長寧頁巖氣井泡沫排水起泡劑優(yōu)選及現(xiàn)場應(yīng)用

蔣澤銀 李偉 羅鑫 趙昊 陳楠

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.頁巖氣評價與開采四川省重點實驗室 3.四川長寧天然氣開發(fā)有限責(zé)任公司

頁巖氣儲層為致密儲層，需要進(jìn)行大規(guī)模加砂壓裂才能形成工業(yè)氣流。在頁巖氣井的分段加砂壓裂中，一口井需要注入(3～4)×104m3的液體。在頁巖氣井投產(chǎn)后，壓裂殘液逐漸從地層中返出。投產(chǎn)初期井底壓力高、產(chǎn)氣量大，氣井自身有能力將井底的液體帶出井筒；生產(chǎn)到中后期，氣井帶液能力隨井底壓力及產(chǎn)氣量的降低而下降，出現(xiàn)帶液困難。針對長寧部分頁巖氣井帶液困難的問題，采用了增壓機(jī)降低輸壓來提高氣井的帶液能力、改善生產(chǎn)狀況，同時也積極開展泡沫排水采氣等技術(shù)的研究及應(yīng)用。

在國外頁巖氣的開發(fā)中，大量采用泡沫排水采氣工藝，如Alliance頁巖氣田在80口井中采用了泡排，增加產(chǎn)氣量29%[1]。與常規(guī)氣井相比，長寧頁巖氣藏具有產(chǎn)出水為壓裂液殘液、水型為CaCl2型、礦化度29～53 g/L、開采方式采用叢式水平井的特點，對泡排用起泡劑提出了新的要求。

1 起泡劑優(yōu)選及性能評價

1.1 起泡劑優(yōu)選

表1 起泡劑優(yōu)選評價Table 1 Optimizing and evaluation of foaming agent起泡劑型號溫度/℃ρ/(g·L-1)發(fā)泡力/mm穩(wěn)泡性/mm攜液量/mLCT5-7CⅠ901.0167.0255.0151.01#901.0153.0216.0140.02#901.0135.0200.0138.03#901.0145.0212.0133.04#901.0122.0185.0125.0

在水平井的泡沫排水采氣中，由于斜井段井筒結(jié)構(gòu)復(fù)雜、氣流攜液困難[2]，是造成較直井泡排效果差的原因之一[3]。研究表明，使用發(fā)泡力和穩(wěn)泡性好的起泡劑能提高水平井斜井段的攜液效果[4]。根據(jù)現(xiàn)場的水型、礦化度等水質(zhì)情況，對5種起泡劑進(jìn)行泡排性能對比評價，發(fā)泡力、穩(wěn)定性評價參照GB/T 13173—2008《表面活性劑 洗滌劑試驗方法》進(jìn)行，攜液量評價參照SY/T 5761—1995《排水采氣用起泡劑CT5-2》進(jìn)行，評價數(shù)據(jù)見表1。

CT5-7CⅠ起泡劑由多種甜菜堿兩性離子表面活性劑復(fù)配而成，具有發(fā)泡力強(qiáng)、穩(wěn)泡性好、抗礦化度的特點。由表1可見，CT5-7CⅠ起泡劑在發(fā)泡力、穩(wěn)泡性及攜液量等方面優(yōu)于其他4種起泡劑。因此，選取CT5-7CⅠ起泡劑用于長寧頁巖氣井的泡排。

1.2 不同用量起泡劑性能評價

用現(xiàn)場水樣在90 ℃下對不同用量的CT5-7CⅠ起泡劑的泡排性能進(jìn)行評價，結(jié)果見表2。

表2 90 ℃時不同起泡劑用量的泡排性能Table 2 Foam-dewatering performance of various foaming agent dosage at 90 ℃起泡劑型號溫度/℃ρ/(g·L-1)發(fā)泡力/mm穩(wěn)泡性/mm攜液量/mLCT5-7CⅠ900.5125.0230.0130.0901.0167.0255.0151.0901.5185.0315.0162.0902.0195.0325.0167.0

由表2可知，在90 ℃、CT5-7CⅠ起泡劑質(zhì)量濃度為1.0 g/L時，發(fā)泡力、穩(wěn)泡性及攜液量均較好；當(dāng)質(zhì)量濃度增加到1.5 g/L和2.0 g/L時，發(fā)泡力、穩(wěn)泡性及攜液量略有增加?？紤]現(xiàn)場消泡及成本因素，室內(nèi)推薦CT5-7CⅠ起泡劑質(zhì)量濃度為1.0 g/L。

2 現(xiàn)場應(yīng)用

2.1 應(yīng)用井概況

2016年11月至2017年2月開展了H3-1和H3-2兩口井的泡排現(xiàn)場試驗，兩口井的井況見表3。

由表3可見，兩口井均為上翹型水平井，油套連通性較好，油管下入造斜段接近A點位置，起泡劑從油套環(huán)空注入，可以從環(huán)空下入井底并進(jìn)入油管起帶液作用。

