長寧頁巖氣田采氣工藝實踐與效果

范 宇 岳圣杰 李武廣 肖 丹 李小蓉 向建華

1. 中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院, 四川 成都 610051;2. 中國石油西南油氣田公司, 四川 成都 610051;3. 中國石油西南油氣田公司工程技術研究院, 四川 成都 610051

0 前言

長寧地區頁巖氣資源豐富,在實現其長期高效開發利用的過程中,采氣工藝技術起著至關重要的作用[1-4]。同北美頁巖氣開發早期一樣,為獲取較高的初期日產氣量,長寧地區目前多采用套管直接放噴生產的方式，這將導致地層能量迅速衰減,井筒積液時間提前,不利于氣井的長期穩定生產。為提高氣井產氣量或使水淹氣井復產,必須采用泡排、柱塞氣舉、車載式氣舉等人工舉升措施,但各項措施的應用效果存在差異,因此,分析各項措施的應用效果,并在頁巖氣井的生產制度中建立嚴格的管理規范顯得尤為重要[5-8]。例如,在頁巖氣開發較為成熟的北美地區,目前多采用鉆完橋塞后帶壓作業下油管生產,并通過靈活的油嘴管理制度來達到控壓保持地層能量,實現氣井長期穩產,提高單井EUR的目的[9]。通過分析研究目前長寧地區的采氣工藝實施情況與取得的效果,對比北美同類工藝找出長寧頁巖氣田生產過程中面臨的主要問題,提出相應的技術對策建議,對于實現長寧頁巖氣田的高效開發利用,具有一定的指導意義。

1 長寧地區油管下入時機分析

在長寧頁巖氣氣田的建設初期,由于上產任務和作業能力限制等原因,普遍在投產360 d以后,井口壓力在10 MPa以下時才由套管放噴生產轉為油管生產。而在2018年后,隨著技術人員對工藝實踐認識和作業能力的提高,下油管時機已普遍提前到投產后的180 d以內，見表1。下油管時機提前到180 d以內后，井均下油管時的日產氣量可達到12×104m3。

1.1 下油管對改善氣井生產效果的作用

從實施效果看,在投產初期即下油管可在一定程度上減緩氣井產量遞減,延長氣井的穩產時間。例如,H 5-1井在投產90 d后就下入油管,實現了長達 510 d 的穩產。對比下油管前后的單位井口壓降產量可發現,該井下油管前單位井口壓降產量為100×104～200×104m3/MPa,而下油管后的單位井口壓降產量可提高到500×104～600×104m3/MPa,見圖1。該井下油管前后30 d的產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個百分點。統計不同下油管時機的氣井產量遞減率數據也都顯示出下油管后可較為明顯地降低氣井的產量遞減率,見表2。

表1 長寧頁巖氣田下油管情況統計表

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

年份下油管/口平均套管生產時間/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 帶壓下油管時間與產量遞減率關系統計表

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

下油管時機/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

對于下油管時機較晚，已經出現產量波動的井,下油管后可以使產能得到較明顯的恢復。例如H 10-3井,該井下油管前日均產氣量8.69×104m3,出現了較為明顯的波動,下油管后,日均產氣量提高4.34×104m3,達到13.03×104m3,實現了氣井的穩定生產,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 與北美下油管時機的比較

北美地區由于對油藏以及巖性認識較為深入,生產制度已從“控產”轉為“控壓”生產,多采用在鉆完橋塞后就下油管的措施,并充分結合新投井周邊已投產井的產量遞減模板來建立嚴格的油嘴管理制度,在生產中依據實際情況進行實時調整。北美的經驗表明,合理的生產制度可以帶來較高的EUR和更高的收益率。

分析認為,長寧地區下油管能夠改善氣井穩產能力的關鍵在于相較套管放噴模式可以有效減緩氣井生產壓力的遞減情況,即在下油管后可以在單位壓降下實現更多的產量,其核心在于油管壓力遞減與地層能量之間的關系。參照北美經驗,若作業能力允許,應在投產時即下油管,通過變更油嘴尺寸來實現對油管壓力遞減的精細化管理,從而有效地保護地層能量,實現氣井的長期穩定生產。

2 長寧地區人工舉升工藝效果分析

2.1 泡排工藝

2.1.1 泡排原理與優勢

泡排的原理是使用泡沫降低生產水的表面張力,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勢:前期安裝簡單,實現了無人值守;前期投入費用低;見效快,穩產效果好;可以下降至油管底部,解決斜段排液[10-13]。

