摘 要：低壓低產(chǎn)氣井由于井口壓力降低及產(chǎn)能的衰減，部分氣井已無(wú)法達(dá)到自主攜液的臨界流量，依靠自身的能量已不足以有效地將積液舉升至地表，而少量的積液就會(huì)造成這部分氣井的液壓停噴，如果按照常規(guī)泡排方法，已無(wú)法滿足及時(shí)排出積液的需求。因此，亟需對(duì)該部分氣井的泡排的制度進(jìn)行優(yōu)化，保證氣井的平穩(wěn)生產(chǎn)。

關(guān)鍵詞：低壓低產(chǎn)氣井；積液；泡排

中圖分類號(hào)：TE377 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1006-8937（2012）20-0176-02

截至2011年5月，中國(guó)石油化工股份有限公司華北分公司第一采氣廠采氣二隊(duì)累計(jì)投產(chǎn)氣井254口，其中井口套壓在10 MPa以下，產(chǎn)氣量在1.0×104 m3以下的低壓低產(chǎn)氣井105口，占投產(chǎn)氣井總數(shù)的41.34%。這些低壓低產(chǎn)氣井產(chǎn)能普遍偏低，自身攜液能力有限，部分氣井井底或井筒存在積液，嚴(yán)重影響了氣井連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)。針對(duì)目前低壓低產(chǎn)氣井的生產(chǎn)現(xiàn)狀，采氣二隊(duì)開(kāi)展了低壓低產(chǎn)氣井泡排項(xiàng)目，以保證這部分氣井的平穩(wěn)生產(chǎn)。

1 開(kāi)展現(xiàn)狀

1.1 積液情況判斷

1.2 泡排劑類型選擇

泡排劑選擇一般從井溫、凝析油含量、水礦化度、表面張力、穩(wěn)定性、臨界膠束濃度等方面考慮，對(duì)低壓低產(chǎn)氣井起泡劑基本性能有如下要求：與地層配伍性好；起泡能力強(qiáng)；合適的攜液量，一般低壓低產(chǎn)井對(duì)攜液量的要求不高，泡沫含水量過(guò)高反而不利于帶液。根據(jù)相關(guān)室內(nèi)試驗(yàn)，采氣二隊(duì)各井、層泡排劑選用情況見(jiàn)表1。

在進(jìn)行單井泡排藥劑選擇時(shí)，應(yīng)充分考慮井況的差異，選擇與氣井相匹配的藥劑，進(jìn)而達(dá)到較好的泡排效果。為了更直觀地了解地層水礦化度、凝析油含量對(duì)泡排劑攜液能力的影響程度，選取UT-8、UT-11B、UT-11C藥劑進(jìn)行攜液能力對(duì)比試驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)如表2所示。

由表2中的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以得出：①隨著凝析油含量的升高，攜液能力受影響程度UT-8>UT-11B>UT-11C，其中UT-8攜液能力降幅較大，對(duì)含凝析油的氣井的適應(yīng)性較差。②在實(shí)驗(yàn)的礦化度范圍內(nèi)，UT-11B、UT-11C受礦化度的影響不大，隨著礦化度的升高，攜液能力有小幅提升，UT-8的攜液能力隨礦化度的升高則有一定幅度的降低。

攜液能力試驗(yàn)對(duì)泡排劑型號(hào)的選擇上提供了數(shù)據(jù)上的支持，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)泡排施工藥劑的優(yōu)選具有一定的指導(dǎo)意義。

1.3 加注方式優(yōu)化

目前采氣二隊(duì)采取的泡排加注方式主要有井口投注泡排棒、井口車載泵注入泡排劑和站內(nèi)注醇泵泵注泡排劑。井口投注泡排棒：進(jìn)行投注施工時(shí)需對(duì)氣井實(shí)施關(guān)井，待泡排棒進(jìn)入井底后方可開(kāi)井生產(chǎn)，適用于井底積液較嚴(yán)重且油套連通性較差的氣井。對(duì)于井底積液量較小、井底安裝有節(jié)流裝置或承托桶的氣井，由于棒劑未能完全與井底積液反應(yīng)，泡排效果較差。井口車載泵泵注泡排劑：分為油管注入和套管注入兩種方式，優(yōu)點(diǎn)是不受注醇管線長(zhǎng)度的影響，可在短時(shí)間內(nèi)使較大劑量的泡排劑進(jìn)入到氣井積液部位，迅速與井底積液發(fā)生反應(yīng)，將積液帶出，且不受油套連通性影響。缺點(diǎn)為無(wú)法滿足部分氣井連續(xù)加注的要求，且易受到天氣、道路等外因的影響。站內(nèi)注醇泵泵注泡排劑：由站內(nèi)注醇泵通過(guò)注醇管線注入井內(nèi)，優(yōu)點(diǎn)是可滿足部分連續(xù)加注氣井的需求，且受外界因素影響較小，較好的保證了泡排制度的延續(xù)性。缺點(diǎn)是受注醇管線長(zhǎng)度的制約，起作用周期較長(zhǎng)，且有可能受到甲醇的影響而使藥劑失效。

