長(zhǎng)寧頁(yè)巖氣田采氣工藝實(shí)踐與效果

范 宇 岳圣杰 李武廣 肖 丹 李小蓉 向建華

1. 中國(guó)石油西南油氣田公司頁(yè)巖氣研究院, 四川 成都 610051;2. 中國(guó)石油西南油氣田公司, 四川 成都 610051;3. 中國(guó)石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院, 四川 成都 610051

0 前言

長(zhǎng)寧地區(qū)頁(yè)巖氣資源豐富,在實(shí)現(xiàn)其長(zhǎng)期高效開發(fā)利用的過(guò)程中,采氣工藝技術(shù)起著至關(guān)重要的作用[1-4]。同北美頁(yè)巖氣開發(fā)早期一樣,為獲取較高的初期日產(chǎn)氣量,長(zhǎng)寧地區(qū)目前多采用套管直接放噴生產(chǎn)的方式，這將導(dǎo)致地層能量迅速衰減,井筒積液時(shí)間提前,不利于氣井的長(zhǎng)期穩(wěn)定生產(chǎn)。為提高氣井產(chǎn)氣量或使水淹氣井復(fù)產(chǎn),必須采用泡排、柱塞氣舉、車載式氣舉等人工舉升措施,但各項(xiàng)措施的應(yīng)用效果存在差異,因此,分析各項(xiàng)措施的應(yīng)用效果,并在頁(yè)巖氣井的生產(chǎn)制度中建立嚴(yán)格的管理規(guī)范顯得尤為重要[5-8]。例如,在頁(yè)巖氣開發(fā)較為成熟的北美地區(qū),目前多采用鉆完橋塞后帶壓作業(yè)下油管生產(chǎn),并通過(guò)靈活的油嘴管理制度來(lái)達(dá)到控壓保持地層能量,實(shí)現(xiàn)氣井長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn),提高單井EUR的目的[9]。通過(guò)分析研究目前長(zhǎng)寧地區(qū)的采氣工藝實(shí)施情況與取得的效果,對(duì)比北美同類工藝找出長(zhǎng)寧頁(yè)巖氣田生產(chǎn)過(guò)程中面臨的主要問(wèn)題,提出相應(yīng)的技術(shù)對(duì)策建議,對(duì)于實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)寧頁(yè)巖氣田的高效開發(fā)利用,具有一定的指導(dǎo)意義。

1 長(zhǎng)寧地區(qū)油管下入時(shí)機(jī)分析

在長(zhǎng)寧頁(yè)巖氣氣田的建設(shè)初期,由于上產(chǎn)任務(wù)和作業(yè)能力限制等原因,普遍在投產(chǎn)360 d以后,井口壓力在10 MPa以下時(shí)才由套管放噴生產(chǎn)轉(zhuǎn)為油管生產(chǎn)。而在2018年后,隨著技術(shù)人員對(duì)工藝實(shí)踐認(rèn)識(shí)和作業(yè)能力的提高,下油管時(shí)機(jī)已普遍提前到投產(chǎn)后的180 d以內(nèi)，見表1。下油管時(shí)機(jī)提前到180 d以內(nèi)后，井均下油管時(shí)的日產(chǎn)氣量可達(dá)到12×104m3。

