苏里格气田泡沫排水采气现场试验资料
苏里格气田气井产水分析及新型泡排剂试验
苏里格气田气井产水分析及新型泡排剂试验牟春国;马海宾;谈泊;李彦彬【摘要】This paper analyzed the production water types of Sulige gas field, main include Formation water,dilute the formation water,condensate water,condensate oil,A burst of water;analyzed bottom effusion characteristics of the gas well, based on the characteristics of peak pressure,the tubing pressure and casing pressure changes,the curve changes of the gas production, can determine the down-hole liquid situation of gas well. Introduced three in- vestigation methods on production water of gas well：dynamic analysis of production,the shut-in recovery pressure investigation, well-bore pressure gradient test method, the three methods are commonly used and effective method on gas wells investigation of produced water in Sulige gas field. Introduced the preferred method and optimization principles of foaming agent of drainage gas with foam, combination the water quality of the formation water the pilot area, optimized the ERD-05 foaming agent and the ERD-06 foaming stick these two foaming agent; to optimize the filling system of the foaming agent, Carried out the field test of Foam drainage gas, the effect is obvious of drainage and increase production of the test wells.%分析了苏里格气田气井的产水类型,主要有地层水、淡化地层水、凝析水、凝析油及陈发型出水;分析了气井的井底积液特征,通过压力峰值、油套压变化、产气量变化曲线等特征可以判断气井井底积液情况。
苏25井区产水气井分析及泡沫排水技术应用
苏25井区产水气井分析及泡沫排水技术应用白晓弘;陈姗姗;陈德见;刘广峰;何顺利【摘要】Accompanied with exploring development of Sulige Gas field, the formation pressure continuously dropped, water production of gas well increased and since the liquid-loading condition of most wells are unknown, it affect the effect of drainage gas recovery technology. Analysing the variation of pressure and production and the properties of gas reservoir for the no liquid-loading well or already liquid-loading well in the Su25 district. The study resulst show that the no liquid-loading wells often have better properities or lie within the main sand belt, and possess