彭水區(qū)塊頁巖氣井排采工藝優(yōu)選

包凱 袁航 丁橋

(中國石化華東油氣分公司南川頁巖氣項目部, 南京 210019)

彭水區(qū)塊頁巖氣井排采工藝優(yōu)選

包凱 袁航 丁橋

(中國石化華東油氣分公司南川頁巖氣項目部, 南京 210019)

隨著常壓頁巖氣藏的持續(xù)開發(fā)，彭水區(qū)塊地層能量減弱，開采中需借助人工或機械舉升方式。在氣藏地質(zhì)特征與開發(fā)現(xiàn)狀分析的基礎(chǔ)上，對彭水區(qū)塊頁巖氣藏采用的優(yōu)選管柱、電潛泵、射流泵和氣舉排采工藝現(xiàn)場試驗特點進行研究，并展開成本分析與適應(yīng)性評價。經(jīng)研究，認(rèn)為頁巖氣井投產(chǎn)后排采工藝可遵循以下原則：首選電潛泵工藝；次選射流泵工藝；若有條件，則選用優(yōu)選管柱和氣舉工藝。

彭水區(qū)塊； 常壓； 頁巖氣藏； 排采工藝； 優(yōu)選

近年來，部分油氣田已進入開發(fā)后期，而針對常壓頁巖氣藏開發(fā)的排采工藝研究并不多[1-5]。彭水區(qū)塊頁巖氣藏屬典型常壓頁巖氣藏，生產(chǎn)過程中無法完全實現(xiàn)自噴，需借助其他方式進行輔助開采。本次研究是在氣藏地質(zhì)特征和開發(fā)現(xiàn)狀分析的基礎(chǔ)上，對彭水區(qū)塊頁巖氣藏開發(fā)中的管柱、電潛泵、射流泵和氣舉排采工藝優(yōu)選情況進行對比，展開成本分析與適應(yīng)性評價。

1 地質(zhì)特征與開發(fā)現(xiàn)狀

彭水區(qū)塊地處重慶市東南部以及貴州省北部，四川盆地與雪峰隆起之間的武陵褶皺帶上。區(qū)塊內(nèi)發(fā)育桑柘坪、道真、武隆、灣地等4個含氣向斜，其中桑柘坪向斜構(gòu)造相對簡單，主要目的層為龍下志留統(tǒng)龍馬溪組 — 上奧陶五峰組，埋深整體小于3 000 m；厚度自北西向南東呈減薄趨勢，取芯結(jié)果顯示該段優(yōu)質(zhì)頁巖厚約103 m，主要為灰黑色粉砂質(zhì)炭質(zhì)頁巖。

自2011年開始，在彭水區(qū)塊桑柘坪向斜北西翼及核部相繼部署了4口頁巖氣水平井(P1井、P2井、P3井、P4井)，其中P3井位于向斜核部，其余3口井位于翼部。完鉆井注入壓降測試結(jié)果顯示，彭水區(qū)塊地層壓力系數(shù)為0.92～1.15，該區(qū)塊氣藏屬典型常壓頁巖氣藏。在頁巖氣井完鉆后進行了壓裂工藝改造，地層壓力快速降低，不能完全依靠地層能量進行自噴，需借助其他方式進行輔助開采，原始地層能量較弱。

上述4口頁巖氣生產(chǎn)井中，僅有P3井通過優(yōu)選管柱結(jié)構(gòu)和工藝參數(shù)實現(xiàn)了低成本自噴生產(chǎn)，連續(xù)自噴生產(chǎn)持續(xù)14個月，日均產(chǎn)氣量為10 598.0 m3，日均產(chǎn)液量為19.1 m3。其余各井根據(jù)單井排采效果分別采用電潛泵、射流泵等機械舉升方式，達到了較好的生產(chǎn)效果。

