四川氣田板東某井球狀固體泡排試驗效果分析

倪 攀,王 茜,劉紅兵,孟 琦,吳付洋,孟海龍

(1.天津石油職業(yè)技術(shù)學(xué)院,天津301607; 2.中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦,重慶400021; 3.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠,內(nèi)蒙古鄂爾多斯017300)

四川氣田板東某井球狀固體泡排試驗效果分析

倪 攀1,王 茜2,劉紅兵1,孟 琦1,吳付洋3,孟海龍3

(1.天津石油職業(yè)技術(shù)學(xué)院,天津301607; 2.中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦,重慶400021; 3.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠,內(nèi)蒙古鄂爾多斯017300)

四川氣田隨著生產(chǎn)時間延長,地層能量不斷遞減,產(chǎn)水氣井逐年增多,嚴(yán)重影響氣田產(chǎn)能發(fā)揮,而泡沫排水(泡排)采氣技術(shù)可在一定程度上解決氣井出水問題。以板東某井為例,針對其出水嚴(yán)重,導(dǎo)致無法自主攜液生產(chǎn)的問題,進行了固體泡排試驗,并對增產(chǎn)效果進行分析。結(jié)果顯示,UT-9油氣田用泡沫排水劑與井下水樣有較好的配伍性,發(fā)泡、攜液能力好,使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為井底積液的0.1％～0.3％。球狀固體泡排效果優(yōu)于棒狀固體泡排和車注泡排。實施球狀固體泡排試驗后,該井日產(chǎn)氣量變化不大,但是生產(chǎn)周期明顯延長,關(guān)井復(fù)壓周期及負壓時間均得到縮短,產(chǎn)水量逐漸穩(wěn)定連續(xù),且有望使間歇生產(chǎn)井實現(xiàn)連續(xù)生產(chǎn),說明球狀固體泡排起到了增產(chǎn)及攜液效果。球狀固體泡排劑增產(chǎn)措施適用性強,成本較低,具有一定的推廣應(yīng)用價值。

產(chǎn)水氣井;球狀固體泡排;試驗效果分析

1 概況

1.1 鉆完井情況

板東某井于2010年8月22日開鉆,2011年3月12日完鉆,完鉆層位為石炭系,完鉆方式為裸眼完井,完鉆井深5388.00m,產(chǎn)層為4386.00～5588.00m,產(chǎn)層中深4887.5m。該井為組合油管, 73mm油管下端帶有篩管,篩管井段為4108.54～4117.93m,篩管末端下入懸掛封隔器,下部88.9mm油管懸掛在封隔器上。

1.2 生產(chǎn)情況

2011年3月15日對產(chǎn)層進行了分段酸化,注入酸1656.65m3,至25日累計排液1525.9m3(自排),井內(nèi)余液130.75m3。由于殘酸未排完,開井后大量產(chǎn)水,使氣井產(chǎn)能下降。該井于2011年6月23日投產(chǎn),投產(chǎn)前放噴測試獲氣37.73×104m3/ d;投產(chǎn)后6月24日產(chǎn)氣量降至2.3×104m3/d,至2012年2月該井已經(jīng)無法自主攜液,產(chǎn)氣量降至0.1×104m3/d以下。2012年8月17日該井產(chǎn)量回零后關(guān)井復(fù)壓,2013年1月15日再次開井,開井前油壓為13.9MPa,套壓為13.3MPa,開井后產(chǎn)量較高,日產(chǎn)氣1.5×104m3/d。由于油壓及產(chǎn)量均下降較快,該井生產(chǎn)制度調(diào)整為間歇生產(chǎn),適當(dāng)延長關(guān)井周期,待壓力恢復(fù)至一定值后再控制產(chǎn)量生產(chǎn),平均日產(chǎn)氣1.0×104m3,月累計產(chǎn)氣10× 104m3。2015年2月實施球狀固體泡沫排水采氣工藝試驗后,平均日產(chǎn)氣(0.8～1.2)×104m3,生產(chǎn)時間明顯增加,月累計產(chǎn)氣(16～22)×104m3。