high productivity and good production stability. The already liquid-lodaing wells often have poor properities or lie in the sides of the main sand belt, and possess low productivity and poor production stability. The common fluid-carrying model such as spherical model and ellipsoid model model, after comparing the actual condition of the gas well in su 25 area with the result of two models, ellipsoid model model fit it well. And then briefly introduced the commont useful foam drainage gas recovery technologies in Sulige Gas field, analyzing the effect of foam drainage gas method with typical well.%随着苏里格气田的开发,地层压力不断下降,气井普遍产水,且大部分井积液状况不明,影响了排水采气的效果.针对苏25井区的生产现状,从压力、产量的变化和气藏物性等方面分析了积液和未积液井的生产特征.未积液井一般物性较好,或处于主砂带内部,生产能力和生产稳定性较好；积液井一般物性较差或处于主砂带附近,生产能力和生产稳定性较差.利用常用的临界携液流量模型——圆球液滴模型和椭球液滴模型,结合井区气井实际生产动态特征,对比了两种模型的计算结果,椭球携液模型与实际情况符合程度较高.简要介绍了目前苏里格气田常用的泡沫排水采气工艺并结合典型井分析了该工艺的效果.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2012(012)001【总页数】5页(P172-176)【关键词】苏25井区;生产特征;携液模型;泡沫排水【作者】白晓弘;陈姗姗;陈德见;刘广峰;何顺利【作者单位】长庆油田公司油气工艺研究院,低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710021;中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京102249;长庆油田公司油气工艺研究院,低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710021;中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE372苏25井区位于苏里格气田东北端，鄂尔多斯盆地陕北斜坡中北部，为辫状河和曲流河沉积，主要的开发层系是二叠系石盒子8段气藏，孔隙度7.99%，渗透率0.73 × 10-3μm2，属于特低渗、低压、低丰度气藏。
苏里格气田泡沫排水采气现场试验资料
一、苏里格积液气井排查
（1）压力出现峰值 一般气井有液体产出而没有井底积液时，
液体以小液滴的形式存在于气体中（雾状 流），并且对节流嘴前后压力没有任何影响； 而当液体以段塞流的形式通过节流嘴时，由 于液体密度相对较大，会导致节流嘴前后压 力产生一个峰值，说明液体开始在井筒中堆 积，或者液体以段塞流的形式到达地面，并 开始以不稳定的流量产出。
长庆油田苏里格气田研究中心
一、苏里格积液气井排查
（2）经验公式法 苏联学者提出了判别井内是否有积液的经验公式，表达式如下：
11
Vkp ? 5.28(45 ? 0.445Pw f )4 Pwf 2 式中： Vkp —气井临界排液速度，m/s； Pw f —井底流动压力，MPa；
研究表明，不积液的气井的临界流速随着井底压力的下降而增加，如果气井油 管鞋处气流速度大于临界流速，则气井不积液，否则气井出现积液。
（2）产量递减曲线分析 平滑的一条是正常生产气井的流量递减
曲线，有剧烈波动的一条是井筒积液气井的 流量递减曲线。显然，积液气井递减快。
流量递减曲线
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一、苏里格积液气井排查
