頁巖氣井積液診斷及排水采氣工藝技術(shù)探討

王慶蓉 陳家曉 向建華 葉長青 蔡道鋼

中國石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院, 四川 成都 610017

0 前言

國內(nèi)頁巖氣井采氣生產(chǎn)階段,普遍采用空套管投產(chǎn)。隨著開發(fā)的深入,壓力和產(chǎn)氣量降低,井口壓力快速下降至輸壓,氣井陸續(xù)出現(xiàn)自噴帶液困難,部分氣井產(chǎn)氣量低于臨界攜液流量,井筒積液等現(xiàn)象,嚴(yán)重影響了頁巖氣的采出,因此急需采取必要的采氣工藝措施來保證頁巖氣的正常采出。由于對井筒內(nèi)氣液兩相流動規(guī)律暫未有清晰的認(rèn)識,排采工藝技術(shù)方面只進(jìn)行了一些現(xiàn)場的對比、摸索,采取了臨時性的應(yīng)急措施?，F(xiàn)場普遍采用氣舉工藝復(fù)活水淹井,通過增壓、間開、優(yōu)選管柱、柱塞、泡排等措施維護(hù)氣井產(chǎn)能。氣舉有較好的復(fù)產(chǎn)或助排效果,但運(yùn)行成本較高。鑒于頁巖氣井生產(chǎn)中后期小產(chǎn)液的特征,投入、運(yùn)行成本較小的優(yōu)選管柱、柱塞、泡排工藝在經(jīng)濟(jì)效益上有更大優(yōu)越性。相比泡排工藝,柱塞工藝不存在環(huán)保風(fēng)險及消泡不徹底對生產(chǎn)流程的影響。而柱塞對生產(chǎn)管徑要求更高,當(dāng)生產(chǎn)管柱出現(xiàn)變徑,會有柱塞工具無法正常運(yùn)行的風(fēng)險。目前頁巖氣井排水采氣工藝的實施方式和優(yōu)化方法暫未形成。因此亟需結(jié)合現(xiàn)場實際生產(chǎn)情況,在成熟的測試設(shè)備及工具基礎(chǔ)上,通過研究頁巖氣井井筒積液診斷技術(shù),認(rèn)清頁巖氣井生產(chǎn)攜液特征,形成生產(chǎn)管柱優(yōu)化技術(shù),低壓頁巖氣平臺整體泡排工藝技術(shù)以及小產(chǎn)量頁巖氣井柱塞舉升工藝技術(shù),為頁巖氣井長期排水采氣及維護(hù)氣井產(chǎn)量提供技術(shù)支撐。

1 積液規(guī)律及積液診斷技術(shù)

1.1 明確頁巖氣井中后期積液規(guī)律

以四川長寧—威遠(yuǎn)頁巖氣區(qū)塊為例,通過多種積液診斷技術(shù)明確區(qū)塊壓力、產(chǎn)量在投產(chǎn)后90～120 d快速下降,快速過渡到低壓、日產(chǎn)水低于5 m3、日產(chǎn)氣2×104m3左右的中后期生產(chǎn)階段。當(dāng)井口壓力降至輸壓、或下入油管生產(chǎn)180～300 d,氣井都會出現(xiàn)因積液導(dǎo)致的生產(chǎn)不穩(wěn)定。滑脫位置主要出現(xiàn)在井斜角30°～60°的井段,斜井段是采氣工藝重點(diǎn)關(guān)注的井段,圖1表明了臨界攜液流速vcr與井斜角θ的關(guān)系。

圖1 臨界攜液流速與井斜角的關(guān)系圖Fig.1 Relationship between critical flow rate and pipe bevel angle

