常壓頁(yè)巖氣井自生氣氣舉技術(shù)

張宏錄譚均龍李藝玲王海燕

1.中石化華東油氣分公司工程院；2.中石化華北工程公司河南鉆井分公司

常壓頁(yè)巖氣井自生氣氣舉技術(shù)

張宏錄1譚均龍2李藝玲1王海燕1

1.中石化華東油氣分公司工程院；2.中石化華北工程公司河南鉆井分公司

針對(duì)常壓頁(yè)巖氣藏壓后初期不具備自噴生產(chǎn)條件及電潛泵頻繁卡泵停機(jī)問(wèn)題，研究了常壓頁(yè)巖氣井自生氣氣舉技術(shù)。利用本井自生氣作為氣源，通過(guò)氣舉降低管柱內(nèi)液體密度的原理，實(shí)現(xiàn)了常壓頁(yè)巖氣井連續(xù)性排采。介紹了自生氣氣舉井口流程和氣舉工藝管柱，進(jìn)行了氣舉井注氣壓力敏感性分析和氣舉排液采氣工藝設(shè)計(jì)。PYHF-3井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，該井措施后日產(chǎn)液51.37 m3，日產(chǎn)氣17 424.65 m3。常壓頁(yè)巖氣井自生氣氣舉技術(shù)將為常壓頁(yè)巖氣井的連續(xù)性排采提供新的技術(shù)支持。

常壓頁(yè)巖氣藏；自生氣；氣舉；排液采氣

彭水區(qū)塊位于四川盆地與雪峰隆起之間的武陵褶皺帶上，目前已完鉆頁(yè)巖氣水平井4口，從完鉆井注入/壓降測(cè)試結(jié)果來(lái)看，彭水區(qū)塊地層壓力系數(shù)為0.92～0.96，屬常壓-低壓頁(yè)巖氣藏［1］，水平井經(jīng)壓裂改造后，地層壓力迅速下降，無(wú)法直接實(shí)現(xiàn)自噴［2］，必須借助人工舉升方式進(jìn)行排采［3］。彭水區(qū)塊前期的排采方式為電潛泵排水采氣、氮?dú)鈿馀e排水采氣［4］、同心管射流泵排水采氣［5］，但每種排水采氣工藝都有一定的缺點(diǎn)。電潛泵排水采氣因地層產(chǎn)液量低、地層出砂等原因，造成電潛泵頻繁停機(jī)，例如：PYHF-3井自2013年投產(chǎn)至今共經(jīng)歷了2次檢泵作業(yè)、3次解堵作業(yè)，主要原因是在生產(chǎn)過(guò)程中，因地層產(chǎn)液量低、地層返吐物無(wú)法排出導(dǎo)致電潛泵頻繁欠載、過(guò)載停機(jī)，影響頁(yè)巖氣井的連續(xù)性排采；氮?dú)鈿馀e排水采氣主要用于排采井初期的誘噴，但彭水區(qū)塊因地層壓力系數(shù)低無(wú)法實(shí)現(xiàn)誘噴，連續(xù)氮?dú)鈿馀e排水采氣會(huì)造成成本費(fèi)用的增加。

為了克服電潛泵排水采氣、氮?dú)鈿馀e排水采氣舉升工藝的不足，研制了常壓頁(yè)巖氣井自生氣氣舉新技術(shù)。該技術(shù)優(yōu)選了氣舉工藝流程并采用單井自產(chǎn)氣作為氣舉氣源，并進(jìn)行了氣舉井注氣壓力敏感性分析和氣舉排液采氣工藝設(shè)計(jì)，在PYHF-3井的成功應(yīng)用既節(jié)約了生產(chǎn)成本，又實(shí)現(xiàn)了頁(yè)巖氣生產(chǎn)井的連續(xù)性排采。

1 井口流程設(shè)計(jì)