（3）套压上升油压下降 井底积液增加了流体对地层的回压，降低了井口油压。此外，随着液量不断 增加，井筒压力损失较大，流体对地层的回压进一步增大，导致井口油压逐渐降 低。 油套环空封隔器解封，井筒积液特征表现为：产量下降而套压升高，维持该 井生产所需的压差增大。气井生产时，气体会进入油套环空，受地层压力影响， 气体压力较高，导致套压升高。因此，油压降低套压升高表明井底存2000
井号 苏东23-54
套压MPa 15.66
油压MPa 3.32
环空液面m 2889
中深压力MPa 中深m 液面误差% 备注
泡沫排水采气在气田开发中应用探究
泡沫排水采气在气田开发中应用探究摘要：在我国构建生态文明社会的进程中，天然气发挥着重要的作用。
十四五期间对天然气的需求将越来越大，天然气作为一种不可再生资源，如何实现天然气的高效开采就显得尤为重要。
排水采气是提高天然气采收率的重要措施。
目前排水采气工艺使用较多的主要为电潜泵、柱塞、气举等工艺技术，与其他工艺技术相比泡沫排水采气技术具有操作简单、适应性广、成本简单等优势，近年来受到了国内外广泛关注。
该文对泡沫排水采气技术进行了研究，重点分析了起泡剂的筛选评价。
关键词：泡沫排水采气；气田开发；研究及应用引言目前排水采气工艺技术体系主要有电潜泵、柱塞、气举等工艺技术，与其他工艺技术相比泡沫排水采气技术具有操作简单、适应性广、成本简单等优势，近年来受到了国内外广泛关注。
泡沫排水采气工艺技术的核心是配制、筛选合适的起泡剂，以达到高收益、高采出程度，实现气田高效开发的目的。
本文对起泡剂的筛选进行了研究。
1.泡剂优化研究1.1影响起泡剂效果因素起泡剂主要成分为表面活性剂，且能有效的抗甲醇、抗高矿化度地层水、抗油，产生稳定的泡沫体系，起泡和泡沫稳定性均和表面活性剂定向吸附性有关。
具体来说，表面活性剂能够定向吸附在气水两相界面上，因此，要求表面活性剂对两种相态的流体都具有亲附性，这样才能使表面活性剂在两种不同物质间处于平衡，并按照一定的方式排列[1]。
研究表明，表面活性剂性能与分子结构有直接的关联。
目前发现一些表面活性剂在具有甲醇、高矿化度及含油的水气两相流体中，起泡性能变差，不能良好的形成稳定的泡沫。
由于甲醇原本就是一种消泡剂，容易铺展在已经形成的泡沫表面，顶替掉原来已经形成的表面活性剂分子膜，而甲醇分子无法在两相之间产生力的平衡，造成形成的泡沫膜很快就破裂。
高矿化度地层水对起泡性能的影响体现在表面活性剂一旦处于高含盐液体中，电解质离子强度加大，降低了表面活性剂在气水界面的吸附效果，并影响表面活性剂水化效果。
1.2新型起泡剂研制结合国外对于泡排剂研发先进经验，在泡排剂耐盐性能、适应甲醇起泡性能方面，通过简便方法对合成的表面活性剂进行筛选，将主要活性物质与助配剂进行复配，最后确定抗高矿化度、抗甲醇、抗油的起泡剂体系。
苏里格气田气井泡排剂优选及实践
125长庆油田苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯盆地苏里格庙地区，地表沙漠覆盖，主要开发层位为上古生界石盒子组盒8段以及山西组山1段，以往的开发情况表明，含气层位为低孔、低渗低丰度的砂岩岩性气藏[1]。
随着气田开发的不断深入，例如苏里格苏6区块，目前已进入开发中后期，其中大部分区块试采的老井皆已见地层水，地层压力下降，井筒逐渐积液，导致许多产水井因积液而停喷，严重影响气井的正常生产[2]。
因此，采用排水采气工艺，实现停喷井的恢复生产，具有非常重要的意义。
目前常见的排水采气工艺有气举管柱排水采气、电潜泵排水采气、游梁抽油机排水采气、泡沫排水采气以及射流泵排水采气等。
在近年来的实践应用过程中，泡沫排水采气工艺具有见效快、投入小、施工简便等优点，被逐渐推广及应用。
本文根据以往泡排采气的相关经验，基于苏里格气田带水气藏的地质特征，研制并优选出适合于研究的泡排剂，以提高排水采气的开发效果，达到产水气井持续、稳定开发的目的。
1 起泡剂类型起泡剂排水采气是利用表面活性剂在水中的气泡性从而起到排水采气作用的技术，根据表面活性剂在水中的电解分离，可以分为阳离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂和两性离子表面活性剂。
1.1 阳离子表面活性剂该类型的起泡剂气泡效果一般，例如铵盐类，成本昂贵。
1.2 阴离子表面活性剂该类型的起泡剂能良好地降低界面张力，但对电解质的抵抗能力较差，容易与多价阳离子例如Ca 2+、Mg 2+等反应产生沉淀，从而影响起泡剂性能和气泡效果。
1.3 非离子表面活性剂SOA（Service Oriented Architecture）是一种组合的系统构架模型，目前此体系构架广泛应用于webservice技术，主要包含注册中心、请求者和提供者者模块组合。