1.2 生產(chǎn)動態(tài)分析法

生產(chǎn)動態(tài)分析法是一種定性判斷氣井是否積液的方法。該方法根據(jù)現(xiàn)場生產(chǎn)情況、油套壓差變化來判斷井筒積液變化情況。伴隨滑脫現(xiàn)象出現(xiàn),氣井開始產(chǎn)生積液、產(chǎn)量波動,套壓、油壓、油套壓差呈周期性變化,其中套壓與產(chǎn)量成反相關(guān)變化。套壓波動大于10%,產(chǎn)量波動大于20%時判斷積液影響生產(chǎn)。生產(chǎn)套壓持續(xù)上升,產(chǎn)量持續(xù)下降時,可致水淹。關(guān)井24 h存在油套壓差,判斷井筒存在液柱差。因此,根據(jù)油壓、套壓下降幅度,利用公式(1)和(2),可以分別計算出油套環(huán)形空間的液面位置深度。

(1)

(2)

式中:p1t、p2t為油管分別在無積液、有積液時的井口穩(wěn)定流動壓力,MPa;p1c、p2c為套管分別在無積液、有積液時的井口穩(wěn)定流動壓力,MPa;ρ為液體的密度,g/cm3;H為井深,m;He為液面位置深度,m。

1.3 壓力梯度測試法

利用壓力計入井逐點(diǎn)停測,由于氣體和液體的密度差異,各個階段的壓力和壓力梯度不同,壓力梯度突變處確定氣液界面。從圖2壓力梯度曲線中初步推斷氣液界面He=2 100～2 300 m;其次推算液柱高度接近氣液界面的第一個停點(diǎn)壓力值p1=7 MPa,接近氣液界面處的液柱段內(nèi)的壓力梯度pG=7.3 MPa/100 m,由式(3)可得液柱高度為:h=95.89 m,因此,由式(4)計算該井液面深度為:He=2 204.11 m。靜壓力垂深梯度判斷液面準(zhǔn)確深度,動壓力垂深梯度結(jié)合斜深梯度判斷液面深度,壓力梯度法測試可獲得準(zhǔn)確的積液深度。

h=p1/pG

(3)

He=H1-h

(4)

圖2 壓力梯度測試法圖Fig.2 Pressure gradient test

1.4 回聲儀探測液面法

采用回聲儀通過測量聲波往返于液面時間計算液面深度。在測試之前下入帶回音標(biāo)的油管,利用回音標(biāo)、鋼絲測試數(shù)據(jù)校正,解決回聲儀測試液面解釋精度難題。通過建立數(shù)據(jù)庫,指導(dǎo)生產(chǎn)測試,輔助試井測試解釋。根據(jù)鋼絲實測數(shù)據(jù)與回聲儀液面數(shù)據(jù)對比,回聲儀測試結(jié)果是偏低的,超過 2 000 m的偏差約2%?；芈曁綔y液面法主要用于環(huán)空液面測試,與壓力梯度法聯(lián)合使用,提高診斷的準(zhǔn)確性。

1.5 生產(chǎn)測井法

該方法采用連續(xù)油管進(jìn)行水平段測試,綜合分析連續(xù)錄取的壓力、溫度、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、持液率等數(shù)據(jù),全井筒的流量及持液率剖面跟臨界攜液流量剖面對比,可判斷是否積液以及積液的位置。持液率分布曲線判斷積液位置,流量分布曲線判斷滑脫發(fā)生井段。井筒實際流量曲線與臨界攜液流量曲線若有交點(diǎn),則交點(diǎn)以下氣體真實流速低于攜液臨界流速,液體滑脫下落,使交點(diǎn)以下壓力損失增加。因此,交點(diǎn)即為可能的積液液面高度的上限。

2 優(yōu)選管柱工藝技術(shù)

2.1 油管尺寸

頁巖氣套管生產(chǎn)井陸續(xù)出現(xiàn)了自噴帶液困難、部分井產(chǎn)氣量低于臨界攜液流量不能正常帶液而出現(xiàn)井筒積液的現(xiàn)象,后期低壓,日產(chǎn)氣低于2×104m3,日產(chǎn)水低于5 m3時應(yīng)下入生產(chǎn)油管,通過建模計算,擬定在井口壓力2 MPa,日產(chǎn)氣2×104m3,日產(chǎn)水2.5 m3條件下,井深 3 600 m時,內(nèi)徑50.6 mm、62.0 mm油管井筒壓力損失相差僅0.1 MPa,而內(nèi)徑42.0 mm連續(xù)油管的井筒壓力損失相比內(nèi)徑50.6 mm油管井筒壓力損失超過0.6 MPa。該情況推薦油管內(nèi)徑50.6 mm。

