长宁页岩气田采气工艺实践与效果

时间：2024-11-07

范宇岳圣杰李武广肖丹李小蓉向建华

1. 中国石油西南油气田公司页岩气研究院, 四川成都 610051;2. 中国石油西南油气田公司, 四川成都 610051;3. 中国石油西南油气田公司工程技术研究院, 四川成都 610051

0 前言

长宁地区页岩气资源丰富,在实现其长期高效开发利用的过程中,采气工艺技术起着至关重要的作用[1-4]。同北美页岩气开发早期一样,为获取较高的初期日产气量,长宁地区目前多采用套管直接放喷生产的方式，这将导致地层能量迅速衰减,井筒积液时间提前,不利于气井的长期稳定生产。为提高气井产气量或使水淹气井复产,必须采用泡排、柱塞气举、车载式气举等人工举升措施,但各项措施的应用效果存在差异,因此,分析各项措施的应用效果,并在页岩气井的生产制度中建立严格的管理规范显得尤为重要[5-8]。例如,在页岩气开发较为成熟的北美地区,目前多采用钻完桥塞后带压作业下油管生产,并通过灵活的油嘴管理制度来达到控压保持地层能量,实现气井长期稳产,提高单井EUR的目的[9]。通过分析研究目前长宁地区的采气工艺实施情况与取得的效果,对比北美同类工艺找出长宁页岩气田生产过程中面临的主要问题,提出相应的技术对策建议,对于实现长宁页岩气田的高效开发利用,具有一定的指导意义。

1 长宁地区油管下入时机分析

在长宁页岩气气田的建设初期,由于上产任务和作业能力限制等原因,普遍在投产360 d以后,井口压力在10 MPa以下时才由套管放喷生产转为油管生产。而在2018年后,随着技术人员对工艺实践认识和作业能力的提高,下油管时机已普遍提前到投产后的180 d以内，见表1。下油管时机提前到180 d以内后，井均下油管时的日产气量可达到12×104m3。

1.1 下油管对改善气井生产效果的作用

从实施效果看,在投产初期即下油管可在一定程度上减缓气井产量递减,延长气井的稳产时间。例如,H 5-1井在投产90 d后就下入油管,实现了长达 510 d 的稳产。对比下油管前后的单位井口压降产量可发现,该井下油管前单位井口压降产量为100×104～200×104m3/MPa,而下油管后的单位井口压降产量可提高到500×104～600×104m3/MPa,见图1。该井下油管前后30 d的产量月递减率变化也印证了这种效果,该井下油管前30 d,日产气量从18.41×104m3下降到14.53×104m3,递减率为21.02%,在下油管后30 d,日产气量从13.12×104m3下降到1.33×104m3,递减率为13.64%,同下油管前相比下降6.36个百分点。统计不同下油管时机的气井产量递减率数据也都显示出下油管后可较为明显地降低气井的产量递减率,见表2。

表1 长宁页岩气田下油管情况统计表

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

年份下油管/口平均套管生产时间/d73.0 mm油管/口60.3 mm油管/口2015年1660012016年11420382017年415405362018年281500282019年712007整体情况88360880

图1 H 5-1井单位井口压降产量分布图Fig.1 Distribution of unit pressure drop production of Well H 5-1

表2 带压下油管时间与产量递减率关系统计表

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

下油管时机/d下油管前30 d递减率/(%)下油管后30 d递减率/(%)递减率变化<9022.0018.503.5090～30025.8617.318.55300～45035.4521.3014.15>45033.2319.3913.83

对于下油管时机较晚，已经出现产量波动的井,下油管后可以使产能得到较明显的恢复。例如H 10-3井,该井下油管前日均产气量8.69×104m3,出现了较为明显的波动,下油管后,日均产气量提高4.34×104m3,达到13.03×104m3,实现了气井的稳定生产,见图2。

图2 H 10-3井采气曲线图Fig.2 Production curve of Well H 10-3

1.2 与北美下油管时机的比较

北美地区由于对油藏以及岩性认识较为深入,生产制度已从“控产”转为“控压”生产,多采用在钻完桥塞后就下油管的措施,并充分结合新投井周边已投产井的产量递减模板来建立严格的油嘴管理制度,在生产中依据实际情况进行实时调整。北美的经验表明,合理的生产制度可以带来较高的EUR和更高的收益率。

分析认为,长宁地区下油管能够改善气井稳产能力的关键在于相较套管放喷模式可以有效减缓气井生产压力的递减情况,即在下油管后可以在单位压降下实现更多的产量,其核心在于油管压力递减与地层能量之间的关系。参照北美经验,若作业能力允许,应在投产时即下油管,通过变更油嘴尺寸来实现对油管压力递减的精细化管理,从而有效地保护地层能量,实现气井的长期稳定生产。