从而根据各自模块的功能应用，进行相关的操作。
本研究所实现的企业服务总线就是基于SOA系统架构来进行设计和实现。
1.4 非离子表面活性剂该类起泡剂亲水基团有含氧基团，亲油基团由烃链或聚氧丙烯链组成，常见的有氧化胺型、多元醇型、聚氧乙烯型等。
苏里格气田泡沫排水采气技术工艺应用及效果分析
苏里格气田泡沫排水采气技术工艺应用及效果分析作者：刘兵来源：《科学与财富》2018年第24期摘要：在气田生产过程中，应用频率最高的排水采气技术就是泡沫排水采气技术。
但是，由于受到不同气田生产状况的影响，泡排剂在应用期间的形式、类型以及使用方式、使用时间均各不相同。
在这一基础上，文章围绕苏里格气田泡沫排水采气技术的工艺应用和效果分析进行了探究。
首先，分析了泡排剂的性能评价，包括起泡剂性能实验、热稳定性评价、落实泡高评价、携液能力评价。
其次进行了实验效果探讨，最后围绕实验结果进行了分析，旨在提升苏里格地区的气田排水采集技术应用水平，继而创造更高的经济效益。
关键词：苏里格气田；泡沫排水采气技术；起泡剂一、泡排剂的性能评价当前时期下，在内蒙古苏里格气田的开采过程中，采用的主要泡排剂为成都孚吉UT-6型泡排棒，同时辅助使用了UT-11C型液体起泡剂。
（一）起泡剂性能实验在进行起泡剂的实验过后，得出了表1中的实验数据：如表1中所示，UT-6、UT-11C两种泡排剂的性能都比较不错，对于气田的生产效率提升也具有很好的促进作用。
另一方面，由于固体起泡剂的在使用后需要在短时间内执行关井操作，优势在于便捷性比较高，对人力和物力都有很好的节省效果，并且有利于气田下部分位置的积液排除，应用价值较高[1-2]。
（二）热稳定性评价在针对UT-11C泡排剂进行热稳定性评价时，首先在其处于98±10。
C范围内开展热稳定实验。
通常情况下，在高温处理之前和之后的一段时间内，罗氏泡高都在180mm左右徘徊，实验3min之后，罗氏泡高从实验最初的180mm高温处理结果降低至177mm。
通过该中变化能够明显发现，UT-11C泡排剂在苏里格气田应用过程中的热稳定性适宜。
另一方面，此种泡排剂受到温度的影响比较小，利于生产，适宜的气田处理位置大约为1600m-3600m之间，比较符合苏里格75号气田的气水同产井中助排稳产工作的推进特征。
气井泡沫排水采气的动态实验分析
液量( mL / m in) 与气流速度 ( m / s) 之间的线 性关系 为 : y = 783. 27 v - 3. 177 4。对比此时两种泡排剂的 携液量相差不大。 ( 2) 当气流速度在 0. 04~ 0. 10 m/ s 之间时, 随 着气流速度的增加, 携液量先增加, 然后下降。当气 流速度在 0. 065 m/ s 左右, 携液量达到极大值 , 泡排 剂 L H 的携液量为 36. 6 m L/ min, 泡排剂 UT 11C 的携液量为 31. 8 mL / min; 当气流速度在 0. 085 m/ s 左右, 携 液量达 到极小值 , 泡排剂 LH 的携液 量为 34. 2 mL / min, 泡排剂 U T 11C 的携液量为 24 m L/ m in; 对比此时两种泡排剂的携液量, 泡排剂 L H 的 携液量优于泡排剂 UT 11C 。 ( 3) 当气流速度大于 0. 10 m / s 时, 随着气流量 和气流速度 的增加 , 两种 泡排剂 的携 液量均 增加。 针对现场实际气井情况, 气流速度应大于 0. 12 m / s, 具有很好的携液效果。 2. 气液比与携液量的分析 对测试的动态泡沫携液实验数 据进行处理, 单
图 4 两种泡排剂的气液比与携液量的关系图
从图 4 的气液比与携液量的关系曲线可以得出: ( 1) 当气液比位于 180~ 400 mL / mL , 气体携液 量较好 , 当 气液比 在这个 区间之 外时, 泡沫携 液量 较差。 ( 2) 当气液比在 380~ 400 mL / m L 时 , 存在一个 最佳的携液量, 这个最佳的携液量与产气量有关 , 可 以得到产气量与合理携液量关系见表 1。因此, 在泡 排现场实践过程中 , 可 以根据产气量确定合理的携 水量, 也可 以根据 产水量 确定需 要的 合理的 气量。 在泡排施工实际过程中应根据气液 比情况, 及时调 整气液比 , 使 气 液比 位 于 180~ 400 mL / m L 这个 区间。 ( 3) 结合现场实际情况 , 气井实际情况是处于高 压的情况下 , 因此高压下的气液比也应该处于 180~ 400 mL / mL 范围 , 此时泡沫的携液效果最佳。
苏里格气田排水采气技术的进展及对策