2.1.2 長寧泡排工藝的發展

根據頁巖氣平臺井組的特點,長寧區塊在投入初期即采用了橇裝式整體加注方式，到2018年實現具有國內領先水平的“可遠程遙控的平臺整體加注泡排體系及現場應用管理配套技術”，實現了技術與現場生產管理的全面升級,見表3。截至2019年3月,長寧已建成10個平臺泡排加注裝置、56口井的泡排流程,實施了9個平臺40井的泡排加注,加注后9個平臺平均日產氣量由150×104m3增加到181×104m3,累計增加產氣量 3 400 ×104m3,泡排措施效果明顯。

表3 泡排采氣技術發展表

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年起泡劑平臺整體加注:2泵輪換+6電池閥切換6口井;消泡劑平臺整體加注:2單電機雙泵頭泵輪換,分別針對兩套分離裝置。第二代地面橇泡排2018-2019年起泡劑平臺整體加注:2泵輪換+6電池閥切換6口井;消泡劑平臺整體加注:針對單井井口加注。

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平臺開展的泡排試驗為例,泡排有效地改善了井口壓力波動的情況,見圖3。平臺5口井泡排后日產氣量穩定在22.95×104m3,增加日產氣量7.05×104m3,增產44.3%;泡排后日產液量由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,使氣井產能得到明顯恢復。

2.1.3 泡排存在的問題

雖然泡排已經在長寧地區取得了很好的應用效果,但由于其目標是降低產液密度,存在技術界限,并不能從根本上解決井筒積液問題,氣井往往需要多次反復泡排,造成氣井后期維護成本增加。

泡排在北美的應用也顯示出其在氣井后期產量下降時,并不能取得較好的增產效果。而且,泡排產生的大量泡沫對地面設備的運行會造成一定的影響,例如在長寧地區就曾發生過泡排試驗期間出現增壓機因消泡導致運行故障的問題。

2.2 柱塞氣舉工藝

2.2.1 柱塞氣舉原理與優勢

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柱塞高效地帶至井口。對于水平井,油套環空以及很長的水平段都是應用柱塞氣舉工藝的理想場所。對于高產井,可以使用連續型柱塞,在不關井的狀態下高效排液。對于低產時井,可以使用傳統柱塞,通過間歇作業的方式,也能夠有效解決積液問題。柱塞氣舉作為北美應用最為廣泛的排水采氣工藝,主要有以下優勢:使用壽命長,氣液比滿足柱塞運行條件,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;可有效防止油管結垢;可通過及時更改柱塞周期應對水平段段塞流出液;井口與井下設備簡單,安裝成本低[14-20]。

2.2.2 長寧柱塞氣舉的發展

長寧地區于2017年啟動柱塞氣舉試驗,通過篩選日產液量小于50 m3,生產氣液比每千米高于250,關井套壓高于1.2倍輸壓,油管通暢且內徑一致、無泄漏及腐蝕穿孔,井斜不大于70°的4口氣井開展了柱塞氣舉工藝試驗,其中H 2-2、H 2-4、H 10-3等3口井采用國內技術,H 4-6井采用國外技術。

柱塞氣舉實施后,氣井生產總體趨于平穩,采用國內技術的3口井,排液和產氣量增加不明顯,但能減少放噴提液頻次,延緩產量遞減。采用國外定壓截流式卡定器技術的H 4-6井,日產氣量從作業前的2.97×104m3增加至作業后的4.37×104m3,增產效果較為明顯,見圖4和表4。

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

表4 柱塞氣舉工藝實施情況表

Tab.4 Implementation situation of plunger gas lift

井號作業前作業后日產氣量/104 m3日產水量/m3生產情況日產氣量/104 m3日產水量/m3生產情況H 2-22～31～2每月放空提噴復產1次2～32未使用柱塞,間開生產H 2-42～32～3每周放空提噴復產1次2～32柱塞周期運行,生產平穩,無需提噴H 10-33～41～2每月放空提噴復產1次2.102.38增壓后恢復連續生產,未使用柱塞H 4-62.974.5井口增壓+每周氣舉1～2次4.377.48柱塞周期運行,生產平穩,無需增壓和氣舉