1.1 下油管對(duì)改善氣井生產(chǎn)效果的作用

從實(shí)施效果看,在投產(chǎn)初期即下油管可在一定程度上減緩氣井產(chǎn)量遞減,延長(zhǎng)氣井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間。例如,H 5-1井在投產(chǎn)90 d后就下入油管,實(shí)現(xiàn)了長(zhǎng)達(dá) 510 d 的穩(wěn)產(chǎn)。對(duì)比下油管前后的單位井口壓降產(chǎn)量可發(fā)現(xiàn),該井下油管前單位井口壓降產(chǎn)量為100×104～200×104m3/MPa,而下油管后的單位井口壓降產(chǎn)量可提高到500×104～600×104m3/MPa,見圖1。該井下油管前后30 d的產(chǎn)量月遞減率變化也印證了這種效果,該井下油管前30 d,日產(chǎn)氣量從18.41×104m3下降到14.53×104m3,遞減率為21.02%,在下油管后30 d,日產(chǎn)氣量從13.12×104m3下降到1.33×104m3,遞減率為13.64%,同下油管前相比下降6.36個(gè)百分點(diǎn)。統(tǒng)計(jì)不同下油管時(shí)機(jī)的氣井產(chǎn)量遞減率數(shù)據(jù)也都顯示出下油管后可較為明顯地降低氣井的產(chǎn)量遞減率,見表2。

表1 長(zhǎng)寧頁(yè)巖氣田下油管情況統(tǒng)計(jì)表

Tab.1 Statistics of tubing running in Changning shale gas field

年份下油管/口平均套管生產(chǎn)時(shí)間/d73.0 mm油管/口60.3 mm油管/口2015年1660012016年11420382017年415405362018年281500282019年712007整體情況88360880

圖1 H 5-1井單位井口壓降產(chǎn)量分布圖Fig.1 Distribution of unit pressure drop production of Well H 5-1

表2 帶壓下油管時(shí)間與產(chǎn)量遞減率關(guān)系統(tǒng)計(jì)表

Tab.2 Statistics of relationship between tubing time and production decline rate

下油管時(shí)機(jī)/d下油管前30 d遞減率/(%)下油管后30 d遞減率/(%)遞減率變化<9022.0018.503.5090～30025.8617.318.55300～45035.4521.3014.15>45033.2319.3913.83

對(duì)于下油管時(shí)機(jī)較晚，已經(jīng)出現(xiàn)產(chǎn)量波動(dòng)的井,下油管后可以使產(chǎn)能得到較明顯的恢復(fù)。例如H 10-3井,該井下油管前日均產(chǎn)氣量8.69×104m3,出現(xiàn)了較為明顯的波動(dòng),下油管后,日均產(chǎn)氣量提高4.34×104m3,達(dá)到13.03×104m3,實(shí)現(xiàn)了氣井的穩(wěn)定生產(chǎn),見圖2。

圖2 H 10-3井采氣曲線圖Fig.2 Production curve of Well H 10-3

1.2 與北美下油管時(shí)機(jī)的比較

北美地區(qū)由于對(duì)油藏以及巖性認(rèn)識(shí)較為深入,生產(chǎn)制度已從“控產(chǎn)”轉(zhuǎn)為“控壓”生產(chǎn),多采用在鉆完橋塞后就下油管的措施,并充分結(jié)合新投井周邊已投產(chǎn)井的產(chǎn)量遞減模板來(lái)建立嚴(yán)格的油嘴管理制度,在生產(chǎn)中依據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)整。北美的經(jīng)驗(yàn)表明,合理的生產(chǎn)制度可以帶來(lái)較高的EUR和更高的收益率。

分析認(rèn)為,長(zhǎng)寧地區(qū)下油管能夠改善氣井穩(wěn)產(chǎn)能力的關(guān)鍵在于相較套管放噴模式可以有效減緩氣井生產(chǎn)壓力的遞減情況,即在下油管后可以在單位壓降下實(shí)現(xiàn)更多的產(chǎn)量,其核心在于油管壓力遞減與地層能量之間的關(guān)系。參照北美經(jīng)驗(yàn),若作業(yè)能力允許,應(yīng)在投產(chǎn)時(shí)即下油管,通過(guò)變更油嘴尺寸來(lái)實(shí)現(xiàn)對(duì)油管壓力遞減的精細(xì)化管理,從而有效地保護(hù)地層能量,實(shí)現(xiàn)氣井的長(zhǎng)期穩(wěn)定生產(chǎn)。

