趙朝文 任 科 李力民 何大鳳 戚 杰

1.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦，重慶 400021；2.成都孚吉科技有限責(zé)任公司，四川，成都 610017

0 前言

磨盤場潛伏構(gòu)造地處重慶市忠縣境內(nèi)，位于大池干井構(gòu)造帶中段東翼斷下盤的一個潛伏構(gòu)造。 氣藏地震勘探始于1971 年，鉆井始于1987 年。 目前磨盤場石炭系氣藏先后完鉆井共6 口 （池22、022-2、56、61、061-1、061-2 井），6 口井總測試產(chǎn)氣量為198.64×104m3/d。

1 氣井情況

池061-1 井位于大池干井構(gòu)造帶磨盤場構(gòu)造中南段近軸部。 池061-1 井于2009 年2 月4 日投產(chǎn)，投產(chǎn)初期地層壓力43.019 MPa，生產(chǎn)套壓25.97 MPa，生產(chǎn)油壓8.0 MPa，日產(chǎn)氣約17×104m3，日產(chǎn)水0.3 m3，池061-1 井壓力特征及相關(guān)參數(shù)見表1。試驗前該井生產(chǎn)套壓7.13MPa，生產(chǎn)油壓1.72MPa， 日產(chǎn)氣0.6×104m3， 日產(chǎn)水0.3m3， 累產(chǎn)氣0.87×108m3，累產(chǎn)水1 165 m3。試驗前池061-1 井通過間歇性放噴提液制度生產(chǎn)，未采取其它排水采氣工藝措施。

表1 池061-1 井氣藏壓力特征及相關(guān)參數(shù)

池061-1 井2011 年1 月1 日～2013 年1 月10 日采氣曲線圖見圖1。由圖1 可以看出，隨著池061-1 井開發(fā)時間的推移，池061-1 井產(chǎn)能逐步下降，產(chǎn)氣量、油套壓開始波動，池061-1 井受積液影響日漸明顯，見圖1。 隨著產(chǎn)量進(jìn)一步下降，油套壓差進(jìn)一步增大，井底積液嚴(yán)重制約池061-1 井產(chǎn)能發(fā)揮。

池061-1 井需通過加注起泡劑來恢復(fù)正常生產(chǎn)［1-3］。針對目前池061-1 井生產(chǎn)情況，通過藥劑配伍性實驗優(yōu)選出適用于池061-1 井的藥劑，通過現(xiàn)場加注試驗最終形成適用于池061-1 井的泡排工藝技術(shù)。

2 藥劑選型

2.1 地層水性質(zhì)

池061-1 井水質(zhì)情況見表2。

2.2 起泡劑選型

根據(jù)該井地層水水質(zhì)特征及井身結(jié)構(gòu)［4］， 初步篩選出6 種起泡劑， 其型號分別為：UT-1、UT-5B、UT-5D、UT-1 C、UT-15、UT-6。

2.2.1 發(fā)泡能力實驗

實驗使用羅氏泡沫儀評價起泡劑的起泡能力和穩(wěn)泡性， 分別測試6 種藥劑濃度為1.00‰時， 在池061-1井水樣中的發(fā)泡能力，結(jié)果見表3。

表3 1.00‰起泡劑在池061-1 井水樣中的發(fā)泡能力

通過發(fā)泡能力實驗可以看出，6 種起泡劑在池061-1 井水樣中均有一定的發(fā)泡能力，同一濃度相比之下，液體UT-1 和固體UT-6 的發(fā)泡能力最好。

2.2.2 攜液能力實驗

分別測試6 種藥劑濃度為1.00‰時，在池061-1 井水樣中的攜液能力［5］，結(jié)果見表4。

通過攜液能力實驗數(shù)據(jù)可以看出，6 種起泡劑在池061-1 井水樣中均有一定的攜液能力， 同一濃度相比之下，液體UT-1 和固體UT-6 的攜液能力最好。

2.2.3 水樣與藥劑配伍性實驗

通過上述實驗得出：6 種起泡劑在池061-1 井水樣中液體UT-1、固體UT-6 的發(fā)泡能力、攜液能力最好。 因此在以下配伍性實驗中選用UT-1、UT-6。

表4 1.00‰起泡劑在池061-1 井水樣中的攜液能力

分別稱取2.50 g UT-1 起泡劑于兩個250 mL 廣口瓶中，再分別加入池061-1 井水樣溶解稀釋至250 g，得到藥劑濃度為1.00%的樣液，觀察其狀態(tài)。 然后將樣液放入烘箱中， 在90 ℃條件下靜止恒溫4 h 后取出觀察其狀態(tài)，結(jié)果見圖2～4。

用以上同樣的方法測試UT-1 及UT-6 分別在池061-1 井水樣中的配伍性，結(jié)果見表5。

通過以上配伍性實驗可以得出：UT-1 能完全溶于池061-1 井水樣中，混合溶液無分層現(xiàn)象、無沉淀產(chǎn)生；UT-6 能完全溶于池061-1 井水樣中， 混合溶液無分層現(xiàn)象、無沉淀產(chǎn)生，但溶液變成乳白色渾濁狀態(tài)。 說明UT-1 與池061-1 井水樣配伍性好于UT-6。