2 排采工藝應(yīng)用分析

排水采氣工藝發(fā)展至今，已形成了氣體動力學(xué)方法、物理化學(xué)方法、機械方法、混合方法等系列配套工藝[6]。彭水區(qū)塊頁各巖氣井先后采取了壓后放噴、氣舉誘噴、電潛泵排采、優(yōu)選管柱、同步回轉(zhuǎn)泵增產(chǎn)試驗、射流泵排采等措施。在生產(chǎn)過程中，只依靠一種排采工藝無法順利進行生產(chǎn)，需根據(jù)不同生產(chǎn)階段進行工藝優(yōu)選。當(dāng)前需解決的主要排采工藝難點是，如何完善自噴能量不足井和低產(chǎn)液井的排采配套工藝。P1井為自噴能力不足典型井，P1為低產(chǎn)液典型井。

2.1 電潛泵排采工藝

彭水區(qū)塊4口頁巖氣井先后曾采用了電潛泵排水采氣工藝，其中P2井、P4井自壓裂投產(chǎn)至今，只采用了此種排采工藝。以P4井為例，截至2015年8月26日，P4井先后采用150、70、100、30 m3泵型進行抽排，各泵型使用情況如表1所示。

表1 P4井電潛泵使用統(tǒng)計表

根據(jù)彭水區(qū)塊其他頁巖氣井的排采經(jīng)驗，對P4井電潛泵工藝和管柱配置進行優(yōu)選，包括排量優(yōu)選、管柱優(yōu)配、下深優(yōu)定。排量優(yōu)選時，遵循“前期快排、后期穩(wěn)排”的原則，前期盡可能選用大排量泵型加快抽排速度，后期采用30 m3小泵型；管柱優(yōu)配是在離心泵下部配置高效氣液分離器，離心泵上部配置彈簧式斜井單流閥和沉砂筒來防砂，在管柱最下部同時配置存儲式和直讀式壓力計，以便實時觀察井底流壓數(shù)據(jù)；下深優(yōu)定主要是優(yōu)化管柱的下入深度，管柱下入最深位置盡量選擇在射孔炮眼上方，防止地層出砂而導(dǎo)致泵堵塞。圖1所示為P4井電潛泵排水采氣生產(chǎn)曲線。

圖1 P4井電潛泵排水采氣生產(chǎn)曲線

150 m3、70 m3和100 m3大泵型排采期間連續(xù)排采時間較短，多次換泵，產(chǎn)氣量波動大；30 m3泵穩(wěn)定排采時間長達335 d，效果良好，平均產(chǎn)氣量為10 080.29 m3d，平均產(chǎn)液量為18.45 m3d。

結(jié)合彭水區(qū)塊現(xiàn)場情況，對電潛泵排量、管柱、下深等進行了優(yōu)化，但已投產(chǎn)的4口生產(chǎn)井因關(guān)井、檢泵、修井等原因造成的排采不連續(xù)問題尤為突出。問題主要體現(xiàn)在：地層供液能力與電潛泵的泵型不匹配，泵型更換頻繁；井下狀況復(fù)雜，電潛泵欠載、過載頻繁，有效運轉(zhuǎn)時間低；檢泵頻繁，檢泵周期長。后期需作如下改進：探索具有廣泛排量范圍(6 ～ 150 m3d)的“一站式”電潛泵泵型，解決泵型與產(chǎn)液量不配伍的問題；進行“30 m3泵+高壓回注泵”試驗，解決低液量下出砂時泵吸入口易被泥砂堵塞的問題。

2.2 優(yōu)選管柱排采工藝

彭水區(qū)塊采用優(yōu)選管柱排采工藝的頁巖氣井為P3井。臨界攜液流量計算中常采用Turner模型，現(xiàn)場應(yīng)用中需對模型的系數(shù)a進行修正與優(yōu)化。運用不同模型計算P3井氣井臨界攜液流量，并與實際產(chǎn)氣量進行對比分析，結(jié)果顯示Coleman模型與P3井現(xiàn)場實際產(chǎn)氣量吻合程度較高。P3井于2014年3月8日下完氣舉管柱，安裝6級氣舉閥，未通過天然氣壓縮機氣舉，油管即自噴生產(chǎn)。截至2015年9月6日首次氣舉前，通過優(yōu)選管柱實現(xiàn)自噴生產(chǎn)共計547 d。受“以銷定產(chǎn)”生產(chǎn)制度的影響，因銷售設(shè)備故障和井下測試導(dǎo)致排采前后共中斷75 d。由于受到生產(chǎn)制度的限制，P3井自噴生產(chǎn)并不連續(xù)，地層能量在生產(chǎn)過程中遞減迅速，產(chǎn)氣量遞減也較快。在自噴生產(chǎn)期間，日均產(chǎn)氣量為9 473.4 m3，日均產(chǎn)液量為15.6 m3。圖2所示為P3井優(yōu)選管柱排水采氣生產(chǎn)曲線。