2 長(zhǎng)寧地區(qū)人工舉升工藝效果分析

2.1 泡排工藝

2.1.1 泡排原理與優(yōu)勢(shì)

泡排的原理是使用泡沫降低生產(chǎn)水的表面張力,與氣混合形成泡沫,從而降低液體的密度,減小攜液臨界值。泡排工藝主要具有以下優(yōu)勢(shì):前期安裝簡(jiǎn)單,實(shí)現(xiàn)了無(wú)人值守;前期投入費(fèi)用低;見效快,穩(wěn)產(chǎn)效果好;可以下降至油管底部,解決斜段排液[10-13]。

2.1.2 長(zhǎng)寧泡排工藝的發(fā)展

根據(jù)頁(yè)巖氣平臺(tái)井組的特點(diǎn),長(zhǎng)寧區(qū)塊在投入初期即采用了橇裝式整體加注方式，到2018年實(shí)現(xiàn)具有國(guó)內(nèi)領(lǐng)先水平的“可遠(yuǎn)程遙控的平臺(tái)整體加注泡排體系及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用管理配套技術(shù)”，實(shí)現(xiàn)了技術(shù)與現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)管理的全面升級(jí),見表3。截至2019年3月,長(zhǎng)寧已建成10個(gè)平臺(tái)泡排加注裝置、56口井的泡排流程,實(shí)施了9個(gè)平臺(tái)40井的泡排加注,加注后9個(gè)平臺(tái)平均日產(chǎn)氣量由150×104m3增加到181×104m3,累計(jì)增加產(chǎn)氣量 3 400 ×104m3,泡排措施效果明顯。

表3 泡排采氣技術(shù)發(fā)展表

Tab.3 Development of foam drainage gas recovery technology

階段年份做法第一代地面橇泡排2017-2018年起泡劑平臺(tái)整體加注:2泵輪換+6電池閥切換6口井;消泡劑平臺(tái)整體加注:2單電機(jī)雙泵頭泵輪換,分別針對(duì)兩套分離裝置。第二代地面橇泡排2018-2019年起泡劑平臺(tái)整體加注:2泵輪換+6電池閥切換6口井;消泡劑平臺(tái)整體加注:針對(duì)單井井口加注。

圖3 H 6-2井泡排前后井口壓力變化曲線圖Fig.3 Wellhead pressure change before andafter foam drainage of Well H 6-2

以H 6平臺(tái)開展的泡排試驗(yàn)為例,泡排有效地改善了井口壓力波動(dòng)的情況,見圖3。平臺(tái)5口井泡排后日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在22.95×104m3,增加日產(chǎn)氣量7.05×104m3,增產(chǎn)44.3%;泡排后日產(chǎn)液量由7.11 m3上升至17.23 m3,增加142%。充分表明,泡排可以從井筒中帶出大量積液,使氣井產(chǎn)能得到明顯恢復(fù)。

2.1.3 泡排存在的問(wèn)題

雖然泡排已經(jīng)在長(zhǎng)寧地區(qū)取得了很好的應(yīng)用效果,但由于其目標(biāo)是降低產(chǎn)液密度,存在技術(shù)界限,并不能從根本上解決井筒積液?jiǎn)栴},氣井往往需要多次反復(fù)泡排,造成氣井后期維護(hù)成本增加。

泡排在北美的應(yīng)用也顯示出其在氣井后期產(chǎn)量下降時(shí),并不能取得較好的增產(chǎn)效果。而且,泡排產(chǎn)生的大量泡沫對(duì)地面設(shè)備的運(yùn)行會(huì)造成一定的影響,例如在長(zhǎng)寧地區(qū)就曾發(fā)生過(guò)泡排試驗(yàn)期間出現(xiàn)增壓機(jī)因消泡導(dǎo)致運(yùn)行故障的問(wèn)題。

2.2 柱塞氣舉工藝

2.2.1 柱塞氣舉原理與優(yōu)勢(shì)

