固体泡排剂在大斜度井水平井的应用

刘世常，巫 扬，周 仁，刘 波，熊兰琼

（中国石油西南油气田分公司重庆气矿，重庆 400021）

泡沫排水采气因其经济性和实用性而被广泛应用［1-6］。对于气井，泡沫排水采气工艺有固体及液体加注两种方式［7-10］，液体泡排剂主要通过油套环空加注，而固体泡排剂主要是关井通过油管加注。对于大斜度井水平井，由于大多下有井下封隔器，油管与油套环空不连通，液体泡排剂并不适用，主要应用固体泡排剂。现阶段应用较多的是棒状固体泡排剂，球状固体泡排剂因为加注装置的限制而应用较少。有研究表明对于大斜度井水平井，棒状固体泡排剂投注时会卡在造斜段而无法落入井底，只能排出造斜段以上的积液，无法排出水平段的积液，达不到排水采气的目的。

针对大斜度井水平井的产水特征，选取合适的固体泡排剂进行室内试验评价，并制作成棒状和球状两种产品，分别在大斜度井进行现场试验。试验结果证明，球状固体泡排剂可以下入大斜度井水平井造斜点以下更深的位置，排液效果优于棒状固体泡排剂，更适用于大斜度井水平井的排水采气。

1 试验井基本情况

MX005-H1井是一口大斜度井，开采层位为石炭系，油层中部深度5 585.02 m，完钻井深5 912.00 m，裸眼完井，4 255.38 m左右开始造斜，5 365.07 m开始进入水平段，垂深4 974.77 m，井下管串为Ø 88.9 mm+Ø73 mm组合油管。

MX005-H1井2011年01月24日投产，初期油压21.98 MPa，日产气34×104m3。2011年5月22日开始产地层水，2017年以前一直正常带液生产，2018年初出现带液不畅，采取间歇生产方式，开井一周左右关井复压一次。MX005-H1井2019年以前未实施过排水采气工艺，正常开井生产时套压6 MPa左右，油压3.4 MPa左右，油套压差在2.6～2.8 MPa，气井自身能量充足时日产气量维持在4×104m3左右，日产水量在1.1～1.4 m3。

2 排水采气工艺选择

国内对于大斜度井水平井主要应用泡沫排水、气举排水、速度管柱［11-14］等工艺，美国、俄罗斯、加拿大等国家除应用常规泡沫、气举排水外，还广泛应用水力活塞泵、水力射流泵、电潜泵和有杆泵等排水采气工艺［15，16］。

MX005-H1井完钻井深达5 912 m，诸如水力活塞泵、水力射流泵、有杆泵等作业深度有限，无法满足需要。长庆地区针对大斜度井水平井成功运用了速度管柱，这种工艺技术虽然在长庆地区取得了成功，但在川东地区深井尚未应用，有待进一步论证，同时应用速度管柱需要修井作业，对于井深达到5 912 m的MX005-H1井而言，投资较高。相比之下，只有气举和泡排可以满足深井排水采气需要。气举有正举和反举两种方式，实施气举排水的前提是油管和油套环空必须连通。MX005-H1井安装有井下封隔器，若要实施气举排水，需要进行修井作业，从油管内部下入打孔工具，对油管进行打孔作业，连通油管和油套环空，但打孔作业只能实现垂直段油管和油套环空的连通，即只能排出垂直段的积液，无法排出倾斜段和水平段积液，当地层压力较低时，气井会面临水淹的风险。

泡沫排水采气工艺的两种加注方式中，液体泡排剂主要通过油套环空加注，实施液体泡排技术的前提也是油管和油套环空连通，因此和气举排水面临同样的难题［17-18］。固体泡排剂主要是通过安装在采气树7号阀顶端的固体专用加注装置向油管内加注。综合对比之下，对于MX005-H1井，最经济适用的工艺是固体泡沫排水采气技术［19］。

3 固体泡排剂室内评价

3.1 起泡剂性能评价

根据MX005-H1井水质情况，本次选用UT-6型固体泡排剂做发泡能力、携液能力和配伍性实验。

3.1.1起泡性能

采用罗氏米尔泡沫测定仪测定UT-6型固体泡排剂的起泡能力［20］。用超级恒温水浴预热恒温携液仪测试其携液能力。UT-6型固体泡排剂在MX005-H1井地层水中性能指标测试结果见表1，各项指标均高于标准要求。

表1 UT-6型固体泡排剂性能测试

以0.1%、0.2%、0.3%三种质量分数的UT-6型固体泡排剂溶液为样本，测定其起泡性能和携液能力（见图1）。

图1 不同质量分数下UT-6型固体泡排剂的性能

根据测试结果，质量分数为0.1%，0.2%，0.3%的UT-6型固体泡排剂，携液率分别为53.75%，74.24%，83.50%。质量分数为0.3%时携液率最高，且根据川东地区泡沫排水采气经验，当泡排剂在实验室测试的携液率达到75.00%以上时即可达到较好的排水采气效果，因此在MX005-H1井泡沫排水采气工艺中选择0.3%的配比。

3.1.2地层水配伍性

称取2 g UT-6型固体泡排剂于广口瓶中，加入MX005-H1井水样200 mL，得到质量分数为1.00%的水样，再加热至90℃恒温下静置4 h。UT-6型泡排剂能完全溶于MX005-H1井水样中，混合溶液无分层现象、无沉淀产生，有良好的流动性能。在90℃恒温下静置4 h后混合溶液无变化。说明UT-6型泡排剂与MX005-H1井水样有良好的配伍性。

