UT-1型起泡剂在磨盘场石炭系气藏的应用

赵朝文 任 科 李力民 何大凤 戚 杰

1.中国石油西南油气田公司重庆气矿，重庆 400021；2.成都孚吉科技有限责任公司，四川，成都 610017

0 前言

磨盘场潜伏构造地处重庆市忠县境内，位于大池干井构造带中段东翼断下盘的一个潜伏构造。 气藏地震勘探始于1971 年，钻井始于1987 年。 目前磨盘场石炭系气藏先后完钻井共6 口 （池22、022-2、56、61、061-1、061-2 井），6 口井总测试产气量为198.64×104m3/d。

1 气井情况

池061-1 井位于大池干井构造带磨盘场构造中南段近轴部。 池061-1 井于2009 年2 月4 日投产，投产初期地层压力43.019 MPa，生产套压25.97 MPa，生产油压8.0 MPa，日产气约17×104m3，日产水0.3 m3，池061-1 井压力特征及相关参数见表1。试验前该井生产套压7.13MPa，生产油压1.72MPa， 日产气0.6×104m3， 日产水0.3m3， 累产气0.87×108m3，累产水1 165 m3。试验前池061-1 井通过间歇性放喷提液制度生产，未采取其它排水采气工艺措施。

表1 池061-1 井气藏压力特征及相关参数

池061-1 井2011 年1 月1 日～2013 年1 月10 日采气曲线图见图1。由图1 可以看出，随着池061-1 井开发时间的推移，池061-1 井产能逐步下降，产气量、油套压开始波动，池061-1 井受积液影响日渐明显，见图1。 随着产量进一步下降，油套压差进一步增大，井底积液严重制约池061-1 井产能发挥。

池061-1 井需通过加注起泡剂来恢复正常生产［1-3］。针对目前池061-1 井生产情况，通过药剂配伍性实验优选出适用于池061-1 井的药剂，通过现场加注试验最终形成适用于池061-1 井的泡排工艺技术。

2 药剂选型

2.1 地层水性质

池061-1 井水质情况见表2。

2.2 起泡剂选型

根据该井地层水水质特征及井身结构［4］， 初步筛选出6 种起泡剂， 其型号分别为：UT-1、UT-5B、UT-5D、UT-1 C、UT-15、UT-6。

2.2.1 发泡能力实验

实验使用罗氏泡沫仪评价起泡剂的起泡能力和稳泡性， 分别测试6 种药剂浓度为1.00‰时， 在池061-1井水样中的发泡能力，结果见表3。

表3 1.00‰起泡剂在池061-1 井水样中的发泡能力

通过发泡能力实验可以看出，6 种起泡剂在池061-1 井水样中均有一定的发泡能力，同一浓度相比之下，液体UT-1 和固体UT-6 的发泡能力最好。

2.2.2 携液能力实验

分别测试6 种药剂浓度为1.00‰时，在池061-1 井水样中的携液能力［5］，结果见表4。

通过携液能力实验数据可以看出，6 种起泡剂在池061-1 井水样中均有一定的携液能力， 同一浓度相比之下，液体UT-1 和固体UT-6 的携液能力最好。

2.2.3 水样与药剂配伍性实验

通过上述实验得出：6 种起泡剂在池061-1 井水样中液体UT-1、固体UT-6 的发泡能力、携液能力最好。 因此在以下配伍性实验中选用UT-1、UT-6。

表4 1.00‰起泡剂在池061-1 井水样中的携液能力

分别称取2.50 g UT-1 起泡剂于两个250 mL 广口瓶中，再分别加入池061-1 井水样溶解稀释至250 g，得到药剂浓度为1.00%的样液，观察其状态。 然后将样液放入烘箱中， 在90 ℃条件下静止恒温4 h 后取出观察其状态，结果见图2～4。

用以上同样的方法测试UT-1 及UT-6 分别在池061-1 井水样中的配伍性，结果见表5。

通过以上配伍性实验可以得出：UT-1 能完全溶于池061-1 井水样中，混合溶液无分层现象、无沉淀产生；UT-6 能完全溶于池061-1 井水样中， 混合溶液无分层现象、无沉淀产生，但溶液变成乳白色浑浊状态。 说明UT-1 与池061-1 井水样配伍性好于UT-6。