对土壤的具体状况进行了分析和对应对该项技术的有效运用之后，依照我国不同地区的气田生产状况，研发出了更多不同类型的泡沫剂，以及气田生产开发工作当中的加注设备，对我国很多题型当中的加注问题进行了缓解。
当前泡沫排水采气技术还在不断的研发和推广，同时在我国很多大型气井当中都有着比较良好的应用效果，对我国整个油气田的生产工作起到了重要的保障。
通过复合排水采气的方法应用，主要指的是通过两种以上不同的排水采气方法，相互之间进行配合协作，这样在整个排水采气工作的效果上更加明显，在实际的工作当中主要使用的是单向排水采气的方法很难实现整个气井的稳定和高效化生产，依照气井的具体状态以及所处的环境状况，选择出具有针对性的排水采气工作方案，然后进行技术复合使用比较常见的技术类型分为球塞气举排水采气技术和泡沫排水采气技术。
2 苏里格气田排水采气技术优化2.1 泡沫排水技术泡沫排水采气操作技术在实际的使用过程当中，主要目的是通过使用起泡剂注入到气井当中，将气井底部的积液有效地转化成一种密度较低，同时比较容易携带的泡沫状物质来进行清除，通过这种方式可以有效提高井筒内气体的携液能力，有效降低了井筒内携液工作的临界值。
通过相关研究人员的研究分析可以看出，苏里格气田的具体发展状况以及环境影响因素，需要充分做好起泡剂的类型选择，最好选择可以降低临界携液流量的70%左右。
这种操作方式对于自喷能力较强以及油管套管比较畅通的气井来讲，具有比较明显的应用效果，并且该操作方式所使用的操作设备比较简单，同时在操作过程当中的难度较低，不会对气井的正常生产功能产生不良的影响。
泡沫剂的主要成分属于一种表面活性剂，这种表面活性物质属于一种线性分子物质通过两种不同的基团所构成，一方面是和水分子之间进行强力的结合亲水基团，另一个方面是通过与水亲和程度较低的亲油基团所构成。
根据相似和相同的反应原理，可以将泡沫剂有效的融入到水的表面，通过活性剂当中的亲水基团可以和水体之间进行有效的融合，而亲水基团当中的水分分布会和亲水基团之间整齐排列，而泡沫剂溶液表面的张力大小也会产生一定的下降，基于这一情况向其中通入适量的气体，则亲油基团直接排列在液膜的两面，亲水基团会有效的聚合在液体内部，通过液体相互之间的分子作用力形成了一种稳定的泡沫状物质。
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一、苏里格积液气井排查
凝析水：通过对苏东16-32井的相 图分析，可知：节流前压力低于临界 凝析压力时（节流器位置约9.5MPa）， 将会产生少量的凝析液；节流后油压 在0.5～4.5MPa之间，井筒温度0～ 60℃之间，位于相图上红色范围内， 因此气井节流后有一定量凝析液产生。
苏东16-32井相图
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一、苏里格积液气井排查
（3）凝析油 烃类也会发生凝析现象。在气藏开发中烃类会以气相的形式随气体一起进入井 筒中，和凝析水机理一样，如果气理可能是：由于气藏开采，气藏压力下降，饱和在低孔低渗层段中的毛 细管水或残余水，因岩石和水本身的弹性膨胀而被挤出，被气流带到井底，在井底 聚积到一定量后，就被气流带到地面，呈现陈发性出水。
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一、苏里格积液气井排查
产液气井初步判断方法：
产液井识别
生产动态曲线
①不连续生产， 产气量、套压 明显下降
②产气量、套压频 繁波动
（积液初期）
③套压波动、产 气量下降 (积液中期)
④套压上升、产 气量明显下降
(积液后期)
井口落实（关井恢复， 存在较大油套压差）
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一、苏里格积液气井排查
（3）生产动态分析法 主要结合现场气井生产动态特征，根据现场气井生产动态分析，积液产水气 井生产过程中表现特征主要有以下几个方面： ①压力、产量频繁波动。气井携液能力不足时，一般压力波动范围超过 1.0MPa/d，产量波动幅度大于10%； ②生产过程中，压降速率大。积液产水井初期生产压降速率一般大于 0.3MPa/d；（出水气井普遍生产30天套压压降4.0MPa左右，生产60天套压压降 6.0MPa左右，压降速率明显高于常规气井。） ③压力恢复时油套压差大。实际生产过程中，可通过短期关井获取油、套压 差法，粗略计算井筒积液量； ④部分积液井在生产曲线表征上表现为：套压上升。
成藏滞留水：气藏在成藏过程中气对水的驱替不彻底，形成成藏滞留水。 从相渗曲线看出，含水饱和度位于41％～78％的区域为气水两相渗流区，苏里 格气田气井含气饱和度普遍处于该区间，储层存在气水两相渗流。