2 长宁地区人工举升工艺效果分析

2.1 泡排工艺

2.1.1 泡排原理与优势

泡排的原理是使用泡沫降低生产水的表面张力,与气混合形成泡沫,从而降低液体的密度,减小携液临界值。泡排工艺主要具有以下优势:前期安装简单,实现了无人值守;前期投入费用低;见效快,稳产效果好;可以下降至油管底部,解决斜段排液[10-13]。

2.1.2 长宁泡排工艺的发展

根据页岩气平台井组的特点,长宁区块在投入初期即采用了橇装式整体加注方式，到2018年实现具有国内领先水平的“可远程遥控的平台整体加注泡排体系及现场应用管理配套技术”，实现了技术与现场生产管理的全面升级,见表3。截至2019年3月,长宁已建成10个平台泡排加注装置、56口井的泡排流程,实施了9个平台40井的泡排加注,加注后9个平台平均日产气量由150×104m3增加到181×104m3,累计增加产气量 3 400 ×104m3,泡排措施效果明显。

表3 泡排采气技术发展表

Tab.3 Development of foam drainage gas recovery technology

阶段年份做法第一代地面橇泡排2017-2018年起泡剂平台整体加注:2泵轮换+6电池阀切换6口井;消泡剂平台整体加注:2单电机双泵头泵轮换,分别针对两套分离装置。第二代地面橇泡排2018-2019年起泡剂平台整体加注:2泵轮换+6电池阀切换6口井;消泡剂平台整体加注:针对单井井口加注。

图3 H 6-2井泡排前后井口压力变化曲线图Fig.3 Wellhead pressure change before andafter foam drainage of Well H 6-2

以H 6平台开展的泡排试验为例,泡排有效地改善了井口压力波动的情况,见图3。平台5口井泡排后日产气量稳定在22.95×104m3,增加日产气量7.05×104m3,增产44.3%;泡排后日产液量由7.11 m3上升至17.23 m3,增加142%。充分表明,泡排可以从井筒中带出大量积液,使气井产能得到明显恢复。

2.1.3 泡排存在的问题

虽然泡排已经在长宁地区取得了很好的应用效果,但由于其目标是降低产液密度,存在技术界限,并不能从根本上解决井筒积液问题,气井往往需要多次反复泡排,造成气井后期维护成本增加。

泡排在北美的应用也显示出其在气井后期产量下降时,并不能取得较好的增产效果。而且,泡排产生的大量泡沫对地面设备的运行会造成一定的影响,例如在长宁地区就曾发生过泡排试验期间出现增压机因消泡导致运行故障的问题。

2.2 柱塞气举工艺

2.2.1 柱塞气举原理与优势

柱塞气举的工作原理是利用井本身的能量把井下的液体经柱塞高效地带至井口。对于水平井,油套环空以及很长的水平段都是应用柱塞气举工艺的理想场所。对于高产井,可以使用连续型柱塞,在不关井的状态下高效排液。对于低产时井,可以使用传统柱塞,通过间歇作业的方式,也能够有效解决积液问题。柱塞气举作为北美应用最为广泛的排水采气工艺,主要有以下优势:使用寿命长,气液比满足柱塞运行条件,柱塞就可以一直工作;可以下降至60°斜段,有效解决斜段排液;后期维护成本低,不需任何外界能量维持人工举升;可有效防止油管结垢;可通过及时更改柱塞周期应对水平段段塞流出液;井口与井下设备简单,安装成本低[14-20]。

2.2.2 长宁柱塞气举的发展

长宁地区于2017年启动柱塞气举试验,通过筛选日产液量小于50 m3,生产气液比每千米高于250,关井套压高于1.2倍输压,油管通畅且内径一致、无泄漏及腐蚀穿孔,井斜不大于70°的4口气井开展了柱塞气举工艺试验,其中H 2-2、H 2-4、H 10-3等3口井采用国内技术,H 4-6井采用国外技术。

柱塞气举实施后,气井生产总体趋于平稳,采用国内技术的3口井,排液和产气量增加不明显,但能减少放喷提液频次,延缓产量递减。采用国外定压截流式卡定器技术的H 4-6井,日产气量从作业前的2.97×104m3增加至作业后的4.37×104m3,增产效果较为明显,见图4和表4。

图4 H 4-6井实施柱塞气举前后生产曲线图Fig.4 Production of Well H 4-6 before and after plunger gas lift

表4 柱塞气举工艺实施情况表

Tab.4 Implementation situation of plunger gas lift

井号作业前作业后日产气量/104 m3日产水量/m3生产情况日产气量/104 m3日产水量/m3生产情况H 2-22～31～2每月放空提喷复产1次2～32未使用柱塞,间开生产H 2-42～32～3每周放空提喷复产1次2～32柱塞周期运行,生产平稳,无需提喷H 10-33～41～2每月放空提喷复产1次2.102.38增压后恢复连续生产,未使用柱塞H 4-62.974.5井口增压+每周气举1～2次4.377.48柱塞周期运行,生产平稳,无需增压和气举