图2 池061-1 井水样恒温前、 后照片

图3 UT-1 与池061-1 井水样恒温前、 后照片

图4 UT-6 与池061-1 井水样恒温前、 后照片

表5 药剂配伍性实验结果

2.2.4 最佳浓度确定实验

根据配伍性实验结果， 选取UT-1 作为池061-1 井的起泡剂。 分别测试UT-1 药剂浓度为1.00‰、1.50‰、2.00‰时，在池061-1 井水样中的携液能力，结果见表6。

从以上实验数据可以看出：UT-1 在池061-1 井水样中，当药剂浓度为1.50‰时，携液率达到82.75%。根据实验室数据和现场应用数据对比分析结果显示，起泡剂在实验室测试的携液率达到75.00%时，在现场使用能满足生产排液需要，因此建议在池061-1 井泡沫排水采气工艺中最佳使用浓度UT-1 为井底积液的1.50‰。

表6 不同浓度的UT-1 在池061-1 井水样中的携液能力

2.3 消泡剂选型

根据水样性质及初步确定消泡剂型号为：FG-2 A 和FG-2B。

2.3.1 消泡剂与起泡剂的配伍性实验

取两种消泡剂在含UT-1 的池061-1 井水样中进行配伍性实验发现：FG-2 A、FG-2B 能溶于含UT-1 的池061-1 井水样中，混合后溶液具有良好的流动性，无沉淀产生，无分层现象，在30 ℃条件下恒温4 h 后混合溶液无变化。 说明FG-2 A、FG-2B 与含UT-1 的池061-1 井水样有良好的配伍性能。

2.3.2 消泡剂破泡及抑泡能力实验

配比含1.50‰UT-1 的池061-1 井水样起泡液，配制浓度为1.00%的FG-2 A、FG-2B 消泡剂稀释液， 用超级恒温水浴预热恒温携液仪，测取当纯消泡剂与纯起泡剂比例分别为1∶2、1∶1、2∶1 时的破泡时间和抑泡能力。 消泡剂在起泡液中的破泡及抑泡能力实验结果见表7。

表7 消泡剂在起泡液中的破泡及抑泡能力实验结果

通过破泡及抑泡能力实验结果可以看出，FG-2 A 和FG-2B 在含UT-1 的池061-1 井水样中有较强的破泡及抑泡能力，当纯消泡剂∶纯起泡剂=1∶1 时，破泡时间≤10 s，泡沫高度≤100 mm。 实验室数据和现场应用数据对比分析结果显示，在实验室破泡能力测试破泡时间≤10 s，抑泡能力测试产生泡沫高度≤100 mm 时，在现场应用就能达到较好的破泡、抑泡效果，满足稳定生产要求。 因此建议在池061-1 井消泡工艺中使用FG-2 A 油气田用有机硅消泡剂或FG-2B 油气田用有机硅消泡剂，其最佳使用量与该井起泡剂用量的比例为1∶1。

3 现场应用

3.1 现场加注试验

2013 年1 月10 日开始加注起泡剂，加注前池061-1井套压7.13 MPa，油压1.72 MPa，日产量0.6×104m3。 加注制度见表8。

表8 池061-1 井泡排加注制度

3.2 效果评价

图5 泡沫排水采气措施前后生产动态曲线

通过图5 加注前后生产曲线图可以看出， 实施泡沫排水采气措施后，池061-1 井日产气量由0.6×104m3上升至2.0×104m3，日产水量由0.3 m3上升至8 m3，带液连续且效果显著，产气量和产水量均趋于稳定。 油套压差由5.35 MPa 下降至0.9 MPa，并且未出现明显波动。 仅2013年1 月池061-1 井共增产天然气量约17.5×104m3，池061-1 井泡排措施取得明显效果。

4 结论

a）池061-1 井泡排工艺现场试验表明，药剂室内初选和配伍实验的有机结合筛选药剂是泡排工艺措施成功的保证。

b）池061-1 井通过加注UT-1 型起泡剂，实施泡沫排水采气措施，仅2013 年1 月池061-1 井就增产天然气量约7.5×104m3，取得了明显的增产效果。 磨盘场气田泡沫排水采气的配套工艺技术，可在该气田其它产水气井中推广使用。证明UT-1 型起泡剂适合磨盘场气田，可在该气田其它产水气井中推广使用。

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