固體泡排劑在大斜度井水平井的應用

劉世常，巫 揚，周 仁，劉 波，熊蘭瓊

（中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦，重慶 400021）

泡沫排水采氣因其經濟性和實用性而被廣泛應用［1-6］。對于氣井，泡沫排水采氣工藝有固體及液體加注兩種方式［7-10］，液體泡排劑主要通過油套環空加注，而固體泡排劑主要是關井通過油管加注。對于大斜度井水平井，由于大多下有井下封隔器，油管與油套環空不連通，液體泡排劑并不適用，主要應用固體泡排劑。現階段應用較多的是棒狀固體泡排劑，球狀固體泡排劑因為加注裝置的限制而應用較少。有研究表明對于大斜度井水平井，棒狀固體泡排劑投注時會卡在造斜段而無法落入井底，只能排出造斜段以上的積液，無法排出水平段的積液，達不到排水采氣的目的。

針對大斜度井水平井的產水特征，選取合適的固體泡排劑進行室內試驗評價，并制作成棒狀和球狀兩種產品，分別在大斜度井進行現場試驗。試驗結果證明，球狀固體泡排劑可以下入大斜度井水平井造斜點以下更深的位置，排液效果優于棒狀固體泡排劑，更適用于大斜度井水平井的排水采氣。

1 試驗井基本情況

MX005-H1井是一口大斜度井，開采層位為石炭系，油層中部深度5 585.02 m，完鉆井深5 912.00 m，裸眼完井，4 255.38 m左右開始造斜，5 365.07 m開始進入水平段，垂深4 974.77 m，井下管串為? 88.9 mm+?73 mm組合油管。

MX005-H1井2011年01月24日投產，初期油壓21.98 MPa，日產氣34×104m3。2011年5月22日開始產地層水，2017年以前一直正常帶液生產，2018年初出現帶液不暢，采取間歇生產方式，開井一周左右關井復壓一次。MX005-H1井2019年以前未實施過排水采氣工藝，正常開井生產時套壓6 MPa左右，油壓3.4 MPa左右，油套壓差在2.6～2.8 MPa，氣井自身能量充足時日產氣量維持在4×104m3左右，日產水量在1.1～1.4 m3。

2 排水采氣工藝選擇

國內對于大斜度井水平井主要應用泡沫排水、氣舉排水、速度管柱［11-14］等工藝，美國、俄羅斯、加拿大等國家除應用常規泡沫、氣舉排水外，還廣泛應用水力活塞泵、水力射流泵、電潛泵和有桿泵等排水采氣工藝［15，16］。

MX005-H1井完鉆井深達5 912 m，諸如水力活塞泵、水力射流泵、有桿泵等作業深度有限，無法滿足需要。長慶地區針對大斜度井水平井成功運用了速度管柱，這種工藝技術雖然在長慶地區取得了成功，但在川東地區深井尚未應用，有待進一步論證，同時應用速度管柱需要修井作業，對于井深達到5 912 m的MX005-H1井而言，投資較高。相比之下，只有氣舉和泡排可以滿足深井排水采氣需要。氣舉有正舉和反舉兩種方式，實施氣舉排水的前提是油管和油套環空必須連通。MX005-H1井安裝有井下封隔器，若要實施氣舉排水，需要進行修井作業，從油管內部下入打孔工具，對油管進行打孔作業，連通油管和油套環空，但打孔作業只能實現垂直段油管和油套環空的連通，即只能排出垂直段的積液，無法排出傾斜段和水平段積液，當地層壓力較低時，氣井會面臨水淹的風險。

泡沫排水采氣工藝的兩種加注方式中，液體泡排劑主要通過油套環空加注，實施液體泡排技術的前提也是油管和油套環空連通，因此和氣舉排水面臨同樣的難題［17-18］。固體泡排劑主要是通過安裝在采氣樹7號閥頂端的固體專用加注裝置向油管內加注。綜合對比之下，對于MX005-H1井，最經濟適用的工藝是固體泡沫排水采氣技術［19］。