各種加注方式有著其特有的適用性，需根據(jù)各單井的自身井況合理的選擇與之相適應(yīng)的加注方式，以達(dá)到加注方式的優(yōu)化。

1.4 加注制度優(yōu)化

根據(jù)氣井的當(dāng)前生產(chǎn)狀況及產(chǎn)液規(guī)律的差異，采氣二隊(duì)從加注藥劑量、藥劑配比濃度、加注時(shí)機(jī)與周期加以區(qū)別，制訂了多樣化的泡排加注制度，以適應(yīng)不同氣井的帶液需求。在加注藥劑量的確定上，按照氣井積液量的0.3%～0.5%加注泡排劑，對(duì)于凝析油含量較高的氣井按積液量的0.5%～1.0%加注。首次加注時(shí)井底積液量較大，加注藥劑量需略高于計(jì)算值。加注周期的制定參考井底積液速度對(duì)氣井穩(wěn)定生產(chǎn)的影響程度。采氣二隊(duì)低壓低產(chǎn)氣井產(chǎn)液量集中分布在0.1～0.3 m3/d的區(qū)間內(nèi)，產(chǎn)液量較小。但平均油壓不到7 MPa，井口套壓在8.5 MPa以下低產(chǎn)氣井占70%以上，集氣站回壓達(dá)到將近5 MPa，受氣井生產(chǎn)油壓與氣站回壓壓差較小的限制，少量積液就影響到氣井正常生產(chǎn)，生產(chǎn)穩(wěn)定性差。為保證及時(shí)排出積液，藥劑加注采用每次小劑量加入，縮短藥劑加注周期間隔的方式。

2 應(yīng)用實(shí)例

D1-1-148井2007年7月22日投產(chǎn)于采氣二隊(duì)6號(hào)集氣站，試氣無(wú)阻流量為4.2676×104 m3，生產(chǎn)層位盒3層，開(kāi)井油套壓皆為17.2 MPa。目前油壓7.3 MPa，套壓8.2 MPa，配產(chǎn)0.5×104 m3/d，屬于低壓低產(chǎn)氣井，D1-1-148基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表3所示。

該井投產(chǎn)初期以0.9×104 m3/d的配產(chǎn)生產(chǎn)，初期生產(chǎn)狀況較好，至2007年11月底油套壓差開(kāi)始拉大，且長(zhǎng)期未見(jiàn)消除，油套壓數(shù)據(jù)表明該井存在積液現(xiàn)象。期間對(duì)該井的多次流壓測(cè)試數(shù)據(jù)也顯示該井井內(nèi)存在積液。

為排出井底積液，確保氣井正常生產(chǎn)。采氣二隊(duì)于2008年7月底開(kāi)始對(duì)該井進(jìn)行泡排施工，根據(jù)該井的生產(chǎn)狀況，從藥劑選型，加注方式和加注制度幾個(gè)方面進(jìn)行優(yōu)化，完善該井泡排工藝制度。①藥劑選型上，工藝開(kāi)展初期該井加注藥劑為UT-11D型泡排劑，后更改為與H3層地層水配伍性更好的UT-11C型泡排劑。②加注藥劑量上，綜合積液量計(jì)算公式、氣井日產(chǎn)水規(guī)律及藥劑濃度等因素，給定藥劑加注量為8L，首次加注量按計(jì)算值150%加注。③加注周期上，2010年8月之前該井泡排施工間隔周期較長(zhǎng)，2010年8月開(kāi)始該井日配產(chǎn)不斷下調(diào)，期間單井日產(chǎn)水量出現(xiàn)明顯下滑，日均產(chǎn)液量由降產(chǎn)前的0.23 m3/d降至降產(chǎn)后的0.12 m3/d，井底積液?jiǎn)栴}顯現(xiàn)，2011年1月對(duì)該井加注周期進(jìn)行了調(diào)整，縮短了該井泡排施工的周期間隔，取得較好的效果。

3 結(jié) 論

①低壓低產(chǎn)氣井積液判斷需結(jié)合大牛地最小攜液流量公式、氣井流壓數(shù)據(jù)及油套壓差法對(duì)積液情況等因素。②攜液能力受凝析油影響程度：UT-8>UT-11B>UT-11C ，UT-8在含凝析油環(huán)境下適用性較差，在實(shí)驗(yàn)的礦化度范圍內(nèi)，UT-11B、UT-11C受礦化度的影響不大，隨著礦化度的升高，攜液能力有小幅提升，UT-8的攜液能力隨礦化度的升高則有一定幅度的降低。而采氣二隊(duì)的低壓低產(chǎn)井中將近80%含盒3層。UT-8型泡排劑在低壓低產(chǎn)氣井的泡排的應(yīng)用上效果不理想。③低壓低產(chǎn)氣井具有產(chǎn)液量小，穩(wěn)定生產(chǎn)受積液影響大的特點(diǎn)，泡排加注采取量少次數(shù)勤。④對(duì)于氣體流速較低，返排困難氣井，泡排后采取上調(diào)氣井瞬時(shí)流量，具有較好的效果。

參考文獻(xiàn)：

[1] 馬國(guó)華，劉三軍，王升.低產(chǎn)氣井泡沫排水采氣技術(shù)應(yīng)用分析[J].石油化工應(yīng)用，2009，(2).