2.2.3 柱塞氣舉的優化方向

當前在長寧地區所應用的國產柱塞工藝技術存在一些問題,甚至在工藝運行過程中,仍會出現水淹停產的情況。例如,緩沖彈簧處井斜角相對較小的H 10-3井,運行柱塞時更容易積液。采用國外工藝技術的井雖然取得較好的增產效果,但其運行過程中也存在產液不穩定、需精細化管理、井口通徑與油管及柱塞尺寸不匹配、影響柱塞運行、太陽能供電量不完全滿足電控閥電量需求等問題。綜合來看,柱塞氣舉作為北美應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問題,但柱塞氣舉對于工具設備、運行過程的管理等具有較高要求,相比北美,國產常規柱塞工具和控制技術在解決頁巖氣大井斜、低液面、段塞出液以及出砂嚴重等問題上還存在技術瓶頸。

2.3 車載式氣舉

車載式(氮氣)氣舉通常作為臨時消除積液的措施,主要應用于水淹井復活和帶液困難井助排。

2018年對17個平臺43口井實施氣舉復產225井次,工藝實施后產量有所恢復,停舉后可穩產30～60 d(平均66 d),但仍需依靠間歇氣舉維持氣井產量。日產氣量低于3×104m3/d或油壓2～3 MPa的井實施氣舉助排,能有效維持氣井產能,有一定增產效果,平均日增產1.9×104m3,措施有效率達60%以上。日產量4×104～6×104m3的井氣舉增產效果不明顯,但能有效降低油套壓差,減緩產量遞減速度,延長自噴攜液生產周期,見表5。

表5 車載式氣舉助排實施效果統計表

Tab.5 Implementation effect statistics of vehicle mounted gas lift

井號氣舉天數/d實施效果H 4-131日產氣量5×104 m3時實施間歇氣舉,氣舉期間產量上升,停舉后日產氣量7×104 m3,穩定生產半個月H 8-112產量下降至臨界攜液流量2.5×104 m3時采取氣舉助排,日產氣量維持在5×104～6×104 m3正常生產H 8-542措施前日產氣量4×104～5×104 m3,但仍不足以正常帶液,采用氣舉后產水量增大,效果顯著H 8-6100措施前日產氣量4×104～5×104 m3,但仍不足以正常帶液,采用氣舉后產水量增大H 10-25日產氣量下降至1×104 m3時,通過氣舉助排,帶出積液,氣舉后產氣量增大H 11-176日產氣量低于5×104 m3時實施間歇氣舉,氣舉期間增產效果明顯,能夠維持一定產量H 11-34油套壓差拉大后,連續3 d氣舉后,油套壓差減小,產量上升

車載式氣舉對降低積液影響、恢復氣井產能效果明顯,但其運行成本高、持續穩產能力差,不推薦用作常規排水采氣措施,可以作為水淹井復產的臨時舉措。

2.4 增壓

采用平臺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,暫時緩解積液情況,降低井底流壓,增加產量,從而達到穩產與增產的目的。

寧201井區中心站2套 1 120 kW壓縮機進行集中增壓,H 3、H 4、H 7、H 8、H 12、H 13共6個井組進行了平臺增壓。寧201井區中心站集中增壓后,中心站進氣壓力較增壓前下降約1.8 MPa,增產氣量約90×104m3/d。

H 7井組增壓前采用泡排工藝生產,日均產氣量從30.5×104m3上升至35.6×104m3,并保持相對穩定。因地震后清水運輸困難,無法滿足泡排配液,2018年12月29日暫停泡排。暫停泡排后,配合不定期的關井復壓,日均產氣量穩定在30×104m3左右。2019年1月23日采用平臺增壓,日均產氣量降至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井組增壓投運后,日均產氣量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,較投運前無明顯變化,但平均油壓卻從5.5 MPa下降至3.7 MPa。期間壓縮機頻繁出現停機狀況,一旦停機,井組瞬時日產氣量立刻由25×104m3下降至約12×104m3。

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

綜合認為,增壓雖然可使氣井取得一定的增產效果,卻極大地降低了井口壓力,為該井組的后期穩產帶來了困難,壓縮機故障頻繁也為生產管理帶來了極大的不便,在實際運行中存在運行成本較高的問題。

3 結論與建議

1)提早下油管在一定程度上能夠保持井口壓力,延緩產量遞減,提高氣井穩定帶液生產能力,在帶壓作業能力許可的前提下,應完井后盡早下油管,并配合井口控壓或控產來保持地層能量,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較低且可根除井筒積液問題的優勢,應積極提高國產工具水準并進一步開展北美工藝試驗,探索出一套規范化的運行管理制度,保障柱塞氣舉有效運行。

3)建議開展頁巖氣井井筒流動規律基礎研究,弄清不同壓力、氣水產量條件下發生積液的條件,判斷積液最容易產生的位置,為各項排水采氣工藝優化設計提供指導。