2.2.3 柱塞气举的优化方向

当前在长宁地区所应用的国产柱塞工艺技术存在一些问题,甚至在工艺运行过程中,仍会出现水淹停产的情况。例如,缓冲弹簧处井斜角相对较小的H 10-3井,运行柱塞时更容易积液。采用国外工艺技术的井虽然取得较好的增产效果,但其运行过程中也存在产液不稳定、需精细化管理、井口通径与油管及柱塞尺寸不匹配、影响柱塞运行、太阳能供电量不完全满足电控阀电量需求等问题。综合来看,柱塞气举作为北美应用最为广泛的人工举升方式,虽然可以一劳永逸地解决井筒积液问题,但柱塞气举对于工具设备、运行过程的管理等具有较高要求,相比北美,国产常规柱塞工具和控制技术在解决页岩气大井斜、低液面、段塞出液以及出砂严重等问题上还存在技术瓶颈。

2.3 车载式气举

车载式(氮气)气举通常作为临时消除积液的措施,主要应用于水淹井复活和带液困难井助排。

2018年对17个平台43口井实施气举复产225井次,工艺实施后产量有所恢复,停举后可稳产30～60 d(平均66 d),但仍需依靠间歇气举维持气井产量。日产气量低于3×104m3/d或油压2～3 MPa的井实施气举助排,能有效维持气井产能,有一定增产效果,平均日增产1.9×104m3,措施有效率达60%以上。日产量4×104～6×104m3的井气举增产效果不明显,但能有效降低油套压差,减缓产量递减速度,延长自喷携液生产周期,见表5。

表5 车载式气举助排实施效果统计表

Tab.5 Implementation effect statistics of vehicle mounted gas lift

井号气举天数/d实施效果H 4-131日产气量5×104 m3时实施间歇气举,气举期间产量上升,停举后日产气量7×104 m3,稳定生产半个月H 8-112产量下降至临界携液流量2.5×104 m3时采取气举助排,日产气量维持在5×104～6×104 m3正常生产H 8-542措施前日产气量4×104～5×104 m3,但仍不足以正常带液,采用气举后产水量增大,效果显著H 8-6100措施前日产气量4×104～5×104 m3,但仍不足以正常带液,采用气举后产水量增大H 10-25日产气量下降至1×104 m3时,通过气举助排,带出积液,气举后产气量增大H 11-176日产气量低于5×104 m3时实施间歇气举,气举期间增产效果明显,能够维持一定产量H 11-34油套压差拉大后,连续3 d气举后,油套压差减小,产量上升

车载式气举对降低积液影响、恢复气井产能效果明显,但其运行成本高、持续稳产能力差,不推荐用作常规排水采气措施,可以作为水淹井复产的临时举措。

2.4 增压

采用平台增压和集中增压的方式,降低油管压力,使油压低于管线回压。增压可以减小携液临界值,暂时缓解积液情况,降低井底流压,增加产量,从而达到稳产与增产的目的。

宁201井区中心站2套 1 120 kW压缩机进行集中增压,H 3、H 4、H 7、H 8、H 12、H 13共6个井组进行了平台增压。宁201井区中心站集中增压后,中心站进气压力较增压前下降约1.8 MPa,增产气量约90×104m3/d。

H 7井组增压前采用泡排工艺生产,日均产气量从30.5×104m3上升至35.6×104m3,并保持相对稳定。因地震后清水运输困难,无法满足泡排配液,2018年12月29日暂停泡排。暂停泡排后,配合不定期的关井复压,日均产气量稳定在30×104m3左右。2019年1月23日采用平台增压,日均产气量降至27×104m3,平均水气比从3.1 m3·10-4m-3下降至2.7 m3·10-4m-3,平均油压从4.95 MPa下降至2.85 MPa,见图5。

H 8井组增压投运后,日均产气量26.8×104m3/d,平均水气比从0.91 m3·10-4m-3上升至0.99 m3·10-4m-3,较投运前无明显变化,但平均油压却从5.5 MPa下降至3.7 MPa。期间压缩机频繁出现停机状况,一旦停机,井组瞬时日产气量立刻由25×104m3下降至约12×104m3。

图5 H 7井组增压前后生产情况对比图Fig.5 Comparison of production before and after compressed of H 7 well group

综合认为,增压虽然可使气井取得一定的增产效果,却极大地降低了井口压力,为该井组的后期稳产带来了困难,压缩机故障频繁也为生产管理带来了极大的不便,在实际运行中存在运行成本较高的问题。