Wellhead process design

采用本井自產(chǎn)氣作為氣舉氣源，在井口設(shè)置小型壓縮機(jī)對(duì)本井自產(chǎn)氣進(jìn)行增壓氣舉排液，實(shí)現(xiàn)單井增壓氣舉排液生產(chǎn)。井口流程見(jiàn)圖1。

圖1 PYHF-3井自生氣氣舉排液工藝流程圖Fig. 1 Liquid drainage flow of authigenic gas lift in Well PYHF-3

2 氣舉排液采氣井下管柱設(shè)計(jì)

Design of downhole pipe string for drainage gas recovery of gas lift

PYHF-3井地層產(chǎn)出的氣液混合物通過(guò)井下油管到達(dá)地面井口流程，氣液混合物經(jīng)過(guò)套管四通中心管、油管四通中心管、油壓控制管路沿圖1所示箭頭方向到達(dá)氣液分離器，經(jīng)過(guò)氣液分離器分離后，液體進(jìn)入地面排污池，從分離器的頂部排出氣體分為兩部分，一部分氣體沿地面管線進(jìn)入CNG站，另外一部分氣體作為本井氣舉的氣源沿地面流程進(jìn)入氣體增壓裝置，氣體經(jīng)過(guò)增壓裝置增壓后沿圖1所示箭頭方向到達(dá)套管閥門進(jìn)入油套環(huán)形空間，在不同的壓力點(diǎn)分別打開(kāi)不同的氣舉閥進(jìn)行氣舉，井下油管的液體被舉升至地面流程再次進(jìn)行循環(huán)。

2.1 氣舉管柱結(jié)構(gòu)

Structure of gas lift string

根據(jù)該井情況，氣舉排液采氣選用開(kāi)式氣舉管柱。井下管柱結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖2。

圖2 PYHF-3井氣舉管柱結(jié)構(gòu)示意圖Fig. 2 Structure of gas lift string in Well PYHF-3

2.2 氣舉閥類型選擇

Type selection of gas lift valves

為滿足氣井頻繁排液和長(zhǎng)期生產(chǎn)需要，選用固定式耐高壓、抗沖蝕、套管注氣壓力可控制操作閥。

2.3 氣舉閥及管柱參數(shù)設(shè)計(jì)

Parameter design of gas lift valve and pipe string 2.3.1 氣舉管柱優(yōu)化 根據(jù)Turner 模型［6］，液滴在管內(nèi)流動(dòng)過(guò)程中，受到向下的重力和向上的氣流拖曳力的共同作用。當(dāng)液滴處于相對(duì)靜止?fàn)顟B(tài)懸浮于氣井井筒中時(shí)，液滴在井筒中的沉降速度和氣流對(duì)液滴的舉升速度相等，于是攜帶液滴的最低氣流速度為

式中，νg為氣井?dāng)y液臨界流速，m/s；ρ1為液體密度，kg /m3；ρg為氣體密度，kg /m3；dm為液滴直徑，m；Cd為拽力系數(shù)，通常取0.44。

液滴自身在氣流中同時(shí)受到2 種力的作用： 一種是使液滴破碎的慣性力， 另一種是使液滴保持完整性的表面張力。韋伯?dāng)?shù)綜合考慮了這些力的影響，當(dāng)韋伯?dāng)?shù)位于20 ～30 的臨界值時(shí)，液滴將會(huì)破碎，取30 作為存在穩(wěn)定液滴的極值，于是可得最大液滴直徑為

將式（2） 代入式（1） ，得到攜帶最大液滴的最小氣體流速為

為提高與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際數(shù)據(jù)的接近程度，取18%的安全系數(shù)，于是臨界攜液流速為

氣井的臨界攜液流量為

式中，Qg為氣井臨界攜液流量，104m3/d；A為油管橫截面積，m2；p為壓力，MPa；T為井底溫度，K；Z為氮?dú)鈮嚎s因子。

應(yīng)用該模型計(jì)算出不同管徑、不同井口壓力下氣井臨界攜液流量和摩阻壓降［7］，見(jiàn)表1。

表1 不同管徑和不同壓力下氣井的臨界攜液流量和摩阻壓降數(shù)據(jù)Table 1 Critical liquid-carrying flow rate and frictional pressure drop of gas wells with different pipe diameters and pressures