柱塞氣舉的工作原理是利用井本身的能量把井下的液體經(jīng)柱塞高效地帶至井口。對(duì)于水平井,油套環(huán)空以及很長(zhǎng)的水平段都是應(yīng)用柱塞氣舉工藝的理想場(chǎng)所。對(duì)于高產(chǎn)井,可以使用連續(xù)型柱塞,在不關(guān)井的狀態(tài)下高效排液。對(duì)于低產(chǎn)時(shí)井,可以使用傳統(tǒng)柱塞,通過(guò)間歇作業(yè)的方式,也能夠有效解決積液?jiǎn)栴}。柱塞氣舉作為北美應(yīng)用最為廣泛的排水采氣工藝,主要有以下優(yōu)勢(shì):使用壽命長(zhǎng),氣液比滿足柱塞運(yùn)行條件,柱塞就可以一直工作;可以下降至60°斜段,有效解決斜段排液;后期維護(hù)成本低,不需任何外界能量維持人工舉升;可有效防止油管結(jié)垢;可通過(guò)及時(shí)更改柱塞周期應(yīng)對(duì)水平段段塞流出液;井口與井下設(shè)備簡(jiǎn)單,安裝成本低[14-20]。

2.2.2 長(zhǎng)寧柱塞氣舉的發(fā)展

長(zhǎng)寧地區(qū)于2017年啟動(dòng)柱塞氣舉試驗(yàn),通過(guò)篩選日產(chǎn)液量小于50 m3,生產(chǎn)氣液比每千米高于250,關(guān)井套壓高于1.2倍輸壓,油管通暢且內(nèi)徑一致、無(wú)泄漏及腐蝕穿孔,井斜不大于70°的4口氣井開展了柱塞氣舉工藝試驗(yàn),其中H 2-2、H 2-4、H 10-3等3口井采用國(guó)內(nèi)技術(shù),H 4-6井采用國(guó)外技術(shù)。

柱塞氣舉實(shí)施后,氣井生產(chǎn)總體趨于平穩(wěn),采用國(guó)內(nèi)技術(shù)的3口井,排液和產(chǎn)氣量增加不明顯,但能減少放噴提液頻次,延緩產(chǎn)量遞減。采用國(guó)外定壓截流式卡定器技術(shù)的H 4-6井,日產(chǎn)氣量從作業(yè)前的2.97×104m3增加至作業(yè)后的4.37×104m3,增產(chǎn)效果較為明顯,見圖4和表4。

圖4 H 4-6井實(shí)施柱塞氣舉前后生產(chǎn)曲線圖Fig.4 Production of Well H 4-6 before and after plunger gas lift

表4 柱塞氣舉工藝實(shí)施情況表

Tab.4 Implementation situation of plunger gas lift

井號(hào)作業(yè)前作業(yè)后日產(chǎn)氣量/104 m3日產(chǎn)水量/m3生產(chǎn)情況日產(chǎn)氣量/104 m3日產(chǎn)水量/m3生產(chǎn)情況H 2-22～31～2每月放空提噴復(fù)產(chǎn)1次2～32未使用柱塞,間開生產(chǎn)H 2-42～32～3每周放空提噴復(fù)產(chǎn)1次2～32柱塞周期運(yùn)行,生產(chǎn)平穩(wěn),無(wú)需提噴H 10-33～41～2每月放空提噴復(fù)產(chǎn)1次2.102.38增壓后恢復(fù)連續(xù)生產(chǎn),未使用柱塞H 4-62.974.5井口增壓+每周氣舉1～2次4.377.48柱塞周期運(yùn)行,生產(chǎn)平穩(wěn),無(wú)需增壓和氣舉

