人員結合氣井的實際生產參數（油壓、套壓、氣量、溫度）及時調整注劑量和注劑周期，實現叢式氣井智能泡排。

圖1 延北智能泡排注劑系統工藝流程圖

圖2 智能泡排注劑系統核心部件圖

3 現場應用及效果評價

延北項目選取一個井場中的4口井作為叢式氣井智能泡排的試驗井，選用的研究井均為139.7 mm 套管內下入73.02 mm或88.9 mm油管，其中油管作為生產通道，油套連通良好，地面泡排劑注入泵將泡排劑通過套管閥泵入油套環形空間（圖4）：液態泡排劑通過自重作用流入井底積液位置，在氣流擾動下泡排劑發揮作用。

圖3 延北項目數字化氣田技術圖

圖4 帶有環空的氣井泡排示意圖

Y31-7井屬于定向井，壓裂試氣后于2018年7月投產，“一點法”求產測得初始無阻產氣量為8.4 ×104m3／d，2019 年10 月份套壓不斷增大，氣產量降低，低于按照李閩模型計算和PIPESIM 模擬的臨界攜液流量，氣井開始積液，隨后間開生產，2020 年逐漸加入泡排，有效果但是有效期短，需要頻繁加注，費時費力。2020年5月安裝叢式氣井智能泡排設備，并開始智能泡排注劑。如圖5所示綠色虛線之前此井積液后的排水采氣措施為間開加人工泡排，虛線之后的措施為叢式氣井智能泡排注劑，從圖中可以明顯看出來，人工泡排注劑有效期為2 d左右，氣量很快從 3.6 × 104m3／d 降低至 0.9 × 104m3／d，不能正常攜液而積液，需要再次注劑，但是囿于人力及氣候等原因，在智能泡排之前平均泡排周期為8 d／次，82 L／次（孚吉UT-7，原液∶清水體積比為1∶4）。智能泡排幾乎1 天1 次，20～50 L／次不等。在產水氣井生產后期，地層壓力低，液態泡排劑的加入可能造成靜液柱增加、井底流壓增大、氣井被壓死的問題發生［18-19］，此效應對小內徑的速度管井尤其明顯［13］5，［14］5。智能泡排用藥量更小，使用叢式氣井智能泡排目前沒有出現泡排劑將井壓死的情況。

如圖5所示，智能加注泡排之后，氣量由原來的0.99 × 104m3／d（不穩定）上升為穩定的1.55 × 104m3／d；套壓由上下波動不穩定變為正常開采狀態下的穩定緩慢下降，油套壓差不斷減小，平均油套壓差比人工加注小1.4 MPa；溫度也從原來的隨環境溫度上下波動變為受井筒內流體溫度主導成為相對穩定狀態，氣井積液問題得到根本性解決。此叢式氣井智能泡排系統可以1 套設備最多服務井叢的8 口井，經濟效益明顯高于人工注劑，且能充分解決氣井的積液問題。

4 經濟性評價

圖5 叢式氣井智能泡排前后生產參數的變化情況圖

叢式氣井智能泡排在延北項目目前應用了4口井（圖 6），從 2020 年 5 月 23 日到 2020 年 9 月 6 日共 107天，智能泡排連續加注花費為15.2 萬元；對比人工注劑，3 天加注一次，4 口井預計花費19.6 萬元，花費降低了22.4%。時間周期拉長，即使不計算增加的氣量，智能泡排系統的經濟性能顯然更加優異（表1）。

從增氣量上看，單井日增氣量為0.1×104～0.56×104m3／d，單井平均日增氣氣量為0.34×104m3／d，叢式氣井井臺日增氣量為1.36×104m3／d，與人工加注相比，智能泡排日增氣量增加了24.8%，有效減少井底積液，經濟效益顯著增加。

圖6 叢式氣井智能泡排前后氣量變化情況圖

表1 叢式氣井智能泡排綜合效益表

5 結論

1）叢式氣井智能泡排設備安裝調試方便、運行穩定，結合延北項目的數字化氣田項目使用，可以遠程操控管理（調整注劑制度，安全高效），節省人力物力，實現了一泵對井叢多個井口的全天候泡排劑加注，能夠完全滿足產水氣井泡沫排水采氣的注劑需求。

2）使用叢式氣井智能泡排注劑之后，氣量穩定且增加顯著；套壓也穩定并緩慢下降，油套壓差不斷減小；溫度也變為相對穩定的狀態，排水效果良好，氣井積液問題得到根本性解決。

3）不管作為固定資產投資還是采用服務合同模式，與人工注劑相比，叢式氣井智能泡排系統的花費降低22.4%，日產氣量增加24.8%，綜合經濟性能較好。