經(jīng)過(guò)臨界攜液流量理論模型計(jì)算，當(dāng)井口壓力為3 MPa，管柱直徑為60.3 mm時(shí)，氣井的臨界攜液流量為 0.489 6×104m3/d，管柱直徑為48.3 mm時(shí)，氣井的臨界攜液流量為 0.269 4×104m3/d，?60.3 mm管柱的臨界攜液流量大于同一井口壓力下?48.3 mm管柱的臨界攜液流量；而當(dāng)管柱直徑為42.2 mm 時(shí)，管柱臨界攜液流量為0.204×104m3/ d，摩阻壓降為1.365 MPa，相比管柱直徑為48.3 mm時(shí)的臨界攜液流量并未明顯降低，而摩阻卻明顯增大，故選用?48.3 mm管柱作為 PYHF-3井的管柱。

PYHF-3井優(yōu)選的速度管柱外徑為48.3 mm，壁厚3.68 mm，內(nèi)徑為40.89 mm， 內(nèi)截面積為0.001312 m2，油管接箍外徑55.88 mm，鋼級(jí)為N80 ，接頭連接強(qiáng)度為169.87 kN。

2.3.2 氣舉閥參數(shù)設(shè)計(jì) PYHF-3井套管直徑為139.7 mm，油管直徑為73 mm，地層壓力25 MPa，地層水密度1.0 kg/m3，氣舉垂深2 900 m，注氣壓力10 MPa，地層溫度80 ℃，井口溫度30 ℃，注入氣密度0.601 1～0.678 2 kg/m3，日排液量20 m3，日注氣量1.0×104m3/d，按照井口回壓0.5 MPa對(duì)各級(jí)氣舉閥進(jìn)行設(shè)計(jì)，氣舉閥設(shè)計(jì)結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 不同孔徑、不同下入垂深下氣舉閥打開(kāi)壓力Table 2 Opening pressures of gas lift valve with different hole diameters and setting vertical depths

3 氣舉參數(shù)設(shè)計(jì)

Gas lift parameter design

PYHF-3井2014年2月1日日產(chǎn)氣1.1×104m3，日產(chǎn)液10～15 m3，井口回壓0.3～0.5 MPa，井口溫度30 ℃，設(shè)計(jì)舉升深度2 450 m，對(duì)該井注氣壓力進(jìn)行氣舉敏感性分析，選取最佳注氣壓力，氣舉注氣壓力敏感性分析計(jì)算基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見(jiàn)表3。依據(jù)表3的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，分別對(duì)井口注氣壓力為6、7、8、9、10 MPa時(shí)進(jìn)行了氣舉敏感性分析，分析表明，滿足氣井氣舉舉升深度的需要，井口注氣壓力應(yīng)不低于9 MPa。

表3 氣舉注氣壓力敏感性分析計(jì)算基礎(chǔ)數(shù)據(jù)Table 3 Basic data for sensitivity analysis and calculation of gas injection pressure in gas lift

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果分析

Field testing and effect analysis

PYHF-3井位于上揚(yáng)子盆地武陵褶皺帶桑柘坪向斜核部，壓力系數(shù)大于1，地層能量充足。投產(chǎn)1079 d，實(shí)際生產(chǎn)天數(shù)714 d，早期作業(yè)頻繁，通過(guò)使用凝膠色譜進(jìn)行了分子量的測(cè)定，該井返排物是一種分子量350萬(wàn)以上的含有羧酸或醇羥基、酰胺基團(tuán)的水溶性高分子聚合物材料。堵塞物為鉆井過(guò)程中的堵漏劑、鉆井液、壓裂液形成的高分子聚合物。電潛泵排水采氣不適應(yīng)該井生產(chǎn)。

