丛式气井智能化泡沫排水采气工艺在延北项目的应用

翟中波 舒笑悦 陈 刚 漆世伟 王 斌 余 潮 王泰基 王睿峰

（1.斯伦贝谢长和油田工程有限公司，陕西 西安 710016；2.电子科技大学成都学院，四川 成都 611731；3.陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司，陕西 延安 716000；4.斯伦贝谢中国公司，北京 100015）

0 引言

延北项目位于延安市以北，处于鄂尔多斯盆地天然气富集区的南缘，属于致密气项目。产水气井在生产一段时间后，近井筒地带地层压力逐渐减小，生产压差随即减小，造成产气量下降，低于临界携液气量时，天然气不能正常携液造成液滴在井筒下部不断积聚，增大井底流压，进一步减小气量，造成气井积液甚至水淹不能生产［1-3］。

泡排作为一种排水采气措施，具有作业简单、易执行、经济性好和见效快的特点。根据物态分类，起泡剂主要分为泡排棒和泡排剂两种。其中使用泡排剂作为起泡剂时，投送方式又分为两种方式：①使用6.35 mm 同心毛细管从油管直接泵至井底；②套管（或油管）泵入靠自重到达井底［4-9］。使用同心毛细管可以直接将起泡剂送至气层积液位置，见效快，对油套管腐蚀伤害小，但涉及到井筒和井口改造，前期投入大且修井作业复杂后期维保费用高。与之对比，地面泵入依靠自重到达井底的泡排剂加注方式无修井作业、安装维保简单，因此陆上油气田多采用地面加注药剂的方法。人工单井现场注剂，上井频繁致用工及车辆设备动用频次高、工作量大；有一定的安全和人身健康风险；人员车辆现场滞留时间长、作业效率低；受气候、交通和人为等因素干扰，加药效率、准确率和保证率较低，作业制度较难落实，预期效果不易保证；单位投资和维护成本高，且无法做到远程管控和信息化管理。这些弊端成为制约气田现场生产、技术和安全管理升级的薄弱环节。为了提高泡排注剂效率，不同研究者研制了不同的自动投棒或者注剂装置［10-12］，根据实际情况引进了丛式气井智能泡排注剂设备，可以一套设备供多井注剂，降低了设备作业成本，提高泡排注剂的增产效果和效率，实现了远程管控和信息化管理。

1 理论基础

储层流体在从地层进入井筒之后要克服各种压力损失并在气流速度大于临界携液流速的时候将产出液体带到地面。根据李闽模型，气体临界携液流速vc为：

式中，vc为气井临界携液流速，m／s；ρL为液体密度，kg／m3；ρG为气体密度，kg／m3；σ为气液表面张力，N／m；

泡沫排水采气的原理就是通过加入起泡剂与积液反应大大降低气液表面张力σ，借助天然气的搅动作业形成大量低密度的含水泡沫ρL，（备注：根据文献数据，表面张力可以降至原值的1／2，变为泡沫状时液体密度可以降至原值的1／5）［13］，同时减小水气混相上行中的液体滑脱［14-15］，从而在较低的气量下产生更好的携液效果，相当于变相降低了临界携液气量［16-17］。

2 丛式气井智能泡排注剂系统结构

丛式气井智能泡排注剂系统［12］32包括高压柱塞泵、多井选通阀岛（换向阀）等关键设备和太阳能供电系统、注剂智能控制器、药剂箱（泡排剂／缓蚀剂／甲醇）等辅助设备组成，装置的工艺流程图如图1所示，其中多路阀用于注剂管路的选通，实现一泵对丛式气井多个井口的药剂加注。多路阀出口到各个气井环空的管线上各安装有单流阀，作用为只让泡排剂进入环空，而环空内气体无法回流入高压泵，确保智能注剂系统的安全运行。

使用前将泡排剂以及缓蚀剂／甲醇加入相应的药箱，在远程控制端的智能泡排控制界面设定注剂量和注剂时间，输入的指令经由GPRS（General Packet Radio Service，通用分组无线服务技术）被井场无线模块接收，通过RTU（Remote Terminal Unit，远程终端单元）处理接收到的指令并自动修改丛式气井智能注剂装置内的加注量，如图2所示的核心控制部件内的RTU 根据加注量及泵排量，计算出相应井的注剂时间，并通过多路阀选择相应的井，被泵入的泡排剂则沿着相应管线被泵入油套环形空间，在重力作用下沿着套管壁或者油管壁下行至井筒积液位置，与此同时，RTU 将加药记录和药箱剩余液位等数据传输到远程控制终端。

