非水相泡排剂在榆林南区试验及效果分析

2013-07-04张玉华赵文军宋渊娟

石油化工应用 2013年5期

张玉华，王磊，刘鹏，赵文军，宋渊娟，李丹

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西西安 710200）

榆林南区气层以山2为主，其次为下古气层。榆林南区储层物性变化大，非均质性强，依据榆林气田气井地质储层特征，结合气井生产动态特征和气井排水采气工艺措施，将榆林南区172口气井分为三类、八小类。Ⅰ类气井38 气井，该类井多处于主砂体带上，储层物性好，产能高，生产中无需采取任何工艺措施；Ⅱ类气井75口气井，分为ⅡA、ⅡB、ⅡC三小类，其中ⅡA气井储层物性较好，具备提产能力，一般采取合理工作制度能稳定生产；ⅡB、ⅡC和Ⅲ气井受气井能量和储层物性的制约，气井产能不足，配产较低，导致气井产气量远远小于临界携液流量，气井存在严重积液现象，生产时油套压差大，影响气井正常生产。

1 水体分布特征及产水概况

1.1 水体分布特征

榆林南区自2003年开始，通过近10年大规模、滚动式开发，气区产液逐年增加，水体分布明显。通过气田综合地质研究以及气井储层物性、试气、生产动态、水质监测等资料综合分析表明，分析认为榆林南区陕209 井区上古气藏存在富水区。陕209 富水区面积88.9 km2，地质储量87.8×108m3，估算水体的地下体积为2.416×108m3。近些年，通过建立水体观察井、控水采气以及分线开采的措施，各线井区气井控水效果良好，目前未再发现出水现象。

1.2 气田产水概况

1.2.1 水质特征分析通过2012 全年对榆林南区水质分析（除富水区气井外），榆林南区气田Cl-含量在8.21～143000 mg/L，平均5059.13 mg/L，矿化度在179.52～210111.16 mg/L，平均9204.48 mg/L，水型为CaCl2型（见表1）。

从表1 中可以看出，榆林南区部分气井矿化度偏高，最高可达210111.16 mg/L。除此之外，通过水质分析，部分气井水样凝析油含量较高，以及榆林南区注醇工艺影响，气井产水中甲醇含量高。总体上，榆林南区气田产水呈高矿化度、高凝析油及高甲醇含量“三高”特点。

1.2.2 富水区产水概况 2012 全年富水区气井氯根监测401 井次，矿化度监测109 井次，水质分析结果表明，Cl-含量均在16.32～114483.12 mg/L，平均8817.44 mg/L，总矿化度在174.36～185118.04 mg/L，平均为15393.43 mg/L，均在正常范围内。从富水区历年水气比变化图（见图1）可以看出，控水效果明显。

1.3 泡沫排水采气现状

榆林南区自2002年开始，开展泡沫排水采气试验和优化研究。主要开展了药剂选型、加注工艺、加注制度、加注参数工艺等研究，通过持续完善，从最初单一泡排剂发展为多种、针对不同类型气井的多样性泡排剂，泡排有效率逐年提升，目前能够推广应用（见表2）。

总结榆林南区近些年泡沫排水采气工艺效果，UT-6、UT-11B、UT-17 型三种泡排剂主要针对高矿化度、高甲醇含量、少量凝析油含量的气井产水。对于凝析油含量高的产水气井，泡排效果不明显。

本文针对榆林南区产水气井凝析油含量大，造成井筒集液严重，开发出一种高抗凝析油的起泡剂，优化工艺参数，开展现场试验，排除井筒积液，提产凝析气井产能，对气田后期开采具有重要意义。

表1 榆林气田2012年水质全分析结果统计表

图1 富水区历年水气比变化图

表2 榆林南区历年泡沫排水采气实施情况

2 非水相泡排剂室内实验效果评价

2.1 实验方法

2.1.1 水质分析根据SY/T5523-2000《油气田水分析方法》、SY/T5329-94《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》标准推荐方法中规定的方法，结合榆林南区实际水质确定了一套适合该气田水质的检测方法，分别对不同井区等采出水做水质分析。包括离子分析、凝析油含量分析，甲醇含量采用气相色谱分析。

2.1.2 含凝析油水相发泡非水相泡排药剂（十二烷基苯磺酸钠、GC-1（复配药剂）、十六烷基三甲基溴化铵和十六烷基三甲基氯化铵等多种表面活性剂）在油水比9:1、8:2、5:5、2:8、1:9 溶液中，采用高速搅拌发泡，转速控制在6000～8000 r/min，进行性能评价。

（1）发泡能力测试：复配药剂搅拌结束后，用量筒量取泡沫体积即为发泡能力（mL）。

（2）泡沫稳定性测试：将制备好的泡沫导入自制泡沫测量仪中，用电子秒表计时，记录泡沫仪液面上升随时间的变化值，并换算成体积量。当排液量为50 mL 时即为半衰期t1/2。

（3）携液能力测试：动态泡沫带水法是用于测定起泡剂溶液在气体搅动下，产生泡沫的能力和泡沫含水量，本试验采用的动态带水仪为自制。利用该装置评价起泡剂时，将250 mL 试样溶液加入玻璃管底，然后将空气以5 L/min的流速从管底注入，当泡沫到达上部出口时开始计时，测量3 min 后泡沫带出的液体体积。