2014年2月在PYHF-3井進(jìn)行了自生氣增壓連續(xù)氣舉工藝現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。該井措施前日產(chǎn)氣9613.97 m3，日產(chǎn)液18.32 m3，自生氣增壓連續(xù)氣舉在該井應(yīng)用后日產(chǎn)液51.37 m3，日產(chǎn)氣17 424.65 m3，日增產(chǎn)氣體7 811 m3。目前該井日產(chǎn)氣9 156 m3，日產(chǎn)液11.97 m3。該井2013年3月投產(chǎn)至2016年5月已累計(jì)產(chǎn)氣8 063 298 m3，累產(chǎn)液29 020.29 m3，返排率達(dá)62.23% 。

5 結(jié)論

Conclusions

（1）常壓頁(yè)巖氣井自生氣氣舉技術(shù)采用單井自產(chǎn)氣作為氣舉氣源進(jìn)行氣舉生產(chǎn)，既節(jié)約了生產(chǎn)成本，又克服了電潛泵排水采氣、氮?dú)鈿馀e排水采氣舉升工藝的不足，實(shí)現(xiàn)了頁(yè)巖氣生產(chǎn)井的連續(xù)性排采。該技術(shù)為國(guó)內(nèi)常壓頁(yè)巖氣的開(kāi)發(fā)提供了一種新的排采工藝，具有重要的推廣應(yīng)用價(jià)值。

（2）常壓頁(yè)巖氣井自生氣氣舉技術(shù)的氣源采用本井自產(chǎn)氣，當(dāng)本井的日產(chǎn)氣較低時(shí)，影響了該井外輸氣量，建議使用該技術(shù)時(shí)要根據(jù)本井的自身?xiàng)l件進(jìn)一步論證技術(shù)的適應(yīng)性。

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（修改稿收到日期 2016-12-20）

〔編輯 景 暖〕

Gas lift technology about authigenic gas of atmospheric shale gas well

ZHANG Honglu1, TAN Junlong2, LI Yiling1, WANG Haiyan1

1. Engineering Institute, SINOPEC East China Oil & Gas Company, Nanjing 210031, Jiangsu, China; 2. Henan Drilling Company, SINOPEC North China Engineering Company, Nanyang 473000, He’nan, China

After fracturing stimulation, atmospheric shale gas reservoirs cannot realize flowing production and electric submersible pumps are frequently stuck and stopped at the early stage. To solve these problems, the gas lift technology based on authigenic gas of atmospheric shale gas well was investigated. The authigenic gas of one well is taken as the gas source. Atmospheric shale gas wells are produced continuously by decreasing the density of liquid in pipe strings by means of gas lift. Wellhead process and technological string of authigenic gas lift were introduced. Then, sensitivity analysis was performed on the gas injection pressure of gas lift wells, and drainage gas recovery technology of gas lift was designed. This technology was tested on site in Well PYHF-3. It is shown that after its application, daily liquid production is 51.37 m3and daily gas production is 17 424.65 m3. This gas lift technology based on authigenic gas of atmospheric shale gas well can provide new technical support for the continuous production of atmospheric shale gas wells.

atmospheric shale gas reservoir; authigenic gas; gas lift; drainage gas recovery

張宏錄，譚均龍，李藝玲，王海燕.常壓頁(yè)巖氣井自生氣氣舉技術(shù)［J］ .石油鉆采工藝，2017，39（1）：103-106.

TE37

B

1000 – 7393（ 2017 ） 01 – 0103 – 04

10.13639/j.odpt.2017.01.020

:ZHANG Honglu, TAN Junlong, LI Yiling, WANG Haiyan. Gas lift technology about authigenic gas of atmospheric shale gas well［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(1): 103-106.

張宏錄（1966-），1989年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院采油工程專業(yè)，2007年獲長(zhǎng)江大學(xué)石油天然氣專業(yè)工程碩士學(xué)位，現(xiàn)從事采油采氣工藝研究及推廣工作。通訊地址：（210031）江蘇省南京市浦口區(qū)新馬路182號(hào)華東油氣分公司工程院。電話： 025-58875387。E-mail：zhl5456@sina.com