2.2.3 柱塞氣舉的優(yōu)化方向

當(dāng)前在長(zhǎng)寧地區(qū)所應(yīng)用的國(guó)產(chǎn)柱塞工藝技術(shù)存在一些問(wèn)題,甚至在工藝運(yùn)行過(guò)程中,仍會(huì)出現(xiàn)水淹停產(chǎn)的情況。例如,緩沖彈簧處井斜角相對(duì)較小的H 10-3井,運(yùn)行柱塞時(shí)更容易積液。采用國(guó)外工藝技術(shù)的井雖然取得較好的增產(chǎn)效果,但其運(yùn)行過(guò)程中也存在產(chǎn)液不穩(wěn)定、需精細(xì)化管理、井口通徑與油管及柱塞尺寸不匹配、影響柱塞運(yùn)行、太陽(yáng)能供電量不完全滿足電控閥電量需求等問(wèn)題。綜合來(lái)看,柱塞氣舉作為北美應(yīng)用最為廣泛的人工舉升方式,雖然可以一勞永逸地解決井筒積液?jiǎn)栴},但柱塞氣舉對(duì)于工具設(shè)備、運(yùn)行過(guò)程的管理等具有較高要求,相比北美,國(guó)產(chǎn)常規(guī)柱塞工具和控制技術(shù)在解決頁(yè)巖氣大井斜、低液面、段塞出液以及出砂嚴(yán)重等問(wèn)題上還存在技術(shù)瓶頸。

2.3 車載式氣舉

車載式(氮?dú)?氣舉通常作為臨時(shí)消除積液的措施,主要應(yīng)用于水淹井復(fù)活和帶液困難井助排。

2018年對(duì)17個(gè)平臺(tái)43口井實(shí)施氣舉復(fù)產(chǎn)225井次,工藝實(shí)施后產(chǎn)量有所恢復(fù),停舉后可穩(wěn)產(chǎn)30～60 d(平均66 d),但仍需依靠間歇?dú)馀e維持氣井產(chǎn)量。日產(chǎn)氣量低于3×104m3/d或油壓2～3 MPa的井實(shí)施氣舉助排,能有效維持氣井產(chǎn)能,有一定增產(chǎn)效果,平均日增產(chǎn)1.9×104m3,措施有效率達(dá)60%以上。日產(chǎn)量4×104～6×104m3的井氣舉增產(chǎn)效果不明顯,但能有效降低油套壓差,減緩產(chǎn)量遞減速度,延長(zhǎng)自噴攜液生產(chǎn)周期,見表5。

表5 車載式氣舉助排實(shí)施效果統(tǒng)計(jì)表

Tab.5 Implementation effect statistics of vehicle mounted gas lift

井號(hào)氣舉天數(shù)/d實(shí)施效果H 4-131日產(chǎn)氣量5×104 m3時(shí)實(shí)施間歇?dú)馀e,氣舉期間產(chǎn)量上升,停舉后日產(chǎn)氣量7×104 m3,穩(wěn)定生產(chǎn)半個(gè)月H 8-112產(chǎn)量下降至臨界攜液流量2.5×104 m3時(shí)采取氣舉助排,日產(chǎn)氣量維持在5×104～6×104 m3正常生產(chǎn)H 8-542措施前日產(chǎn)氣量4×104～5×104 m3,但仍不足以正常帶液,采用氣舉后產(chǎn)水量增大,效果顯著H 8-6100措施前日產(chǎn)氣量4×104～5×104 m3,但仍不足以正常帶液,采用氣舉后產(chǎn)水量增大H 10-25日產(chǎn)氣量下降至1×104 m3時(shí),通過(guò)氣舉助排,帶出積液,氣舉后產(chǎn)氣量增大H 11-176日產(chǎn)氣量低于5×104 m3時(shí)實(shí)施間歇?dú)馀e,氣舉期間增產(chǎn)效果明顯,能夠維持一定產(chǎn)量H 11-34油套壓差拉大后,連續(xù)3 d氣舉后,油套壓差減小,產(chǎn)量上升