3 固體泡排劑室內評價

3.1 起泡劑性能評價

根據MX005-H1井水質情況，本次選用UT-6型固體泡排劑做發泡能力、攜液能力和配伍性實驗。

3.1.1起泡性能

采用羅氏米爾泡沫測定儀測定UT-6型固體泡排劑的起泡能力［20］。用超級恒溫水浴預熱恒溫攜液儀測試其攜液能力。UT-6型固體泡排劑在MX005-H1井地層水中性能指標測試結果見表1，各項指標均高于標準要求。

表1 UT-6型固體泡排劑性能測試

以0.1%、0.2%、0.3%三種質量分數的UT-6型固體泡排劑溶液為樣本，測定其起泡性能和攜液能力（見圖1）。

圖1 不同質量分數下UT-6型固體泡排劑的性能

根據測試結果，質量分數為0.1%，0.2%，0.3%的UT-6型固體泡排劑，攜液率分別為53.75%，74.24%，83.50%。質量分數為0.3%時攜液率最高，且根據川東地區泡沫排水采氣經驗，當泡排劑在實驗室測試的攜液率達到75.00%以上時即可達到較好的排水采氣效果，因此在MX005-H1井泡沫排水采氣工藝中選擇0.3%的配比。

3.1.2地層水配伍性

稱取2 g UT-6型固體泡排劑于廣口瓶中，加入MX005-H1井水樣200 mL，得到質量分數為1.00%的水樣，再加熱至90℃恒溫下靜置4 h。UT-6型泡排劑能完全溶于MX005-H1井水樣中，混合溶液無分層現象、無沉淀產生，有良好的流動性能。在90℃恒溫下靜置4 h后混合溶液無變化。說明UT-6型泡排劑與MX005-H1井水樣有良好的配伍性。

3.2 起泡劑加注量確定

起泡劑初期加注量根據井筒積液量確定，后期根據壓力積液高度變化情況進行優化。井筒積液量計算的準確度直接影響到起泡劑在井底溶解后的濃度能否達到起泡劑的使用濃度，關系到氣井恢復生產能否成功。井筒總積液包括環空液量、油管內液量和油管鞋以下的液量三部分：

式中，Q為井筒積液量，kg；Q環為環空液量，kg；Q管為油管內液量，kg；Q底為油管鞋以下液量，kg。

MX005-H1井未加注起泡劑前套壓6.33 MPa，油壓3.55 MPa，油套壓差2.78 MPa，井下管串為? 73.00 mm×5 074.10 m+?88.90 mm×5 912.00 m組合油管。通過公式（1）估算氣井內積液共計3.9 m3。經過換算，需要加注固體泡排劑1.2 kg。

4 固體泡排劑應用效果分析

本次將UT-6型固體泡排劑分別制作成棒狀和球狀兩種產品，其中球狀固體泡排劑直徑為40 mm，棒狀固體泡排劑直徑為40 mm，長度為0.4 m。固體泡排工藝分兩階段實施，第一階段采用球狀固體泡排劑，第二階段采用棒狀固體泡排劑，對比兩階段排水采氣效果。

4.1 固體泡排劑加注制度

2019年10月，MX005-H1井在連續生產13天后出現帶液困難，關井復壓。關井之前氣井產量0.89×104m3/d，產水0.1 m3/d，套壓6.33 MPa，油壓3.55 MPa，油套壓差2.78 MPa。

第一階段在關井第二天向井內加注100粒（約1.2 kg）UT-6型球狀固體泡排劑，第三天開井恢復生產。開井初期產氣量達到11.54×104m3/d，產水量3.1 m3/d，連續生產23 d后產氣量降低至4.16×104m3/d，產水量降低至1.1 m3/d，再次關井。第二階段在關井第二天向井內加注UT-6型棒狀固體泡排劑3根（大約相當于球狀固體泡排劑90粒，約1.08 kg），加注后第三天開井生產，開井初期產氣量達到8.62×104m3/d，產水量2.5 m3/d，連續生產18 d后產氣量降低至4.13×104m3/d，產水量降低至0.7 m3/d，再次關井。