1.3 泡排加注情況

該井投產(chǎn)以來,由于壓力、產(chǎn)量下降速度快,無法自主攜液,采取了一系列泡排增產(chǎn)措施。2012年開始采取車注泡排的方式輔助該井?dāng)y液增產(chǎn),加注泡排劑型號為UT-11C,固液加注比例為10kg∶190kg,在該井周期性關(guān)井復(fù)壓時進行加注。2013年11月7日至18日,對該井進行了棒狀固體泡排試驗,加注UT-9緩溶型棒狀固體泡排劑,加注制度為1d/次,加注量為5kg。由于棒狀固體泡排劑對水平井適用性差,易在井筒處堵塞, 2015年2月開始實施球狀固體泡排試驗。

2 泡排采氣機理及影響因素

天然氣開采一般歷經(jīng)3個過程:從產(chǎn)層到井底在多孔介質(zhì)中的流動、從井底到井口在垂直管道中的流動、從井口到下游用戶在集輸管道中的流動。產(chǎn)水氣井會不同程度的有地層水進入井筒,如果氣流能量足夠,會把地層水帶出井口;如果氣流能量不足,地層水將會在井筒或井底附近聚集形成積液,導(dǎo)致氣井水淹而減產(chǎn)或停產(chǎn)。氣井產(chǎn)水危害有兩點:一是井筒積液,回壓增大,井口壓力下降,氣井生產(chǎn)能力受到嚴(yán)重影響;二是井底附近區(qū)域積液,由于“水侵”、“水鎖”、“水敏性黏土礦物膨脹”等原因影響,氣相滲透率受到極大傷害,制約天然氣井正常生產(chǎn),甚至導(dǎo)致天然氣井停產(chǎn)、報廢,嚴(yán)重影響最終采收率。

泡沫排水采氣工藝是一種減少氣井井底積液,疏導(dǎo)氣水通道,改善或恢復(fù)氣井生產(chǎn)能力的助排、助采措施。通過在井筒中加入化學(xué)藥劑,解除氣水流動通道堵塞,減少“滑脫”損失,提高氣流的垂直舉液能力。泡排劑是一些具有特殊分子結(jié)構(gòu)的表面活性劑和高分子聚合物,含有親水和親油基團,具有雙親性,它的助排、助采作用通過泡沫效應(yīng)、分散效應(yīng)、減阻效應(yīng)、洗滌效應(yīng)等實現(xiàn)。影響泡排劑性能的因素一般有外觀、pH值、密度、黏度、腐蝕速率、表面張力、界面張力、起泡力、泡沫動態(tài)性能、熱穩(wěn)定性、配伍性等。

3 球狀固體泡排試驗

3.1 試驗前期準(zhǔn)備

2015年1月2日在板東某井現(xiàn)場取水樣進行配伍選型試驗,根據(jù)水質(zhì)情況做發(fā)泡能力、攜液能力和配伍性實驗。根據(jù)施工井生產(chǎn)情況、井底溫度、流體性質(zhì),按泡沫排水采氣用起泡劑評價方法(SY/T 6465—2000標(biāo)準(zhǔn))進行起泡劑性能評價。結(jié)果顯示,UT-9油氣田用泡沫排水劑與井下水樣有較好的配伍性,具有較好的發(fā)泡、攜液能力,其最佳使用比例為井底積液的0.1％～0.3％。

選用的UT-9球狀固體泡排劑直徑為40mm,質(zhì)量為0.042kg,形狀為白色球狀。球狀固體泡排可順著井筒走向落入水平井段,與井底積液充分接觸,達到良好的排采效果;而車注泡排只對封隔器以上直井段地層作用,極少進入封隔器以下的地層水,限制了泡排效果,且車注會使多余注入水進入井筒,導(dǎo)致井底積液增多,增大了排水量。球狀固體泡排劑可以順油管落入斜井段以下部位,使封隔器以下的積液起泡,密度降低,從而順利排出。

3.2 試驗實施過程

2015年2月6日開始第一次加注球狀固體泡排劑,加注前套壓為5.9MPa,油壓為2.6MPa,產(chǎn)氣量為1.1×104m3/d。關(guān)井將0.84kg(20顆) UT-9型泡排劑向油管加注,等待2h后開井,生產(chǎn)3h后瞬時產(chǎn)量達到5.0×104m3/d左右,日產(chǎn)氣2.14×104m3;2～3月,對泡排制度進行多次調(diào)整,球狀固體泡排加注制度為連續(xù)加注2天,停注1天,加注劑量為0.84kg時,平均日產(chǎn)氣1.3× 104m3;加注制度為連續(xù)加注2天,停注1天,加注劑量為0.42kg時,平均日產(chǎn)氣0.8×104m3;加注制度為2天1次,加注劑量為0.63kg時,日產(chǎn)氣0.8×104m3。初步將球狀固體泡排加注制度定為3天2次,加注量為0.84kg。