圖2 池061-1 井水樣恒溫前、 后照片

圖3 UT-1 與池061-1 井水樣恒溫前、 后照片

圖4 UT-6 與池061-1 井水樣恒溫前、 后照片

表5 藥劑配伍性實驗結(jié)果

2.2.4 最佳濃度確定實驗

根據(jù)配伍性實驗結(jié)果， 選取UT-1 作為池061-1 井的起泡劑。 分別測試UT-1 藥劑濃度為1.00‰、1.50‰、2.00‰時，在池061-1 井水樣中的攜液能力，結(jié)果見表6。

從以上實驗數(shù)據(jù)可以看出：UT-1 在池061-1 井水樣中，當(dāng)藥劑濃度為1.50‰時，攜液率達(dá)到82.75%。根據(jù)實驗室數(shù)據(jù)和現(xiàn)場應(yīng)用數(shù)據(jù)對比分析結(jié)果顯示，起泡劑在實驗室測試的攜液率達(dá)到75.00%時，在現(xiàn)場使用能滿足生產(chǎn)排液需要，因此建議在池061-1 井泡沫排水采氣工藝中最佳使用濃度UT-1 為井底積液的1.50‰。

表6 不同濃度的UT-1 在池061-1 井水樣中的攜液能力

2.3 消泡劑選型

根據(jù)水樣性質(zhì)及初步確定消泡劑型號為：FG-2 A 和FG-2B。

2.3.1 消泡劑與起泡劑的配伍性實驗

取兩種消泡劑在含UT-1 的池061-1 井水樣中進(jìn)行配伍性實驗發(fā)現(xiàn)：FG-2 A、FG-2B 能溶于含UT-1 的池061-1 井水樣中，混合后溶液具有良好的流動性，無沉淀產(chǎn)生，無分層現(xiàn)象，在30 ℃條件下恒溫4 h 后混合溶液無變化。 說明FG-2 A、FG-2B 與含UT-1 的池061-1 井水樣有良好的配伍性能。

2.3.2 消泡劑破泡及抑泡能力實驗

配比含1.50‰UT-1 的池061-1 井水樣起泡液，配制濃度為1.00%的FG-2 A、FG-2B 消泡劑稀釋液， 用超級恒溫水浴預(yù)熱恒溫攜液儀，測取當(dāng)純消泡劑與純起泡劑比例分別為1∶2、1∶1、2∶1 時的破泡時間和抑泡能力。 消泡劑在起泡液中的破泡及抑泡能力實驗結(jié)果見表7。

表7 消泡劑在起泡液中的破泡及抑泡能力實驗結(jié)果

通過破泡及抑泡能力實驗結(jié)果可以看出，F(xiàn)G-2 A 和FG-2B 在含UT-1 的池061-1 井水樣中有較強(qiáng)的破泡及抑泡能力，當(dāng)純消泡劑∶純起泡劑=1∶1 時，破泡時間≤10 s，泡沫高度≤100 mm。 實驗室數(shù)據(jù)和現(xiàn)場應(yīng)用數(shù)據(jù)對比分析結(jié)果顯示，在實驗室破泡能力測試破泡時間≤10 s，抑泡能力測試產(chǎn)生泡沫高度≤100 mm 時，在現(xiàn)場應(yīng)用就能達(dá)到較好的破泡、抑泡效果，滿足穩(wěn)定生產(chǎn)要求。 因此建議在池061-1 井消泡工藝中使用FG-2 A 油氣田用有機(jī)硅消泡劑或FG-2B 油氣田用有機(jī)硅消泡劑，其最佳使用量與該井起泡劑用量的比例為1∶1。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 現(xiàn)場加注試驗

2013 年1 月10 日開始加注起泡劑，加注前池061-1井套壓7.13 MPa，油壓1.72 MPa，日產(chǎn)量0.6×104m3。 加注制度見表8。

表8 池061-1 井泡排加注制度

3.2 效果評價

圖5 泡沫排水采氣措施前后生產(chǎn)動態(tài)曲線

通過圖5 加注前后生產(chǎn)曲線圖可以看出， 實施泡沫排水采氣措施后，池061-1 井日產(chǎn)氣量由0.6×104m3上升至2.0×104m3，日產(chǎn)水量由0.3 m3上升至8 m3，帶液連續(xù)且效果顯著，產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量均趨于穩(wěn)定。 油套壓差由5.35 MPa 下降至0.9 MPa，并且未出現(xiàn)明顯波動。 僅2013年1 月池061-1 井共增產(chǎn)天然氣量約17.5×104m3，池061-1 井泡排措施取得明顯效果。

4 結(jié)論

a）池061-1 井泡排工藝現(xiàn)場試驗表明，藥劑室內(nèi)初選和配伍實驗的有機(jī)結(jié)合篩選藥劑是泡排工藝措施成功的保證。

b）池061-1 井通過加注UT-1 型起泡劑，實施泡沫排水采氣措施，僅2013 年1 月池061-1 井就增產(chǎn)天然氣量約7.5×104m3，取得了明顯的增產(chǎn)效果。 磨盤場氣田泡沫排水采氣的配套工藝技術(shù)，可在該氣田其它產(chǎn)水氣井中推廣使用。證明UT-1 型起泡劑適合磨盤場氣田，可在該氣田其它產(chǎn)水氣井中推廣使用。

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