2.2 油管下入時機(jī)

頁巖氣井為水平井,臨界攜液需考慮井斜角影響,從垂直井筒至傾斜井筒,氣體對液滴的作用力將變小,所需的臨界攜液氣速將變大。利用現(xiàn)場數(shù)據(jù)對模型進(jìn)行優(yōu)選,Belfroid模型與實際情況較為吻合。計算出不同尺寸生產(chǎn)管柱臨界攜液流量,摸清頁巖氣套管井生產(chǎn)遞減規(guī)律后在流量降至臨界攜液量之前下入油管。

長寧區(qū)塊平均套管生產(chǎn)時間525 d,根據(jù)數(shù)據(jù)統(tǒng)計,下油管生產(chǎn)井普遍產(chǎn)量提高,產(chǎn)量趨于穩(wěn)定。空套管生產(chǎn)數(shù)月后下入油管的井,油管下入后出現(xiàn)生產(chǎn)仍不穩(wěn)定、產(chǎn)量波動大的情況,根據(jù)現(xiàn)場實際生產(chǎn)情況,生產(chǎn)壓力平輸壓5 MPa的平均時間為150 d左右,該時段下油管,已發(fā)生積液的井穩(wěn)產(chǎn)能力差,考慮整個平臺的作業(yè)周期,同時避免憋破裂盤后因井內(nèi)液柱回壓導(dǎo)致不能復(fù)噴,其合理下入時機(jī)為套壓不低于10 MPa時。

2.3 油管下入深度

頁巖氣井直井段、斜井段、水平井內(nèi)流動規(guī)律差異大,滑脫現(xiàn)象主要出現(xiàn)在斜井段。通過水平段壓降分析,最終確定上傾井油管下至A點(diǎn)以上,管腳垂深原則上應(yīng)超過A、B點(diǎn)中間位置的垂深。下傾井中采用大通徑橋塞完成的井,油管下至第一個橋塞面10 m左右位置;壓裂后套管為全通徑的井,油管下至A點(diǎn)端第一個射孔段頂部10 m左右。

2.4 油管結(jié)構(gòu)

由于壓力計下深受井斜限制,液面位置不清楚,回聲儀液面測試解釋精度缺乏參照?；匾魳?biāo)解決回聲儀測試液面的解釋精度難題,通過建立數(shù)據(jù)庫,指導(dǎo)環(huán)空及油管內(nèi)測試解釋,輔助試井測試解釋。同時考慮為潛在的柱塞工藝實施提前準(zhǔn)備,降低大斜度段坐放柱塞卡定器的施工難題,減少繩索作業(yè)風(fēng)險。推薦下入帶回音標(biāo),且預(yù)制柱塞工作筒的油管。

3 平臺整體泡排自動加注技術(shù)

泡排工藝是中后期井筒采氣工藝的次優(yōu)選擇,長寧示范區(qū)頁巖氣井泡排工藝實現(xiàn)井組多通道,藥劑定時、定量、自動整體加注技術(shù),平臺各井起泡劑輪換加注技術(shù),以及消泡劑通過霧化器連續(xù)加注技術(shù)。目前已形成不同積液階段的泡排工藝做法。第一代橇,消泡劑加注與分離計量橇配套,分離器前10 m加注;第二代橇,消泡劑加注與單井井口配套,井口針型閥后加注。平臺整體加注、藥劑配伍技術(shù)成熟,可大面積推廣。