3月5日該井套壓為5.77MPa、油壓為4.17MPa時加注0.6kg球狀固體泡排劑,日產(chǎn)氣1.05×104m3。車注泡排劑UT-11C,比例為10kg∶190kg,11日套壓為5.4MPa、油壓為4.2MPa,日產(chǎn)氣0.93×104m3。在同等壓力條件下,球狀固體泡排比車注泡排產(chǎn)量更高,初步認為球狀固體泡排比車注泡排更有效。

2015年4月對該井關(guān)井復(fù)壓。5～6月,加注制度為2天1次,加注量為0.84kg,日產(chǎn)氣(0.8～1.1)×104m3,但生產(chǎn)周期明顯增長。

4 球狀固體泡排試驗效果分析

4.1 產(chǎn)量分析

該井為間歇生產(chǎn),產(chǎn)量起伏大。試驗前,該井日產(chǎn)氣(0.3～2)×104m3。試驗后,日產(chǎn)氣量與實驗前變化不大,但不穩(wěn)定,油壓下降很快。5～6月攜液效果良好,產(chǎn)水逐漸連續(xù),由試驗前的0.45～4m3增加到1～8m3(圖1、圖2)。從圖1試驗前后對比中看,并沒有明顯效果。

在未實施球狀固體泡排試驗之前,采用車注泡排方式,平均日產(chǎn)氣1.0×104m3,月產(chǎn)量為(10～14)×104m3(10月份生產(chǎn)時間長,月產(chǎn)量相對較高)。試驗后,平均日產(chǎn)氣量為(0.8～1.2)× 104m3,月產(chǎn)量為(16～22)×104m3,具有一定增產(chǎn)效果。在未實施球狀固體泡排之前,月產(chǎn)水10～24m3,試驗后月產(chǎn)水20～52m3,2月和5月因為關(guān)井復(fù)壓產(chǎn)水少,但6月達到了52m3,說明攜液效果顯著(表1)。

表1 板東某井2014年9月—2105年6月生產(chǎn)數(shù)據(jù)表Table 1 Monthly production data table of a well in Bandong from September 2014 to June 2015

4.2 壓力分析

(1)實施球狀固體泡排試驗前,在一個生產(chǎn)周期內(nèi),油壓由6MPa降至1.3MPa,套壓為6～4.8MPa。試驗后油套壓變化不大,壓降迅速,關(guān)井復(fù)壓時壓力恢復(fù)相對較慢。說明加注球狀固體泡排沒有解決壓降過快的問題。

(2)板東某井為間歇生產(chǎn)井,選擇球狀固體泡排試驗前后在關(guān)井復(fù)壓時間相近時,對比產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量。

球狀固體泡排試驗后日產(chǎn)氣量增加,產(chǎn)水也有明顯上升。表明其具有較好的攜液能力,能有效帶出井底積液,達到增產(chǎn)效果(表2)。

表2 球狀固體泡排試驗前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)對照表Table 2 Comparison of production data before and after foam drainage test

4.3 生產(chǎn)時間分析

該井2014年平均每月生產(chǎn)10天,關(guān)井復(fù)壓時間長,周期頻繁。在允許條件下縮短關(guān)井復(fù)壓時間,減少周期,便能實現(xiàn)增產(chǎn)。實施球狀固體泡排試驗后每月生產(chǎn)12～20天,6月生產(chǎn)時間達到22.5天,月產(chǎn)量為22.7×104m3,生產(chǎn)時間持續(xù)增長,關(guān)井復(fù)壓時間及復(fù)壓周期縮短。但仍需要繼續(xù)觀察,檢驗其能否持續(xù)生產(chǎn),從間歇井變?yōu)檎Ｉa(chǎn)井。

4.4 效益分析

4.4.1 成本計算

板東某井以前采取車注泡排措施,每月消耗泡排劑約30kg,年消耗0.36t,加上水、電、車輛運輸維護費等,每年費用在4萬元左右。球狀固體泡排劑月消耗10.92kg,年消耗0.1008t,加上設(shè)備維護費等每年費用在1.2萬元左右,經(jīng)濟效益顯著。

