赵梦龙，史昆，赵玉，鲁明春，许鸷宇

(1.中国石油青海油田分公司钻采工艺研究院，甘肃 敦煌 736202；2.中国石油青海油田分公司采油一厂，甘肃 敦煌 736202)

0 引言

涩北气田位于柴达木盆地，属于第四系浅层生物成因气田，由三个气田组成，具有储层岩石疏松、气井普遍出砂、气层数多而薄、层间非均质严重、气水分布复杂、压力敏感较强等特点。涩北气田构造形态完整，圈闭受构造控制且储层连片分布，但由于气藏顶部区域盖层、各含气小层的隔层(厚度和分布的稳定性)、小层非均质性、天然气充满程度、驱动能量及边界条件等都存在差异，致使气、水边界和含气面积各不相同，气、水界面不完全受构造等深线控制[2-6]。

从地质预测数据分析，2020—2025年气井平均产气、产水量均在泡排工艺界限之内，从积液程度分析，涩北气田目前积液井400口，其中轻微、中等积液占63%，可用泡排工艺实现该类气井的基础维护，在严重积液井，泡排可与撬装气举结合作为零散井的维护。因此，泡沫排水采气技术是一种常规的排水采气技术，被广泛应用于各油田［1］，整体效果可控，形成的泡排选井工艺界限适用于未来5年，但面对日益严重的出水、出砂、低压问题，需要加大现场试验的力度，向规模化、精细化、智能化的方向发展，以满足维护气井正常生产的需求。

1 涩北气田泡沫排水采气技术适应性研究

1.1 泡沫排水采气工艺的筛选

近几年在涩北气田先后试验了柱塞气举、涡流携气、速度管柱、螺杆泵机抽、电泵机抽等，受出砂、结垢等因素的影响，未能获得推广。通过多年实践与研究，涩北气田制定了“轻微、中等积液井泡排、严重积液井气举机抽”的分类治理对策[7]。今后一段时间将主要是泡排和集中增压气举。排水方式由“间歇”向“连续”转变。

根据前人研究成果，判别井内是否有积液的经验公式如下[8]：

式中：vsg为气体临界携液流速为修正系数；为Turner模型计算结果。

将计算得到的气体临界携液流速转化为标准状况下的产气量，可以得到相应的气体临界携液流量：

式中：QSC为气体临界携液流量(m3/d)；A为油管面积(m2)；p为压力(MPa)；T为温度(K)；Z为气体偏差系数。

油套压差小于1.5 MPa，临界携液流量比大于0.6，积液高度在300 m内气井适合进行泡沫排水采气作业，如表1所示。有效的指导了泡排工艺的推广应用。

表1 积液气井分类表

1.2 涩北气田泡沫排水采气应用效果研究

涩北气田泡沫排水采气工艺自2007年至今经历了先导试验期、工艺推广期和效果改善期三个阶段。2011年至2020年，涩北气田规模推广应用泡沫排水采气工艺1 000余口井共10 000余井次，平均有效率89.6%，累计增气50 000×104m3，累计增排水70×104m3。2020年涩北气田各区块泡效果明显，措施作业300余口井，累增气量2 000×104m3。统计历年泡排效果可见，随着气田出水形势加剧，虽泡排工作量逐年上升，但泡排效果逐年变差，年增产气幅度由最高的10 000×104m3，降低到目前的2 000×104m3。

针对泡排效果变差的实际，改变选井思路，采用理论计算法(临界携液流量法+软件计算法等)和生产实践法(关井油套压差法+采气动态曲线法+流压梯度测试法+回声仪测试法等)相结合快速判断气井是否积液，重点对轻微积液井和中等积液井开展泡排作业，确定了涩北气田泡排井适应范围[9]，如表2所示。

表2 涩北气田泡排井适应性统计表

通过作业后泡排效果分析及生产动态跟踪，调整积液井的泡排制度，此部分井往年需通过气举+泡排的方式稳定生产，2019年开始通过加密泡排周期及增加起泡剂加注量，均能正常携液生产。如台南气田某井，2018年气举+泡排维护(泡排周期7天，药剂加注量3.45 kg)，2019年泡排稳定生产(加注周期3天，药剂加注量4.3 kg)，具体如图1所示。