2.2 非水相泡排剂性能评价

2.2.1 凝析油与水不同比例的发泡性能非水相泡排药剂（十二烷基苯磺酸钠、GC-1（复配药剂）、十六烷基三甲基溴化铵和十六烷基三甲基氯化铵等多种表面活性剂）在油水比9:1、8:2、5:5、2:8、1:9 溶液中，采用高速搅拌发泡，转速控制在8000 r/min，进行发泡量、半衰期性能评价。

表3 转速8000 r/min下0.5%浓度非水相药剂不同油水比下发泡情况

表4 转速8000 r/min下1%浓度非水相药剂不同油水比下发泡情况

表5 转速8000 r/min 下4%浓度非水相药剂不同油水比下发泡情况

从表3、表4、表5 中数据可以看出：（1）非水相泡排药剂中发泡效果和稳定效果明显；（2）非水相泡排药剂制得的泡沫的半衰期和发泡量随浓度增大而增大。（3）非水相泡排药剂的发泡量随着油水比减小而增大，当油水比为5:5 时，非水相泡排药剂发泡量最佳。

2.2.2 矿化度、甲醇与非水相泡排剂配伍性实验根据榆林南区气田水质特征、地层温度、甲醇含量等气井特点，对非水相泡沫剂进行室内携液能力测试，分析不同因素（矿化度、甲醇含量）对新型泡排剂的影响程度。通过矿化度、甲醇与非水相泡排剂配伍性实验，从表6、表7 中数据可以看出：随着矿化度逐渐升高，非水相泡排剂携液量略有下降趋势，但影响不大；高甲醇含量对非水相泡排剂携液量有影响，但非水相泡排剂携液量依旧能达到泡排要求。

表6 不同矿化度对泡排剂的影响

表7 不同甲醇含量对泡排剂的影响

2.2.3 非水相泡排剂在气田水样中试验结合榆林南区气井生产特征，气田产水特征“三高”高凝析油、高矿化度、高甲醇含量特点，通过选取气田气井水样分析，模拟凝析油、矿化度、甲醇含量同时存在的情况下，非水相泡排剂进行室内携液能力测试，测试结果（见表8）。

从表8 中可以看出：非水相泡排剂在高凝析油、高矿化度、高甲醇含量气井水样中有很好发泡能力和携液能力，能够适用于榆林南区“三高”气井。

3 现场试验及效果分析

3.1 泡排井选择

泡沫排水采气技术适用于弱喷及间喷产水井的排水，对于水淹井、水气比很高且地层压力又较低的井不宜采用。榆林南区近10年开发，目前需要采取泡排措施低产气（小于1.5×104m3/d）井较多，约占总井数58%，属于ⅡC和Ⅲ气井。受气井能量和储层物性的制约，气井产能不足，配产较低，导致气井产气量远远小于临界携液流量，气井存在严重积液现象，生产时油套压差大，影响气井正常生产。

结合泡沫排水采气技术适用条件及实际现场工作经验，分别选取3口凝析油含量为30%、40%、50%的典型低产气井进行现场试验。同时采取3口气井水样，进行室内水质特征化验分析（见表9）。

表8 凝析油、矿化度、甲醇同时存在对泡排剂的影响

表9 3口气井水质特征分析结果表

3.2 现场试验分析

3.2.1 榆43-X 井榆43-X 井生产层位盒8+山2，无阻流量10.1173×104m3/d，配产1.5×104m3/d。水样化验分析凝析油含量30%。开井生产，油套压下降较快，油套压差逐渐增大，日产水量0.3～1.1 m3，产水较少，10月下旬油套压差为3.6 MPa，存在积液现象。该井2012年10月26～11月17日进行间断性连续泡沫排水，采用非水相泡排剂，试验前油套压差为3.6 MPa，泡排后油套压差1.2 MPa，与试验前相比，油套压差减小了2.4 MPa，并延长气井开井时间，生产平稳。

表10 榆43-X 井泡排试验数据表

3.2.2 榆30-X 井榆30-X 井生产层位马五13+马五12+山2，无阻流量3.5459×104m3/d，配产1.0×104m3/d。水样化验分析凝析油含量40%。开井生产过程中，油套压下降较快，油套压差逐渐增大，日产水量0.3～1.0 m3，产水较少，5月下旬油套压差持续较大，判断井筒存在积液现象。

表11 榆30-X 井泡排试验数据表

该井于2012年6月3～6月26日进行间断性连续泡沫排水，采用非水相泡排剂泡排后（见表11），油套压差较小，产液量增多，气井生产平稳，效果明显。

3.2.3 榆28-X 井榆28-X 井生产层位马五13+盒8，无阻流量11.098×104m3/d，配产0.5×104m3/d。水样化验分析凝析油含量50%。该井属于典型小产量气井，开井生产后，油套压下降较快，油套压差逐渐增大，日产水量0.3～0.8 m3，产水较少，10月上旬油套压差持续较大，判断井筒存在积液现象。

该井于2012年10月21～11月22日进行间断性连续泡沫排水，采用非水相泡排剂泡排后（见表12），油套压差较小明显，产液量增多，气井生产平稳，效果明显。