2.2 現(xiàn)場泡排藥劑加注工藝

為了適應(yīng)長寧頁巖氣藏一個平臺多井泡排的需要，研制了橇裝式自動起、消泡劑加注裝置(見圖1)。該裝置具有橇裝化、自動藥劑吸入、自動控制藥劑攪拌、自動調(diào)節(jié)加注不同井口、自動定時加注、低液位/超壓自動報警、可遠(yuǎn)程控制加注和觀察泵的運行狀態(tài)等功能。

表3 井況參數(shù)Table 3 Well condition parameters井號完鉆井深/m人工井底/mA點垂深/m井底流溫/℃水平位移/mA點/mB點/m油管下入深度/mH3-14 0103 973.032 491.6590.711 591.763 010.00 4 010.002 827.32H3-23 8773 837.802 474.05100.481 491.872 877.003 877.002 683.98

起泡劑加注裝置分別與一個平臺上多口井的油套管環(huán)空連接，多井泡排時采用自動切換井口、輪流加注的方式；消泡劑加注裝置與安裝在分離器前的霧化裝置連接，采取連續(xù)加注的方式。現(xiàn)場藥劑加注工藝如圖2所示。

2.3 H3-1井泡排效果分析

2.3.1泡排前后套壓及油壓的變化

從2016年11月12日到2017年2月22日，H3-1井泡排前后每小時套壓和油壓變化情況如圖3、日平均油套壓差如圖4所示。

圖3所示試驗過程中，2016年11月17至23日、2016年12月4日至14日未加起泡劑時，套壓有規(guī)律地在5.0～9.0 MPa和5.0～11.0 MPa波動，套壓升高的過程為液體在井底聚積的過程、套壓降低的過程為積液帶出井筒的過程。2016年11月25日至30日、2016年12月14日至2017年2月22日泡排期間，套壓降低至4.0～6.0 MPa，波動幅度較未加起泡劑時大幅度減小。表明通過該井的泡排，帶出井底積液，氣井生產(chǎn)穩(wěn)定，維持了較好的生產(chǎn)狀態(tài)。

由圖4可見，泡排前套油壓差為4.0～7.0MPa，泡排后套油壓差降至1.6～1.7MPa，氣井生產(chǎn)穩(wěn)定，起到了輔助帶水穩(wěn)產(chǎn)的作用。

2.3.2泡排前后產(chǎn)氣、產(chǎn)水變化

H3-1井泡排前后產(chǎn)氣、產(chǎn)水量變化如圖5所示。

由圖5可見，泡排前的2016年12月6日～13日，產(chǎn)氣量在(0.4～1.6)×104m3/d之間波動，氣井隔天產(chǎn)水，產(chǎn)水量為0～4 m3/d；泡排后，氣井產(chǎn)氣量為(1.0～1.2)×104m3/d，產(chǎn)水量為4.0～6.0 m3/d。表明該井的泡排穩(wěn)定了產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量，有較好的泡沫排水采氣效果。

2.4 兩井泡排效果

H3-2的泡排效果與H3-1相似，兩井泡排效果匯總見表4。

由表4可見，兩口井泡排穩(wěn)產(chǎn)氣量為2.33×104m3/d，增產(chǎn)氣量0.49×104m3/d，增產(chǎn)26.9%；增產(chǎn)水量6.14 m3/d，增產(chǎn)1.17倍。

3 結(jié) 論

(1) 對5種起泡劑樣品的對比評價表明，CT5-7CⅠ起泡劑發(fā)泡力強(qiáng)、穩(wěn)泡性好、攜液性能優(yōu)良，適用于長寧頁巖氣水平井的泡沫排水采氣。

(2) 研制的橇裝式自動起消泡劑加注裝置可與多口井的油套管環(huán)空連接，通過自動井口切換、輪流加注的方式，能滿足長寧頁巖氣平臺多井同時泡排的需要，成功地應(yīng)用于長寧H3-1和H3-2井，取得了很好的泡沫排水采氣效果。

(3) 驗證了泡沫排水采氣技術(shù)對長寧頁巖氣井的適應(yīng)性，表明采用泡排工藝可有效地帶出井底積液、實現(xiàn)頁巖氣井的穩(wěn)產(chǎn)，可在長寧頁巖氣平臺井推廣應(yīng)用。

表4 H3-1與H3-2兩井泡排前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)Table 4 Production data before foam-dewatering of H3-1 and H3-2井號泡排前泡排后對比壓差/MPa產(chǎn)氣/(m3·d-1)產(chǎn)水/(m3·d-1)壓差/MPa產(chǎn)氣/(m3·d-1)產(chǎn)水/(m3·d-1)壓差降低/MPa產(chǎn)氣增加/(m3·d-1)產(chǎn)水增加/(m3·d-1)H3-15.388 5861.881.9211 0115.243.46(64.3%)2 426(28.3%)3.36(1.8倍)H3-24.799 7993.371.8112 3206.152.98(62.2%)2 521(25.7%)2.78(82.5%)合計18 3855.2523 33111.394 946(26.9%)6.14(1.17倍)