2.3 氣舉排采工藝

根據(jù)P3井的井筒積液規(guī)律，現(xiàn)場采用間歇或連續(xù)氣舉工藝進行周期性輔助排液[7]。氣舉閥在氣舉過程中不僅是注氣通道，同時也是舉升管柱上注氣孔的開關(guān)。P3井采用的氣舉閥為波紋充氣管式氣舉閥，閥的開閉由油管壓力、注入氣壓力、波紋管充氣壓力的合力所決定。當(dāng)氣舉閥剛好打開時，需滿足式(1)：

圖2 P3井優(yōu)選管柱排水采氣生產(chǎn)曲線

(1)

式中：pt—— 油管壓力，MPa；

pc—— 油入氣壓力，MPa；

pb—— 波紋管充氣壓力合力，MPa；

TEF—— 油管效應(yīng)系數(shù)，表征閥對油壓的敏感性；

Ab—— 波紋管充氣室有效面積，mm2；

Ap—— 閥孔面積，mm2。

而氣舉閥剛好打開時的套壓pvo為：

pvo=pb(1-R)+ptTEF

(2)

P3井氣舉作業(yè)之前的生產(chǎn)方式為低成本自噴生產(chǎn)，但隨著生產(chǎn)的持續(xù)進行，地層能量減弱，產(chǎn)氣量急劇降低，無法正常攜液，從而導(dǎo)致了井筒積液及井底壓力增加，嚴(yán)重影響正常生產(chǎn)。為進一步分析氣舉作業(yè)效果，對兩次氣舉作業(yè)前后該井產(chǎn)氣量和產(chǎn)液量進行了對比。圖3所示為P3井氣舉前后生產(chǎn)曲線。

可以看出，P3井從7月5日至8月23日，維持自噴生產(chǎn)，產(chǎn)氣量有一定幅度的上下波動，平均日產(chǎn)氣量為8 250 m3，平均日產(chǎn)液量為10.7 m3，套壓范圍為5.0 ～ 6.5 MPa。隨后產(chǎn)氣量與產(chǎn)液量急劇下降，平均日產(chǎn)氣量僅為4 203 m3，平均日產(chǎn)液量為0.9 m3，套壓一直處于高值范圍(7.5～8.3 MPa)。氣舉作業(yè)完成后，產(chǎn)氣量與產(chǎn)液量均明顯提升，平均日產(chǎn)氣量為7 660 m3，平均日產(chǎn)液量為13.6 m3，套壓恢復(fù)至6.0 MPa左右，產(chǎn)量恢復(fù)持續(xù)時間約20 d。但產(chǎn)量并未完全恢復(fù)至氣舉前的水平，主要原因是注氣量不足，排液不徹底。

圖3 P3井氣舉前后生產(chǎn)曲線

天然氣增壓氣舉閥氣舉工藝對P3井自噴產(chǎn)量的恢復(fù)有顯著作用?，F(xiàn)場設(shè)備對氣舉作業(yè)實施有限制，在后期應(yīng)進一步優(yōu)化氣舉設(shè)備與參數(shù)設(shè)計，以有利于氣舉工藝的更好實施。

2.4 射流泵排采工藝

目前僅P1井進行了射流泵排水采氣工藝試驗[8]，實施低產(chǎn)液條件下的排采，先后試驗4次。表2所示為P1井射流泵使用統(tǒng)計表。

后期將主要在以下各方面進行改進：改進地面柱塞泵和井筒的密封性，保證射流泵的正常運行；改進噴嘴、喉管結(jié)構(gòu)設(shè)計及材質(zhì)配方，延長在高壓系統(tǒng)(壓力>27 MPa)下的穩(wěn)定工作時間；建立定期維修保養(yǎng)制度，重點保養(yǎng)柱塞泵和泵芯。