苏里格气田相渗曲线图
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一、苏里格积液气井排查
（2）凝析水 这种类型的水在气井开采初期就有，一般产水量很小且很稳定，矿化度很低。
这种类型的水是存在于天然气中固有的组分，在地下以水蒸气形式存在，在生产中 气藏温、压系统发生变化，气体容纳水的能力下降，水蒸气凝析而成的液态水。在 生产管柱中，发生凝析的地方压力梯度会升高，凝析也与流速有关，凝析后液体滑 落并堆积在孔眼或产层处。如果凝析发生在井筒中，且气体流速低于临界流速，这 时液体就会积聚在井底，形成井底积液。凝析水的矿化度小于20g/L。
（1）地层水、淡化地层水 地层水主要为成藏滞留水。 正常地层水：储层段存在游离态水，在生产压差作用下，地层液态水从储层流入 井筒最终产出地面的水，总矿化度大于35g/L。 淡化地层水：正常地层水与凝析水的混合液，总矿化度在20g/L～35g/L之间。
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一、苏里格积液气井排查
一、苏里格积液气井排查
（1）压力出现峰值 一般气井有液体产出而没有井底积液时，
液体以小液滴的形式存在于气体中（雾状 流），并且对节流嘴前后压力没有任何影响； 而当液体以段塞流的形式通过节流嘴时，由 于液体密度相对较大，会导致节流嘴前后压 力产生一个峰值，说明液体开始在井筒中堆 积，或者液体以段塞流的形式到达地面，并 开始以不稳定的流量产出。
苏里格气田泡沫排水采气现场试验
苏里格气田研究中心采气工艺研究所 二〇一〇年十二月
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汇报提纲
一、苏里格积液气井排查 二、排水采气泡排剂选型 三、泡沫排水采气现场试验 四、结论及建议
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一、苏里格积液气井排查
1、苏里格气田气井出水类型
苏里格气田气井气井出水类型主要是地层水（淡化地层水）、凝析水、凝析油 和陈发型出水。
（2）产量递减曲线分析 平滑的一条是正常生产气井的流量递减
曲线，有剧烈波动的一条是井筒积液气井的 流量递减曲线。显然，积液气井递减快。
流量递减曲线
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（3）套压上升油压下降 井底积液增加了流体对地层的回压，降低了井口油压。此外，随着液量不断 增加，井筒压力损失较大，流体对地层的回压进一步增大，导致井口油压逐渐降 低。 油套环空封隔器解封，井筒积液特征表现为：产量下降而套压升高，维持该 井生产所需的压差增大。气井生产时，气体会进入油套环空，受地层压力影响， 气体压力较高，导致套压升高。因此，油压降低套压升高表明井底存在积液。
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一、苏里格积液气井排查
（2）经验公式法 苏联学者提出了判别井内是否有积液的经验公式，表达式如下：
11
Vkp ? 5.28(45 ? 0.445Pw f )4 Pwf 2 式中： Vkp —气井临界排液速度，m/s； Pw f —井底流动压力，MPa；
研究表明，不积液的气井的临界流速随着井底压力的下降而增加，如果气井油 管鞋处气流速度大于临界流速，则气井不积液，否则气井出现积液。
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一、苏里格积液气井排查
3、积液气井排查方法
（1）直观法 当气井关井后，如果油套压在较长时间内不平衡，而套管无泄漏等现象，则 表明油管鞋处有积液的可能。气井产气量和套管压力的波动反应了气井井筒中液 体积聚的特征，经大量的实际资料分析表明，高于油管流动压力1.38MPa的套管 压力是液体积聚的迹象。
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一、苏里格积液气井排查
2、气井井底积液的特征
井底积液有如下一些特征： （1）压力出现峰值，或者观察到压力急剧上升； （2）产量不稳定且递减率增大； （3）套压升高且油压下降； （4）压力曲线斜率有明显变化； （5）环空液面上升； （6）产液量为0。
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