刘广峰，高 燕，张俊璟，陈姗姗，李雪娇

(1.石油工程教育部重点实验室 中国石油大学，北京 102249;2.康菲石油公司，德克萨斯州 休斯顿 77079;3.中油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 605007)

引 言

泡沫排水采气是苏里格气田有效的采气技术［1－8］。目前，泡排剂在单一抗盐、抗油及抗温等方面性能有一定提高，但对于产出水矿化度与凝析油含量均较高的高温深井而言，上述泡排剂均无法满足工况要求。苏里格气田S75井区产出水水型为CaCl2型，平均总矿化度为21923.87 mg/L，阴离子中Cl－含量占绝对优势。地层水的钠氯系数大部分小于0.5，为CaCl2－Ⅴ型，脱硫系数为0.08～14.60，脱硫作用比较彻底。S75井区平均井深为3525 m，井温、凝析油含量较高。针对S75井区高矿化度、高温、高凝析油含量的特点有必要研究新型的泡排剂。

1 泡排剂研制及评价

1.1 泡排剂初选

根据单种起泡剂与稳泡剂筛选实验，优选出性能较好的起泡剂和稳泡剂，同时增加常规聚合物型增黏剂作为助剂。通过反复实验，评价复配体系的泡沫性能，找出优势复配比，最后获得5种配方(表1)。

表1 泡排剂主剂、助剂及稳泡剂复配比

1.2 抗盐性能评价

地层水的矿化度对泡沫具有较强的消泡作用［9－10］。图1为模拟地层水矿化度(钙离子浓度为10000 mg/L)对泡排剂起泡及稳泡性能的影响。可以看出，地层水矿化度增加，使 FDA1、FDA2、FDA3、FDA4四种泡排剂起泡、稳泡性能略有降低，对FDA5性能影响较大，当矿化度大于10×104mg/L时，起泡高度和稳泡高度大幅降低。

图2为钙离子含量对泡排剂起泡及稳泡性能的影响。可以看出，矿化度一定时(16×104mg/L)，FDA1、FDA2、FDA3、FDA4 泡排剂起泡性能及稳泡性能均随地层水中钙离子含量增加而略有降低。相对而言，对FDA5的起泡性能影响相对较大，当钙离子含量达8000 mg/L以上时，泡排剂FDA5的起泡性能及稳泡性能大幅降低。

图1 起泡高度随矿化度变化曲线

图2 起泡高度随钙离子浓度变化曲线

1.3 抗油性能评价

在天然气开采过程中，井底积液中经常含有一定量的凝析油，凝析油具有较强的消泡作用，易使泡沫性能变差［11］。实验采用模拟地层水样，钙离子含量为10000 mg/L，总矿化度为16×104mg/L，采用93号汽油进行模拟，实验温度为90℃。采用罗氏泡沫仪测试不同含油量条件下泡排剂起泡性能(表2)。

由表2可知，FDA1泡排剂抗油性能最佳，油含量为30%时，起泡高度仍达到140 mm，且随时间延长，泡沫会上升至罗氏泡沫仪上端口。FDA4泡排剂抗油性次之，FDA2与FDA3泡排剂抗油性能相对较差，虽然初始起泡高度较大，但稳泡效果较差。FDA5即使在油含量较低的情况下也无法形成有效泡沫。

表2 泡排剂抗油性能

1.4 抗温性能评价

将配置好的起泡剂放入老化罐内高温24 h，老化温度为150℃，然后采用罗氏泡沫仪对老化后起泡剂的起泡性能进行评价，实验温度为90℃(表3)。由表3可知，上述5种泡排剂都具有良好的抗温性能，在150℃高温老化24 h后起泡性能基本没有明显变化。

表3 泡排剂抗老化性能

1.5 携液性能评价

对 FDA1、FDA2、FDA3、FDA4 抗盐、抗油、耐温性能较好的泡排剂进行携液性能评价(表4)。地层水矿化度为16×104mg/L，实验温度为20℃。在无油条件下，泡排剂加量为0.25%，在凝析油条件下，泡排剂加量为0.30%。由表4可知:在蒸馏水条件下，4种泡排剂具有较强的携液能力;在高矿化度、高钙条件下，携液能力虽然有所下降，但下降幅度较小，仍具有较强的携液能力;随汽油含量增加，泡排剂携液能力相继下降，当汽油含量达到20%以上时，FDA2、FDA32种泡排剂完全失去排液能力，FDA1与FDA4抗油性能较强，含汽油达到40%时，仍具有较强的携液能力。

表4 泡排剂携液能力

综合上述实验，5种泡排剂中FDA1在高矿化度、高温、高凝析油含量条件下的起泡性能及携液性能最好。

2 以全井为控制条件的积液判断

气井要达到连续排液的条件是气流上升速度不小于临界携液流速［12］。Turner模型的控制条件取在井口，也有学者认为以井底为控制条件［13］。因此，本文以全井为控制条件，将全井的实际流速与临界携液流速进行比较。

以S75－66－34x井为例，最小临界携液流量采用李闽的椭球形模型公式［14］。

气井携液的最小流速为:

式中:vg为临界携液流速，m/s;σ为气液表面张力，mN/m;ρ1为地层液密度，kg/m3;ρg为天然气密度，kg/m3。

天然气密度ρg=3484.4，相对密度 γg为 0.56，σ =60 ×10－5N/m，代入式(1):

式中:p为气体压力，MPa;Z为偏差因子;T为气体温度，K。

由于气水比大于2000 m3/m3，属于高气水比气井。井口到井底压力分布采用Cullender－Smith修正方法进行计算，将井的相关参数带入式(2)，计算结果见图3。从井底到井深为1000 m处实际流速均小于临界携液流速，表明S75－66－34x气井已经发生积液。利用同样的方法计算S75井区其他井的积液情况，其中15口井已经积液。

图3 S75－66－34x井积液情况判断

3 泡排剂现场试验及效果分析

2014年对15口气井进行FDA1泡排剂泡沫排水采气现场试验，累计增产气量92.86×104m3，油套压差平均降低0.87 MPa，平均日产气增幅为35.2%。

以S75－77－24井为例，其生产层位为盒8、山1和山2段，常规配产为1.2×104m3/d。2014年6月8日至9月20日，由套管加注泡排剂，浓度为0.5%，加注量为15 L/d，加注周期为2 d，油压为3.93 MPa，套压为7.88 MPa。泡排前日产气量平均为 0.38×104m3/d，油套压差平均为 4.44 MPa，泡排后日产气量为0.58×104m3/d，增加了52.6%，油套压差为3.54 MPa，下降了20.3%。

4 结论

(1)经过对起泡剂、稳泡剂及助剂的初选，得到5种配方。从抗盐、抗油、抗温及携液性能方面进行评价，以FDA1泡排剂效果最好，在矿化度为16×104mg/L、凝析油含量为50%、150℃下有较好起泡和稳泡性能，在矿化度为16×104mg/L、凝析油含量为40%时有较好的携液能力。

(2)为精确计算气井积液情况，应以全井为控制条件，计算井筒各处的临界携液流速并与实际流速对比来进行判断。

(3)对S75井区15口井进行FDA1泡排剂现场试验，累计增产气量为92.86×104m3，平均日产气增幅为35.2%，效果显著。

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