石油与天然气化工  2018, Vol. 47 Issue (4): 73-76
长宁页岩气井泡沫排水起泡剂优选及现场应用
蒋泽银 1,2, 李伟 1,2, 罗鑫 3, 赵昊 3, 陈楠 1,2     
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
收稿日期：2018-02-08
基金项目：国家科技重大专项“大型油气田煤层气开发”下属“长宁－威远页岩气开发示范工程”(2016ZX05062-004)
作者简介：蒋泽银(1975-)，高级工程师。1998年毕业于四川大学化学工程系有机化工专业，现就职于中国石油西南油气田公司天然气研究院，长期从事天然气井泡沫排水采气研究工作。E-mail:jiangzy@petrochina.com.cn.
摘要：长宁页岩气藏采用丛式水平井进行开采，产出水为压裂残液、CaCl2水型、矿化度29~53 g/L。针对该水质特点及井型情况，优选了发泡力大于160 mm、5 min稳泡性大于250 mm、携液量大于150 mL/15 min的起泡剂，研发了橇装式自动起消泡剂加注装置。在H3-1和H3-2井中成功进行了现场应用，合计增产气量0.49×104 m3/d(增加26.9%)，增产水量6.14 m3/d(增加1.17倍)，表明泡沫排水采气技术对长宁页岩气井有很好的适应性。
关键词：页岩气井    泡沫排水    优选    长宁    
Optimization and application of foam-dewatering agents in Changning shale gas wells
Jiang Zeyin1,2 , Li Wei1,2 , Luo Xin3 , Zhao Hao3 , Chen Nan1,2     
1. Research Institute of Natural Gas Technology, PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company, Chengdu, Sichuan, China;
2. Sichuan Province Key Laboratory of Shale Gas Evaluation and Exploitation, Chengdu, Sichuan, China;
3. Sichuan Changning Gas Development Co., Ltd., Chengdu, Sichuan, China
Abstract: The well type of Changning shale gas reservoir is cluster horizontal well. The water producing from the well is fracturing fluid residue, the type of it is CaCl2, the salinity of it is between 29 g/L and 53 g/L. Aiming to the characteristic of water component and well type, the authors selected a foam agent which the foaming ability is greater than 160mm, 5 min foam steady ability is greater than 250 mm, foam-carrying capability is greater than 150 mL/15min, and developed a skid-mounted filling device for automatic foaming and de-foaming agent.The foaming agent and device have been successfully used in the wells of H3-1 and H3-2. The total increase of gas production is 0.49×104 m3/d, which increased by 26.9%; the total increase of liquid production is 6.14 m3/d, which increased by 117%. It is confirmed that the foam-dewatering treatment has a good adaptability of Changing shale gas well.
Key Words: shale gas well    foam-dewatering    application    Changning    

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)×104 m3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

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。

表 1    起泡剂优选评价 Table 1    Optimizing and evaluation of foaming agent

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 ℃

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。

表 3    井况参数 Table 3    Well condition parameters

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。

图 1     橇装式自动起消、泡剂加注装置 Figure 1     Skid-mounted type automatic foaming and defoaming agent filling device

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。

图 2     起、消泡剂加注工艺 Figure 2     Foaming/defoaming agent filling process

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     H3-1泡排前后每小时套压和油压 Figure 3     Hourly casing and oil pressure before foam-dewatering of H3-1

图 4     H3-1泡排前后日平均套压和油压之差 Figure 4     Daily average difference between casing pressure and oil pressure before foam-dewatering of H3-1

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。

图 5     H3-1井泡排前后日产气/产水量 Figure 5     Daily natural gas and water production before foam-dewatering of H3-1

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)×104 m3/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)×104 m3/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。

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

由表 4可见，两口井泡排稳产气量为2.33×104 m3/d，增产气量0.49×104 m3/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。

参考文献
[1]
FARINA L, PASSUCCI C, DI LULLO A G, et al. Artificial lift optimization with foamer technology in the alliance shale gas field[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, Texas, USA: SPE, 2012.
[2]
杨功田, 邹一锋, 周兴付, 等. 斜井携液临界流量模型研究[J]. 油气藏评价与开发, 2012, 2(1): 33-36. DOI:10.3969/j.issn.2095-1426.2012.01.008
[3]
夏斌. 定向气井泡沫排水技术研究[J]. 钻采工艺, 2007, 30(5): 149-150. DOI:10.3969/j.issn.1006-768X.2007.05.047
[4]
许园, 蒋泽银, 李伟, 等. 水平井对泡排携液效果的影响研究[J]. 石油与天然气化工, 2018, 47(1): 65-68.
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