图1 台南气田某井生产曲线

通过室内优化实验，优化加注制度。确定最佳加药浓度4‰。结合生产数据，优化形成不同适应条件下的泡排井加注周期，具体如表3所示。

表3 加注周期推荐表

通过改善泡排工艺效果研究，2019年至今共实施泡排2 600余井次，泡排有效率稳定在88%，累计增气3700 ×104m3，累计增排水13×104m3，目前增气率5.3%，增排率11.3%，泡排整体效果得到改善。

2 涩北气田泡沫排水采气工艺应用存在的问题

2.1 泡排设备难以满足积液井治理需求

涩北气田2020年较2019年积液井增加45口，积液高度上升达80 m以上，积液井数、积液高度仍呈现加剧趋势。涩北气田泡排设备主要以移动泡排车、固定式消泡撬为主、站内集中消泡流程和井口固体消泡装置为辅。部分积液井需要连续泡排，现有泡排车和消泡撬自动化程度低，无法实现智能注消，消泡撬未配置自动搅拌装置，现场需人工每半小时搅拌一次，既增加了劳动强度且影响泡排效果，现有泡排规模与治理需求尚不匹配。

2.2 泡排剂的应用对后续工艺的影响

目前所用药剂对水平井、低压低产井、出砂井泡排效果差。部分气井一次打入较多起泡剂导致气井停躺，需通过人工助排等方式恢复生产。涩北气田采用“一级增压”集输工艺，集气站设置有压缩机组，未分离彻底的泡沫进入压缩机组会导致压缩机缸体水击、腐蚀等风险，增加运行维护成本[10]。

3 泡沫排水采气技术发展方向研究

随着涩北气田水侵加剧，泡排井数、井次和消泡时间不断增加，井距大、井口无供电系统。利用现有远程监控数据系统，建立泡排气井数据库，结合理论计算与生产实践形成泡排预警机制，实现自动监控、数据远传。研发应用太阳能及风能互补发电技术，实现井口供电。最终形成智能化注销一体撬装装置，对泡沫排水采气技术的发展奠定基础。

3.1 研发应用气田智能化注销一体化装置

根据单井生产情况，设计井口连续起泡剂消泡剂注入装置，利用太阳能风力供电系统实现远程监控、智能控制。

(1)井口连续加消装置。连续加起泡剂、消泡剂(无间断)，根据生产规律，现场手动调节排量，一次调好后相对长时间不变，保持气井稳定生产。起消系统压力设计：10 MPa；选择可调式注入泵，前期流量加大，待气井平稳生产后转小流量连续加注。起泡剂、消泡剂罐容500 L，一体式橇装，冬季保温防冻。

(2)风光互补发电系统。满足井口连续加消装置正常运行，防冻保温、远程监控等正常用电。蓄电池容量保证至少三天的用电需求。风光互补发电，电池电压低于一定值即电量欠充足时停止电机运行，电池仅供监控用电及冬季保温用电，并发出报警信号到手机。

(3)自动化监测系统。实现流量、压力、液位实时监控、调节；泵超压连锁保护；数据上传至远程数据系统。储罐内液位低达下限时，自动停泵停止搅拌并发出报警信号到手机待人工远程确认处理。注入泵压力高于上限或低于下限时，及时停泵，停止搅拌并发出报警信号到手机待人工远程确认处理。

4 结语

(1)涩北气田采用理论计算和生产实践相结合快速判断气井是否积液，重点对轻微积液井和中等积液井开展泡排作业，确定了涩北气田泡排井适应范围，能极大提高气田泡排工作准确率、为科学开发气田打下良好的基础。

(2)在气井的不同生产阶段利用气田排水采气各种措施的特点结合气井自身情况能准确优选排水采气措施实现对积液气井一井一法的科学管理。

(3)针对涩北气田积液井持续增加，积液高度持续增高的现状，泡排设备无法满足现场作业需要，急需开展智能化注销一体化泡排设备的研究与应用。建立积液井预警系统，优化加药方案。以此提高气田工作效率，推动气田的建设。

(4)随着涩北气田水侵加剧，泡排井数、井次和消泡时间将不断增加，预测2021年泡排工作量将达到6 400井次，目前设备无法满足泡排需求，预计目前设备缺口设备21台。泡沫排水采气已经发展成为一种常规的针对低压产水井排水采气技术。智能化应用方面欠缺严重，下一步需开展重点研究与应用。