長寧區(qū)塊平臺整體泡排工藝共實施42口井,增產(chǎn)氣量22%。長寧H 13-3井、H 13-5井及H 13-6井開展泡排后日產(chǎn)氣量由10.13×104m3上升至11.8×104m3,增幅16.58%;泡排后,油套壓差均有明顯縮小,由3.17 MPa降低到2.56 MPa,平臺日產(chǎn)水量由 17.68 m3上升到26.35 m3,積液對生產(chǎn)的影響大幅降低。H 5平臺實施泡排后壓差降低并保持穩(wěn)定,泡排后日產(chǎn)氣量24.14×104m3,增幅13.12%;泡排后日產(chǎn)水量43.23 m3,增幅9%?？傮w來看,長寧區(qū)塊實施泡排工藝后產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量有一定提高,在輸壓變化不大的情況下,有效降低氣井生產(chǎn)壓差,從6.22 MPa降低到2.37 MPa。

4 柱塞舉升工藝技術(shù)

根據(jù)大量的理論研究結(jié)合現(xiàn)場試驗分析,初步形成一套適合頁巖氣井中期積液有效的柱塞工藝做法,包括系列工具、施工技術(shù)、調(diào)試技術(shù)、優(yōu)化調(diào)整技術(shù),以及研究出一套不同積液階段柱塞的應(yīng)用方法,滿足頁巖氣井各階段生產(chǎn)需求。積液初期采用連續(xù)快降柱塞、井下彈簧工作筒、浮動式緩沖彈簧;積液中期采用棒狀旋轉(zhuǎn)柱塞;積液后期采用mini棒狀旋轉(zhuǎn)柱塞;生產(chǎn)末期采用彈塊柱塞、刷式柱塞。

應(yīng)用定壓截流式卡定器,可防止油管內(nèi)積液退回長水平段。配套系列工具中萬向節(jié)、滾輪扶正器可克服水平井大斜度井施工,旋轉(zhuǎn)功能在斜井段能居中防止漏失。施工技術(shù)中柱塞工藝井運(yùn)行從最初的30°提升到最大井斜角68.8°,增大了工藝應(yīng)用范圍。針對調(diào)試方面,聲波周期監(jiān)測動態(tài),快速準(zhǔn)確追蹤柱塞下落位置,遠(yuǎn)程適時監(jiān)測控制系統(tǒng)能夠全天掌握動態(tài)、及時優(yōu)化制度。長寧—威遠(yuǎn)區(qū)塊56口頁巖氣井實施柱塞工藝后,生產(chǎn)平穩(wěn),遞減率減緩,減少放噴提液頻率,實現(xiàn)較長一段時間的穩(wěn)產(chǎn);川渝頁巖氣井實施柱塞工藝后,月遞減速率由10.2%降至5.6%。

5 結(jié)論

1)生產(chǎn)動態(tài)分析法定性判斷氣井是否積液;生產(chǎn)測井法推斷可能的積液液面高度的上限;回聲儀通過測量聲波往返于液面的時間計算液面深度,測試結(jié)果偏低;壓力梯度法可獲得準(zhǔn)確的液面深度。推薦回聲儀測試法與壓力梯度法聯(lián)合使用,提高診斷的準(zhǔn)確性。

2)根據(jù)壓力損失、臨界攜液流量的計算,結(jié)合現(xiàn)場生產(chǎn)情況分析,推薦采用內(nèi)徑50.6 mm油管。在確保帶壓作業(yè)安全的前提下,投產(chǎn)后應(yīng)在套壓高于10 MPa之前盡早下入油管。

3)柱塞工藝推薦采用定壓截流式卡定器,可防止油管內(nèi)積液退回長水平段。配套系列工具中萬向節(jié)、滾輪扶正器可克服水平井大斜度井施工,旋轉(zhuǎn)功能在斜井段能居中防止漏失。調(diào)試方面,聲波周期監(jiān)測動態(tài),能夠快速準(zhǔn)確追蹤柱塞下落位置。

4)目前已形成不同積液階段的泡排工藝做法。第一代橇,消泡劑加注與分離計量橇配套,分離器前10 m加注;第二代橇,消泡劑加注與單井井口配套,井口針型閥后加注?，F(xiàn)場應(yīng)用10個平臺,增產(chǎn)氣量22%。平臺整體加注、藥劑配伍技術(shù)成熟,可大面積推廣。