4.4.2 增加產(chǎn)量

該井2015年2月6日實施增產(chǎn)措施,截至2015年6月30日,共計生產(chǎn)145天,累計產(chǎn)氣61.3108×104m3;實施措施前145天累計產(chǎn)氣47.8785×104m3,相同時間內(nèi),球狀固體泡排增產(chǎn)13.4323×104m3(圖3)。

5 存在問題及原因分析

5.1 投注不暢,容易黏附

投注裝置閥門直徑小,而球狀藥劑直徑偏大(球狀藥劑直徑為40mm,投注裝置閥門直徑為42mm);球狀藥劑容易在投注裝置閥門處卡住,不能保證藥劑全部落入井底,人工疏通會耗費人力物力。建議更換投注裝置下投注閥門,或交換投注裝置上下投注閥門。

5.2 易黏附

球狀藥劑自身質(zhì)量輕,容易黏附在油管上,不能全部落入井底,不僅影響排采效果,還會造成油管堵塞。建議用通井規(guī)或連續(xù)油管通井,保證油管通暢,再用化學(xué)解堵劑等清洗油管。

5.3 壓降過快

(1)井底積液不能有效排出,導(dǎo)致壓降過快。

(2)地層滲透性差且自身能量不足,開采期間地層能量不能及時補充,導(dǎo)致壓降過快。

6 結(jié)論及建議

(1)泡沫排水采氣工藝是四川氣田的主要排水采氣措施,泡排劑的加注要根據(jù)井況和積液類型分析后確定。加注球狀固體泡排UT-9后,板東某井?dāng)y液良好,具有增產(chǎn)效果,建議繼續(xù)實施球狀固體泡排試驗,加強動態(tài)監(jiān)測,密切關(guān)注壓力及產(chǎn)量變化、開關(guān)井時間及產(chǎn)水情況,積極調(diào)整泡排工作制度及藥劑用量,達到更好的效果。

(2)加注球狀固體泡排存在投注不暢現(xiàn)象,建議盡快解決投注裝置問題,或增大球狀藥劑密度、減小直徑、增加表面光滑度,保證球狀藥劑順利落入井底并與地層水充分接觸,達到起泡效果。

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Analysis of Spherical Solid Foam Drainage Test Conducted on A Well in Bandong Sichuan Gas Field

Ni Pan1,Wang Qian2,Liu Hongbing1,Meng Qi1,Wu Fuyang3,Meng Hailong3
(1.Tianjin Petroleum Vocational and Technical College,Tianjin 301607,China; 2.Chongqing Gas of PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company,Chongqing 400021,China 3.No.3 Gas Production Plant of PetroChina Changqing Oilfield Company,Ordos,Mongolia 017300,China)

The formation energy is decreasing with the production time of the gas field.As a result,water-producing gas wells are increased year by year,seriously affecting the productivity of the gas field.The foam drainage gas recovery technology can be used to solve the issue of water-producing gas well to some extent.Take a certain well in Bandong for instance.Solid foam drainage test was conducted on the well because the serious water production led to the failure that liquid could not be carried independently.The result of incremental production was also brought under analysis.It is indicated that the UT-9 oil and gas field foam drainage agent has a good compatibility with the downhole water sample and a good foaming and liquid-carrying capability.The usage concentration is 0.1～0.3 percent of the liquid at the well bottom.The result of spherical solid bubble drainage is better than that of stick solid foam drainage and vehicle-injected bubble drainage.The production period of the well is obviously extended after being tested with spherical solid foam drainage though the daily production of the well nearly remains unchanged.The shut-in pressure restoration period and under-pressure time are shortened while the amount of produced water is gradually kept stable.In addition,the intermittently producing wells are hopefully brought under uninterrupted production,indicating spherical solid bubble drainage capable of carrying liquid for higher production.The stimulation measure of spherical solid foam drainage is good for its adaptability and cost-effectiveness and can be put into wide application.

Water-producing gas well,spherical solid foam drainage,analysis of test result

TE37

:A

倪攀(1982年生),男,講師,從事石油工程技術(shù)專業(yè)教學(xué)與管理工作。郵箱:ni0055@sina.com。