3.2 起泡剂加注量确定

起泡剂初期加注量根据井筒积液量确定，后期根据压力积液高度变化情况进行优化。井筒积液量计算的准确度直接影响到起泡剂在井底溶解后的浓度能否达到起泡剂的使用浓度，关系到气井恢复生产能否成功。井筒总积液包括环空液量、油管内液量和油管鞋以下的液量三部分：

式中，Q为井筒积液量，kg；Q环为环空液量，kg；Q管为油管内液量，kg；Q底为油管鞋以下液量，kg。

MX005-H1井未加注起泡剂前套压6.33 MPa，油压3.55 MPa，油套压差2.78 MPa，井下管串为Ø 73.00 mm×5 074.10 m+Ø88.90 mm×5 912.00 m组合油管。通过公式（1）估算气井内积液共计3.9 m3。经过换算，需要加注固体泡排剂1.2 kg。

4 固体泡排剂应用效果分析

本次将UT-6型固体泡排剂分别制作成棒状和球状两种产品，其中球状固体泡排剂直径为40 mm，棒状固体泡排剂直径为40 mm，长度为0.4 m。固体泡排工艺分两阶段实施，第一阶段采用球状固体泡排剂，第二阶段采用棒状固体泡排剂，对比两阶段排水采气效果。

4.1 固体泡排剂加注制度

2019年10月，MX005-H1井在连续生产13天后出现带液困难，关井复压。关井之前气井产量0.89×104m3/d，产水0.1 m3/d，套压6.33 MPa，油压3.55 MPa，油套压差2.78 MPa。

第一阶段在关井第二天向井内加注100粒（约1.2 kg）UT-6型球状固体泡排剂，第三天开井恢复生产。开井初期产气量达到11.54×104m3/d，产水量3.1 m3/d，连续生产23 d后产气量降低至4.16×104m3/d，产水量降低至1.1 m3/d，再次关井。第二阶段在关井第二天向井内加注UT-6型棒状固体泡排剂3根（大约相当于球状固体泡排剂90粒，约1.08 kg），加注后第三天开井生产，开井初期产气量达到8.62×104m3/d，产水量2.5 m3/d，连续生产18 d后产气量降低至4.13×104m3/d，产水量降低至0.7 m3/d，再次关井。

MX005-H1井未加注泡排剂、加注球状固体泡排剂、加注棒状固体泡排剂三种情况下的产气量、油套压差、产水量对比情况见图3—图5。

图3 MX005-H1井产气量对比曲线

图4 MX005-H1井油套压差对比曲线

图5 MX005-H1井产水量对比曲线

4.2 固体泡排工艺应用效果分析

从图3—图5三组对比曲线可以看出，加注固体泡排剂后，MX005-H1井产气量比未加注泡排剂时增加（1.3～4.7）×104m3/d，产水量增加0.6～1.6 m3/d，而油套压差则降低0.3～1.1 MPa，说明加注固体泡排剂后气井成功带出了井底积液，排水采气效果较好。

通过对比曲线还可以看出，关井复压时间相同，药剂相同，近似同等剂量条件下（球状泡排剂100颗，棒状泡排剂3根约90颗），加注球状固体泡排剂相比棒状固体泡排剂排水采气效果更好，气井产气量增加（0.2～3.4）×104m3/d，产水量增加（0.1～0.9）m3/d，而油套压差则降低0.2～1.2 MPa。

2019年3月MX005-H1井做过井筒压力测试，由于该井为水平井，井下压力计无法下至最深处，只能下到井深4 700 m（垂深4 635.85 m）处，测得该深度处压力梯度为0.057 MPa/100 m，表现为气柱，说明积液位置在4 700 m以下。假设油管积液恰好在4 700 m深度处，根据MX005-H1井之前的生产状况可知，该井最大油套压差为2.8 MPa，地层水密度按1 g/m3计算，可以推算出套管积液深度为4 980 m，略高于垂深，而地层水实际密度大于1 g/m3，因此套管积液深度应在气井水平段，而结合之前气井带液不畅的情况可以说明油管积液在倾斜段位置。

根据图4可知，加注球状固体泡排剂后，油套压差最低降至1.3 MPa，液体在油管中的高度比套管中高约130 m。按MX005-H1井套管积液深度4 974.77 m计算，油管积液位置在垂深4 844.77 m处，即球状固体泡排剂下入深度至少达到4 844.77 m。而加注棒状固体泡排剂后，油套压差最低降至2.15 MPa，液体在油管中的高度要比套管中高约215 m，可以估算出棒状固体泡排剂下入位置约为垂深4 759.77 m处，即棒状固体泡排剂下入深度为4 759.77 m。因MX005-H1井采用组合油管，下部油管内径仅为62 mm，而棒状固体泡排剂的直径为40 mm，长度0.4 m，油管内径较小且造斜点以下油管处于倾斜段，极易导致棒状固体泡排剂卡堵在倾斜段的某个位置，无法下落至井底，球状固体泡排剂可以下入造斜点以下更深的位置，相比棒状固体泡排剂排水采气效果更好，更适用于大斜度井水平井的排水采气（见图6）。

图6 固体泡排剂下入深度对比

5 结论

（1）对于大斜度井水平井，固体泡沫排水采气是最经济适用的工艺。

（2）MX005-H1井实施固体泡排加注工艺后，产气量增加（1.3～4.7）×104m3/d，产水量增加0.6～1.6 m3/d，而油套压差则降低0.3～1.1 MPa，说明加注固体泡排剂后气井成功带出了井底积液，排水采气效果较好。

（3）相比棒状固体泡排剂，球状固体泡排剂可以下入造斜点以下更深的位置，更适用于大斜度井水平井的排水采气，建议下步在川东地区大斜度井水平井推广应用。