长宁页岩气井泡沫排水起泡剂优选及现场应用

蒋泽银 李伟 罗鑫 赵昊 陈楠

1.中国石油西南油气田公司天然气研究院 2.页岩气评价与开采四川省重点实验室 3.四川长宁天然气开发有限责任公司

页岩气储层为致密储层，需要进行大规模加砂压裂才能形成工业气流。在页岩气井的分段加砂压裂中，一口井需要注入(3～4)×104m3的液体。在页岩气井投产后，压裂残液逐渐从地层中返出。投产初期井底压力高、产气量大，气井自身有能力将井底的液体带出井筒；生产到中后期，气井带液能力随井底压力及产气量的降低而下降，出现带液困难。针对长宁部分页岩气井带液困难的问题，采用了增压机降低输压来提高气井的带液能力、改善生产状况，同时也积极开展泡沫排水采气等技术的研究及应用。

在国外页岩气的开发中，大量采用泡沫排水采气工艺，如Alliance页岩气田在80口井中采用了泡排，增加产气量29%[1]。与常规气井相比，长宁页岩气藏具有产出水为压裂液残液、水型为CaCl2型、矿化度29～53 g/L、开采方式采用丛式水平井的特点，对泡排用起泡剂提出了新的要求。

1 起泡剂优选及性能评价

1.1 起泡剂优选

表1 起泡剂优选评价Table 1 Optimizing and evaluation of foaming agent起泡剂型号温度/℃ρ/(g·L-1)发泡力/mm稳泡性/mm携液量/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气中，由于斜井段井筒结构复杂、气流携液困难[2]，是造成较直井泡排效果差的原因之一[3]。研究表明，使用发泡力和稳泡性好的起泡剂能提高水平井斜井段的携液效果[4]。根据现场的水型、矿化度等水质情况，对5种起泡剂进行泡排性能对比评价，发泡力、稳定性评价参照GB/T 13173—2008《表面活性剂 洗涤剂试验方法》进行，携液量评价参照SY/T 5761—1995《排水采气用起泡剂CT5-2》进行，评价数据见表1。

CT5-7CⅠ起泡剂由多种甜菜碱两性离子表面活性剂复配而成，具有发泡力强、稳泡性好、抗矿化度的特点。由表1可见，CT5-7CⅠ起泡剂在发泡力、稳泡性及携液量等方面优于其他4种起泡剂。因此，选取CT5-7CⅠ起泡剂用于长宁页岩气井的泡排。

1.2 不同用量起泡剂性能评价

用现场水样在90 ℃下对不同用量的CT5-7CⅠ起泡剂的泡排性能进行评价，结果见表2。

表2 90 ℃时不同起泡剂用量的泡排性能Table 2 Foam-dewatering performance of various foaming agent dosage at 90 ℃起泡剂型号温度/℃ρ/(g·L-1)发泡力/mm稳泡性/mm携液量/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起泡剂质量浓度为1.0 g/L时，发泡力、稳泡性及携液量均较好；当质量浓度增加到1.5 g/L和2.0 g/L时，发泡力、稳泡性及携液量略有增加。考虑现场消泡及成本因素，室内推荐CT5-7CⅠ起泡剂质量浓度为1.0 g/L。

2 现场应用

2.1 应用井概况

2016年11月至2017年2月开展了H3-1和H3-2两口井的泡排现场试验，两口井的井况见表3。

由表3可见，两口井均为上翘型水平井，油套连通性较好，油管下入造斜段接近A点位置，起泡剂从油套环空注入，可以从环空下入井底并进入油管起带液作用。

2.2 现场泡排药剂加注工艺

为了适应长宁页岩气藏一个平台多井泡排的需要，研制了橇装式自动起、消泡剂加注装置(见图1)。该装置具有橇装化、自动药剂吸入、自动控制药剂搅拌、自动调节加注不同井口、自动定时加注、低液位/超压自动报警、可远程控制加注和观察泵的运行状态等功能。

表3 井况参数Table 3 Well condition parameters井号完钻井深/m人工井底/mA点垂深/m井底流温/℃水平位移/mA点/mB点/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

起泡剂加注装置分别与一个平台上多口井的油套管环空连接，多井泡排时采用自动切换井口、轮流加注的方式；消泡剂加注装置与安装在分离器前的雾化装置连接，采取连续加注的方式。现场药剂加注工艺如图2所示。

2.3 H3-1井泡排效果分析

2.3.1泡排前后套压及油压的变化

从2016年11月12日到2017年2月22日，H3-1井泡排前后每小时套压和油压变化情况如图3、日平均油套压差如图4所示。

图3所示试验过程中，2016年11月17至23日、2016年12月4日至14日未加起泡剂时，套压有规律地在5.0～9.0 MPa和5.0～11.0 MPa波动，套压升高的过程为液体在井底聚积的过程、套压降低的过程为积液带出井筒的过程。2016年11月25日至30日、2016年12月14日至2017年2月22日泡排期间，套压降低至4.0～6.0 MPa，波动幅度较未加起泡剂时大幅度减小。表明通过该井的泡排，带出井底积液，气井生产稳定，维持了较好的生产状态。

由图4可见，泡排前套油压差为4.0～7.0MPa，泡排后套油压差降至1.6～1.7MPa，气井生产稳定，起到了辅助带水稳产的作用。

2.3.2泡排前后产气、产水变化

H3-1井泡排前后产气、产水量变化如图5所示。

由图5可见，泡排前的2016年12月6日～13日，产气量在(0.4～1.6)×104m3/d之间波动，气井隔天产水，产水量为0～4 m3/d；泡排后，气井产气量为(1.0～1.2)×104m3/d，产水量为4.0～6.0 m3/d。表明该井的泡排稳定了产气量和产水量，有较好的泡沫排水采气效果。

2.4 两井泡排效果

H3-2的泡排效果与H3-1相似，两井泡排效果汇总见表4。

由表4可见，两口井泡排稳产气量为2.33×104m3/d，增产气量0.49×104m3/d，增产26.9%；增产水量6.14 m3/d，增产1.17倍。

3 结 论

(1) 对5种起泡剂样品的对比评价表明，CT5-7CⅠ起泡剂发泡力强、稳泡性好、携液性能优良，适用于长宁页岩气水平井的泡沫排水采气。

(2) 研制的橇装式自动起消泡剂加注装置可与多口井的油套管环空连接，通过自动井口切换、轮流加注的方式，能满足长宁页岩气平台多井同时泡排的需要，成功地应用于长宁H3-1和H3-2井，取得了很好的泡沫排水采气效果。

(3) 验证了泡沫排水采气技术对长宁页岩气井的适应性，表明采用泡排工艺可有效地带出井底积液、实现页岩气井的稳产，可在长宁页岩气平台井推广应用。

表4 H3-1与H3-2两井泡排前后生产数据Table 4 Production data before foam-dewatering of H3-1 and H3-2井号泡排前泡排后对比压差/MPa产气/(m3·d-1)产水/(m3·d-1)压差/MPa产气/(m3·d-1)产水/(m3·d-1)压差降低/MPa产气增加/(m3·d-1)产水增加/(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%)合计18 3855.2523 33111.394 946(26.9%)6.14(1.17倍)