3 彭水區(qū)塊排采工藝對比分析

3.1 成本分析

排采工藝運行成本主要由基礎(chǔ)成本、日常維護費用和作業(yè)成本構(gòu)成。表3所示為排采工藝運行成本構(gòu)成[9]。

可以看出，各工藝中基礎(chǔ)成本占主要比例，優(yōu)選管柱是最為經(jīng)濟的排采方式。對比各工藝的1年投入總成本，連續(xù)氣舉工藝成本最高，電潛泵工藝成本稍低，優(yōu)選管柱工藝成本最低；對比各工藝2年投入總成本，發(fā)現(xiàn)連續(xù)氣舉工藝運行成本最高，電潛泵工藝稍低。

表2 P1井射流泵使用統(tǒng)計表

表3 排采工藝運行成本構(gòu)成 萬元

3.2 適應(yīng)性評價

合理確定氣井不同生產(chǎn)時期的排采工藝方法，才能保證后續(xù)排采的穩(wěn)定性。表4所示為排采工藝適應(yīng)性對比。針對彭水區(qū)塊地質(zhì)特點，選擇排采工藝方法時主要考慮下列因素：

(1) 地層條件和井自噴能力，考慮井自噴能力強弱；

(2) 生產(chǎn)階段，考慮生產(chǎn)過程的不同階段；

(3) 成本投入，考慮整體成本投入構(gòu)成及多少；

(4) 井身結(jié)構(gòu)，考慮大位移井或水平井軌跡影響；

(5) 井口壓力，考慮井口承受壓力大小；

(6) 地面流程，考慮地面流程安裝及復(fù)雜程度；

(7) 管理難度，考慮資料錄取、操作難易程度等。

表4 排采工藝適應(yīng)性對比

3.3 優(yōu)選流程

彭水區(qū)塊頁巖氣藏屬典型常壓頁巖氣藏。根據(jù)前期優(yōu)選管柱、電潛泵、射流泵和氣舉工藝現(xiàn)場試驗特點，按以下原則進行排采工藝優(yōu)選：首選電潛泵工藝；再選射流泵工藝；若有條件，則選用優(yōu)選管柱和氣舉工藝。圖4所示為彭水地區(qū)頁巖氣井排采工藝優(yōu)選流程。

4 結(jié) 語

彭水區(qū)塊頁巖氣藏屬典型常壓頁巖氣藏，生產(chǎn)過程中無法完全實現(xiàn)自噴，需借助其他輔助方式進行開采。彭水地區(qū)頁巖氣排采工藝優(yōu)選當(dāng)中按以下原則進行：首選電潛泵工藝；次選射流泵工藝；若有條件，則選用優(yōu)選管柱和氣舉工藝。下一步還需針對各排采工藝現(xiàn)場試驗特點進行改進，為該區(qū)塊類似生產(chǎn)井的高效穩(wěn)定生產(chǎn)提供借鑒。

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OptimizationofShaleGasWellDewateringGasProductionTechnologyinPengshuiBlock

BAOKaiYUANHangDINGQiao

(Shale Gas Project Department of Nanchuan, Sinopec Huadong Company, Nanjing 210019, China)

With the continuing development of normal pressure shale gas reservoir in Pengshui block, the reservoir is gradually depleted. Artificial lift is necessary to maintain production. In the paper, based on analysis of the reservoir characteristics and present gas production, a comprehensive research on optimizing pipe string, gas lift, electric submersible pump and jet pump is conducted. Moreover, the related cost analysis and adaptability evaluation are conducted. For the selection of dewatering gas production technology, the recommended principles are as follows: the superior is electric submersible pump; the inferior is jet pump; for special cases, the optimizing pipe string and gas lift are desirable.

Pengshui block; atmospheric pressure; shale gas reservoir; dewatering gas production technology; optimization

2017-06-10

國家科技重大專項“彭水地區(qū)常壓頁巖氣田示范工程建設(shè)”(2016ZX05061004)

包凱(1990 — )，男，碩士，助理工程師，研究方向為頁巖氣、煤層氣排采。

TE375

A

1673-1980(2017)06-0042-05