車載式氣舉對(duì)降低積液影響、恢復(fù)氣井產(chǎn)能效果明顯,但其運(yùn)行成本高、持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)能力差,不推薦用作常規(guī)排水采氣措施,可以作為水淹井復(fù)產(chǎn)的臨時(shí)舉措。

2.4 增壓

采用平臺(tái)增壓和集中增壓的方式,降低油管壓力,使油壓低于管線回壓。增壓可以減小攜液臨界值,暫時(shí)緩解積液情況,降低井底流壓,增加產(chǎn)量,從而達(dá)到穩(wěn)產(chǎn)與增產(chǎn)的目的。

寧201井區(qū)中心站2套 1 120 kW壓縮機(jī)進(jìn)行集中增壓,H 3、H 4、H 7、H 8、H 12、H 13共6個(gè)井組進(jìn)行了平臺(tái)增壓。寧201井區(qū)中心站集中增壓后,中心站進(jìn)氣壓力較增壓前下降約1.8 MPa,增產(chǎn)氣量約90×104m3/d。

H 7井組增壓前采用泡排工藝生產(chǎn),日均產(chǎn)氣量從30.5×104m3上升至35.6×104m3,并保持相對(duì)穩(wěn)定。因地震后清水運(yùn)輸困難,無(wú)法滿足泡排配液,2018年12月29日暫停泡排。暫停泡排后,配合不定期的關(guān)井復(fù)壓,日均產(chǎn)氣量穩(wěn)定在30×104m3左右。2019年1月23日采用平臺(tái)增壓,日均產(chǎn)氣量降至27×104m3,平均水氣比從3.1 m3·10-4m-3下降至2.7 m3·10-4m-3,平均油壓從4.95 MPa下降至2.85 MPa,見圖5。

H 8井組增壓投運(yùn)后,日均產(chǎn)氣量26.8×104m3/d,平均水氣比從0.91 m3·10-4m-3上升至0.99 m3·10-4m-3,較投運(yùn)前無(wú)明顯變化,但平均油壓卻從5.5 MPa下降至3.7 MPa。期間壓縮機(jī)頻繁出現(xiàn)停機(jī)狀況,一旦停機(jī),井組瞬時(shí)日產(chǎn)氣量立刻由25×104m3下降至約12×104m3。

圖5 H 7井組增壓前后生產(chǎn)情況對(duì)比圖Fig.5 Comparison of production before and after compressed of H 7 well group

綜合認(rèn)為,增壓雖然可使氣井取得一定的增產(chǎn)效果,卻極大地降低了井口壓力,為該井組的后期穩(wěn)產(chǎn)帶來(lái)了困難,壓縮機(jī)故障頻繁也為生產(chǎn)管理帶來(lái)了極大的不便,在實(shí)際運(yùn)行中存在運(yùn)行成本較高的問(wèn)題。

3 結(jié)論與建議

1)提早下油管在一定程度上能夠保持井口壓力,延緩產(chǎn)量遞減,提高氣井穩(wěn)定帶液生產(chǎn)能力,在帶壓作業(yè)能力許可的前提下,應(yīng)完井后盡早下油管,并配合井口控壓或控產(chǎn)來(lái)保持地層能量,提高單井EUR。

2)柱塞氣舉較其他人工舉升方式具有成本相對(duì)較低且可根除井筒積液?jiǎn)栴}的優(yōu)勢(shì),應(yīng)積極提高國(guó)產(chǎn)工具水準(zhǔn)并進(jìn)一步開展北美工藝試驗(yàn),探索出一套規(guī)范化的運(yùn)行管理制度,保障柱塞氣舉有效運(yùn)行。

3)建議開展頁(yè)巖氣井井筒流動(dòng)規(guī)律基礎(chǔ)研究,弄清不同壓力、氣水產(chǎn)量條件下發(fā)生積液的條件,判斷積液最容易產(chǎn)生的位置,為各項(xiàng)排水采氣工藝優(yōu)化設(shè)計(jì)提供指導(dǎo)。