延北项目使用数字化气田技术（DGF，Digital Gas Field）：单井的油套压、气量和温度数据经过现场传感器采集之后经过延北数据中心（SCADA）处理之后以Power BI／OFM等方式实时监测气井的生产状态并可以自动生成相关报告（图3）。操作人员结合气井的实际生产参数（油压、套压、气量、温度）及时调整注剂量和注剂周期，实现丛式气井智能泡排。

图1 延北智能泡排注剂系统工艺流程图

图2 智能泡排注剂系统核心部件图

3 现场应用及效果评价

延北项目选取一个井场中的4口井作为丛式气井智能泡排的试验井，选用的研究井均为139.7 mm 套管内下入73.02 mm或88.9 mm油管，其中油管作为生产通道，油套连通良好，地面泡排剂注入泵将泡排剂通过套管阀泵入油套环形空间（图4）：液态泡排剂通过自重作用流入井底积液位置，在气流扰动下泡排剂发挥作用。

图3 延北项目数字化气田技术图

图4 带有环空的气井泡排示意图

Y31-7井属于定向井，压裂试气后于2018年7月投产，“一点法”求产测得初始无阻产气量为8.4 ×104m3／d，2019 年10 月份套压不断增大，气产量降低，低于按照李闽模型计算和PIPESIM 模拟的临界携液流量，气井开始积液，随后间开生产，2020 年逐渐加入泡排，有效果但是有效期短，需要频繁加注，费时费力。2020年5月安装丛式气井智能泡排设备，并开始智能泡排注剂。如图5所示绿色虚线之前此井积液后的排水采气措施为间开加人工泡排，虚线之后的措施为丛式气井智能泡排注剂，从图中可以明显看出来，人工泡排注剂有效期为2 d左右，气量很快从 3.6 × 104m3／d 降低至 0.9 × 104m3／d，不能正常携液而积液，需要再次注剂，但是囿于人力及气候等原因，在智能泡排之前平均泡排周期为8 d／次，82 L／次（孚吉UT-7，原液∶清水体积比为1∶4）。智能泡排几乎1 天1 次，20～50 L／次不等。在产水气井生产后期，地层压力低，液态泡排剂的加入可能造成静液柱增加、井底流压增大、气井被压死的问题发生［18-19］，此效应对小内径的速度管井尤其明显［13］5，［14］5。智能泡排用药量更小，使用丛式气井智能泡排目前没有出现泡排剂将井压死的情况。

如图5所示，智能加注泡排之后，气量由原来的0.99 × 104m3／d（不稳定）上升为稳定的1.55 × 104m3／d；套压由上下波动不稳定变为正常开采状态下的稳定缓慢下降，油套压差不断减小，平均油套压差比人工加注小1.4 MPa；温度也从原来的随环境温度上下波动变为受井筒内流体温度主导成为相对稳定状态，气井积液问题得到根本性解决。此丛式气井智能泡排系统可以1 套设备最多服务井丛的8 口井，经济效益明显高于人工注剂，且能充分解决气井的积液问题。

4 经济性评价

图5 丛式气井智能泡排前后生产参数的变化情况图

丛式气井智能泡排在延北项目目前应用了4口井（图 6），从 2020 年 5 月 23 日到 2020 年 9 月 6 日共 107天，智能泡排连续加注花费为15.2 万元；对比人工注剂，3 天加注一次，4 口井预计花费19.6 万元，花费降低了22.4%。时间周期拉长，即使不计算增加的气量，智能泡排系统的经济性能显然更加优异（表1）。

从增气量上看，单井日增气量为0.1×104～0.56×104m3／d，单井平均日增气气量为0.34×104m3／d，丛式气井井台日增气量为1.36×104m3／d，与人工加注相比，智能泡排日增气量增加了24.8%，有效减少井底积液，经济效益显著增加。

图6 丛式气井智能泡排前后气量变化情况图

表1 丛式气井智能泡排综合效益表

5 结论

1）丛式气井智能泡排设备安装调试方便、运行稳定，结合延北项目的数字化气田项目使用，可以远程操控管理（调整注剂制度，安全高效），节省人力物力，实现了一泵对井丛多个井口的全天候泡排剂加注，能够完全满足产水气井泡沫排水采气的注剂需求。

2）使用丛式气井智能泡排注剂之后，气量稳定且增加显著；套压也稳定并缓慢下降，油套压差不断减小；温度也变为相对稳定的状态，排水效果良好，气井积液问题得到根本性解决。

3）不管作为固定资产投资还是采用服务合同模式，与人工注剂相比，丛式气井智能泡排系统的花费降低22.4%，日产气量增加24.8%，综合经济性能较好。