MX005-H1井未加注泡排劑、加注球狀固體泡排劑、加注棒狀固體泡排劑三種情況下的產氣量、油套壓差、產水量對比情況見圖3—圖5。

圖3 MX005-H1井產氣量對比曲線

圖4 MX005-H1井油套壓差對比曲線

圖5 MX005-H1井產水量對比曲線

4.2 固體泡排工藝應用效果分析

從圖3—圖5三組對比曲線可以看出，加注固體泡排劑后，MX005-H1井產氣量比未加注泡排劑時增加（1.3～4.7）×104m3/d，產水量增加0.6～1.6 m3/d，而油套壓差則降低0.3～1.1 MPa，說明加注固體泡排劑后氣井成功帶出了井底積液，排水采氣效果較好。

通過對比曲線還可以看出，關井復壓時間相同，藥劑相同，近似同等劑量條件下（球狀泡排劑100顆，棒狀泡排劑3根約90顆），加注球狀固體泡排劑相比棒狀固體泡排劑排水采氣效果更好，氣井產氣量增加（0.2～3.4）×104m3/d，產水量增加（0.1～0.9）m3/d，而油套壓差則降低0.2～1.2 MPa。

2019年3月MX005-H1井做過井筒壓力測試，由于該井為水平井，井下壓力計無法下至最深處，只能下到井深4 700 m（垂深4 635.85 m）處，測得該深度處壓力梯度為0.057 MPa/100 m，表現為氣柱，說明積液位置在4 700 m以下。假設油管積液恰好在4 700 m深度處，根據MX005-H1井之前的生產狀況可知，該井最大油套壓差為2.8 MPa，地層水密度按1 g/m3計算，可以推算出套管積液深度為4 980 m，略高于垂深，而地層水實際密度大于1 g/m3，因此套管積液深度應在氣井水平段，而結合之前氣井帶液不暢的情況可以說明油管積液在傾斜段位置。

根據圖4可知，加注球狀固體泡排劑后，油套壓差最低降至1.3 MPa，液體在油管中的高度比套管中高約130 m。按MX005-H1井套管積液深度4 974.77 m計算，油管積液位置在垂深4 844.77 m處，即球狀固體泡排劑下入深度至少達到4 844.77 m。而加注棒狀固體泡排劑后，油套壓差最低降至2.15 MPa，液體在油管中的高度要比套管中高約215 m，可以估算出棒狀固體泡排劑下入位置約為垂深4 759.77 m處，即棒狀固體泡排劑下入深度為4 759.77 m。因MX005-H1井采用組合油管，下部油管內徑僅為62 mm，而棒狀固體泡排劑的直徑為40 mm，長度0.4 m，油管內徑較小且造斜點以下油管處于傾斜段，極易導致棒狀固體泡排劑卡堵在傾斜段的某個位置，無法下落至井底，球狀固體泡排劑可以下入造斜點以下更深的位置，相比棒狀固體泡排劑排水采氣效果更好，更適用于大斜度井水平井的排水采氣（見圖6）。

圖6 固體泡排劑下入深度對比

5 結論

（1）對于大斜度井水平井，固體泡沫排水采氣是最經濟適用的工藝。

（2）MX005-H1井實施固體泡排加注工藝后，產氣量增加（1.3～4.7）×104m3/d，產水量增加0.6～1.6 m3/d，而油套壓差則降低0.3～1.1 MPa，說明加注固體泡排劑后氣井成功帶出了井底積液，排水采氣效果較好。

（3）相比棒狀固體泡排劑，球狀固體泡排劑可以下入造斜點以下更深的位置，更適用于大斜度井水平井的排水采氣，建議下步在川東地區大斜度井水平井推廣應用。