劉世常，巫 揚(yáng)，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(jīng)濟(jì)性和實用性而被廣泛應(yīng)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(huán)空加注，而固體泡排劑主要是關(guān)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(huán)空不連通，液體泡排劑并不適用，主要應(yīng)用固體泡排劑?，F(xiàn)階段應(yīng)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(yīng)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(dá)不到排水采氣的目的。

針對大斜度井水平井的產(chǎn)水特征，選取合適的固體泡排劑進(jìn)行室內(nèi)試驗評價，并制作成棒狀和球狀兩種產(chǎn)品，分別在大斜度井進(jìn)行現(xiàn)場試驗。試驗結(jié)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(yōu)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(jìn)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(chǎn)，初期油壓21.98 MPa，日產(chǎn)氣34×104m3。2011年5月22日開始產(chǎn)地層水，2017年以前一直正常帶液生產(chǎn)，2018年初出現(xiàn)帶液不暢，采取間歇生產(chǎn)方式，開井一周左右關(guān)井復(fù)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(chǎn)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(chǎn)氣量維持在4×104m3左右，日產(chǎn)水量在1.1～1.4 m3。

2 排水采氣工藝選擇

國內(nèi)對于大斜度井水平井主要應(yīng)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(yīng)用常規(guī)泡沫、氣舉排水外，還廣泛應(yīng)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(dá)5 912 m，諸如水力活塞泵、水力射流泵、有桿泵等作業(yè)深度有限，無法滿足需要。長慶地區(qū)針對大斜度井水平井成功運用了速度管柱，這種工藝技術(shù)雖然在長慶地區(qū)取得了成功，但在川東地區(qū)深井尚未應(yīng)用，有待進(jìn)一步論證，同時應(yīng)用速度管柱需要修井作業(yè)，對于井深達(dá)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(huán)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(jìn)行修井作業(yè)，從油管內(nèi)部下入打孔工具，對油管進(jìn)行打孔作業(yè)，連通油管和油套環(huán)空，但打孔作業(yè)只能實現(xiàn)垂直段油管和油套環(huán)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(dāng)?shù)貙訅毫^低時，氣井會面臨水淹的風(fēng)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(huán)空加注，實施液體泡排技術(shù)的前提也是油管和油套環(huán)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(nèi)加注。綜合對比之下，對于MX005-H1井，最經(jīng)濟(jì)適用的工藝是固體泡沫排水采氣技術(shù)［19］。

3 固體泡排劑室內(nèi)評價

3.1 起泡劑性能評價

根據(jù)MX005-H1井水質(zhì)情況，本次選用UT-6型固體泡排劑做發(fā)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(yù)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(biāo)測試結(jié)果見表1，各項指標(biāo)均高于標(biāo)準(zhǔn)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(zhì)量分?jǐn)?shù)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(zhì)量分?jǐn)?shù)下UT-6型固體泡排劑的性能

根據(jù)測試結(jié)果，質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%時攜液率最高，且根據(jù)川東地區(qū)泡沫排水采氣經(jīng)驗，當(dāng)泡排劑在實驗室測試的攜液率達(dá)到75.00%以上時即可達(dá)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(zhì)量分?jǐn)?shù)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(xiàn)象、無沉淀產(chǎn)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(jù)井筒積液量確定，后期根據(jù)壓力積液高度變化情況進(jìn)行優(yōu)化。井筒積液量計算的準(zhǔn)確度直接影響到起泡劑在井底溶解后的濃度能否達(dá)到起泡劑的使用濃度，關(guān)系到氣井恢復(fù)生產(chǎn)能否成功。井筒總積液包括環(huán)空液量、油管內(nèi)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(huán)為環(huán)空液量，kg；Q管為油管內(nèi)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(nèi)積液共計3.9 m3。經(jīng)過換算，需要加注固體泡排劑1.2 kg。

4 固體泡排劑應(yīng)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(chǎn)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(xù)生產(chǎn)13天后出現(xiàn)帶液困難，關(guān)井復(fù)壓。關(guān)井之前氣井產(chǎn)量0.89×104m3/d，產(chǎn)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(guān)井第二天向井內(nèi)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(fù)生產(chǎn)。開井初期產(chǎn)氣量達(dá)到11.54×104m3/d，產(chǎn)水量3.1 m3/d，連續(xù)生產(chǎn)23 d后產(chǎn)氣量降低至4.16×104m3/d，產(chǎn)水量降低至1.1 m3/d，再次關(guān)井。第二階段在關(guān)井第二天向井內(nèi)加注UT-6型棒狀固體泡排劑3根（大約相當(dāng)于球狀固體泡排劑90粒，約1.08 kg），加注后第三天開井生產(chǎn)，開井初期產(chǎn)氣量達(dá)到8.62×104m3/d，產(chǎn)水量2.5 m3/d，連續(xù)生產(chǎn)18 d后產(chǎn)氣量降低至4.13×104m3/d，產(chǎn)水量降低至0.7 m3/d，再次關(guān)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(chǎn)氣量、油套壓差、產(chǎn)水量對比情況見圖3—圖5。

圖3 MX005-H1井產(chǎn)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(chǎn)水量對比曲線

4.2 固體泡排工藝應(yīng)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(chǎn)氣量比未加注泡排劑時增加（1.3～4.7）×104m3/d，產(chǎn)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(guān)井復(fù)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(chǎn)氣量增加（0.2～3.4）×104m3/d，產(chǎn)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(xiàn)為氣柱，說明積液位置在4 700 m以下。假設(shè)油管積液恰好在4 700 m深度處，根據(jù)MX005-H1井之前的生產(chǎn)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(yīng)在氣井水平段，而結(jié)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(jù)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(dá)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(nèi)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(nèi)徑較小且造斜點以下油管處于傾斜段，極易導(dǎo)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(jié)論

（1）對于大斜度井水平井，固體泡沫排水采氣是最經(jīng)濟(jì)適用的工藝。

（2）MX005-H1井實施固體泡排加注工藝后，產(chǎn)氣量增加（1.3～4.7）×104m3/d，產(chǎn)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(qū)大斜度井水平井推廣應(yīng)用。