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(shù)研究院, 四川 成都 610051

0 前言

長寧地區(qū)頁巖氣資源豐富,在實現(xiàn)其長期高效開發(fā)利用的過程中,采氣工藝技術(shù)起著至關(guān)重要的作用[1-4]。同北美頁巖氣開發(fā)早期一樣,為獲取較高的初期日產(chǎn)氣量,長寧地區(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,井筒積液時間提前,不利于氣井的長期穩(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,但各項措施的應(yīng)用效果存在差異,因此,分析各項措施的應(yīng)用效果,并在頁巖氣井的生產(chǎn)制度中建立嚴格的管理規(guī)范顯得尤為重要[5-8]。例如,在頁巖氣開發(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),并通過靈活的油嘴管理制度來達到控壓保持地層能量,實現(xiàn)氣井長期穩(wěn)產(chǎn),提高單井EUR的目的[9]。通過分析研究目前長寧地區(qū)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(chǎn)過程中面臨的主要問題,提出相應(yīng)的技術(shù)對策建議,對于實現(xiàn)長寧頁巖氣田的高效開發(fā)利用,具有一定的指導(dǎo)意義。

1 長寧地區(qū)油管下入時機分析

在長寧頁巖氣氣田的建設(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)人員對工藝實踐認識和作業(yè)能力的提高,下油管時機已普遍提前到投產(chǎn)后的180 d以內(nèi)，見表1。下油管時機提前到180 d以內(nèi)后，井均下油管時的日產(chǎn)氣量可達到12×104m3。

1.1 下油管對改善氣井生產(chǎn)效果的作用

從實施效果看,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,延長氣井的穩(wěn)產(chǎn)時間。例如,H 5-1井在投產(chǎn)90 d后就下入油管,實現(xiàn)了長達 510 d 的穩(wěn)產(chǎn)。對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個百分點。統(tǒng)計不同下油管時機的氣井產(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 長寧頁巖氣田下油管情況統(tǒng)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(chǎn)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(chǎn)量分布圖Fig.1 Distribution of unit pressure drop production of Well H 5-1

表2 帶壓下油管時間與產(chǎn)量遞減率關(guān)系統(tǒng)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(jīng)出現(xiàn)產(chǎn)量波動的井,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,下油管后,日均產(chǎn)氣量提高4.34×104m3,達到13.03×104m3,實現(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 與北美下油管時機的比較

北美地區(qū)由于對油藏以及巖性認識較為深入,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)量遞減模板來建立嚴格的油嘴管理制度,在生產(chǎn)中依據(jù)實際情況進行實時調(diào)整。北美的經(jīng)驗表明,合理的生產(chǎn)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(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,若作業(yè)能力允許,應(yīng)在投產(chǎn)時即下油管,通過變更油嘴尺寸來實現(xiàn)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(xiàn)氣井的長期穩(wěn)定生產(chǎn)。

2 長寧地區(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

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:前期安裝簡單,實現(xiàn)了無人值守;前期投入費用低;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 長寧泡排工藝的發(fā)展

根據(jù)頁巖氣平臺井組的特點,長寧區(qū)塊在投入初期即采用了橇裝式整體加注方式，到2018年實現(xiàn)具有國內(nèi)領(lǐng)先水平的“可遠程遙控的平臺整體加注泡排體系及現(xiàn)場應(yīng)用管理配套技術(shù)”，實現(xiàn)了技術(shù)與現(xiàn)場生產(chǎn)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(chǎn)氣量由150×104m3增加到181×104m3,累計增加產(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(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 泡排存在的問題

雖然泡排已經(jīng)在長寧地區(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問題,氣井往往需要多次反復(fù)泡排,造成氣井后期維護成本增加。

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,并不能取得較好的增產(chǎn)效果。而且,泡排產(chǎn)生的大量泡沫對地面設(shè)備的運行會造成一定的影響,例如在長寧地區(qū)就曾發(fā)生過泡排試驗期間出現(xiàn)增壓機因消泡導(dǎo)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(yōu)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(jīng)柱塞高效地帶至井口。對于水平井,油套環(huán)空以及很長的水平段都是應(yīng)用柱塞氣舉工藝的理想場所。對于高產(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。對于低產(chǎn)時井,可以使用傳統(tǒng)柱塞,通過間歇作業(yè)的方式,也能夠有效解決積液問題。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: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(jié)垢;可通過及時更改柱塞周期應(yīng)對水平段段塞流出液;井口與井下設(shè)備簡單,安裝成本低[14-20]。

2.2.2 長寧柱塞氣舉的發(fā)展

長寧地區(qū)于2017年啟動柱塞氣舉試驗,通過篩選日產(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(nèi)技術(shù),H 4-6井采用國外技術(shù)。

柱塞氣舉實施后,氣井生產(chǎn)總體趨于平穩(wěn),采用國內(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 柱塞氣舉工藝實施情況表

Tab.4 Implementation situation of plunger gas lift

井號作業(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柱塞周期運行,生產(chǎn)平穩(wěn),無需提噴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柱塞周期運行,生產(chǎn)平穩(wěn),無需增壓和氣舉

2.2.3 柱塞氣舉的優(yōu)化方向

當(dāng)前在長寧地區(qū)所應(yīng)用的國產(chǎn)柱塞工藝技術(shù)存在一些問題,甚至在工藝運行過程中,仍會出現(xiàn)水淹停產(chǎn)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(shù)的井雖然取得較好的增產(chǎn)效果,但其運行過程中也存在產(chǎn)液不穩(wěn)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(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問題,但柱塞氣舉對于工具設(shè)備、運行過程的管理等具有較高要求,相比北美,國產(chǎn)常規(guī)柱塞工具和控制技術(shù)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(shù)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(yīng)用于水淹井復(fù)活和帶液困難井助排。

2018年對17個平臺43口井實施氣舉復(fù)產(chǎn)225井次,工藝實施后產(chǎn)量有所恢復(fù),停舉后可穩(wěn)產(chǎn)30～60 d(平均66 d),但仍需依靠間歇氣舉維持氣井產(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,延長自噴攜液生產(chǎn)周期,見表5。

表5 車載式氣舉助排實施效果統(tǒng)計表

Tab.5 Implementation effect statistics of vehicle mounted gas lift

井號氣舉天數(shù)/d實施效果H 4-131日產(chǎn)氣量5×104 m3時實施間歇氣舉,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)半個月H 8-112產(chǎn)量下降至臨界攜液流量2.5×104 m3時采取氣舉助排,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,通過氣舉助排,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時實施間歇氣舉,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

車載式氣舉對降低積液影響、恢復(fù)氣井產(chǎn)能效果明顯,但其運行成本高、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(chǎn)量,從而達到穩(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(qū)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(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,并保持相對穩(wěn)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(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(xiàn)停機狀況,一旦停機,井組瞬時日產(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(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)帶來了困難,壓縮機故障頻繁也為生產(chǎn)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(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(yōu)勢,應(yīng)積極提高國產(chǎn)工具水準(zhǔn)并進一步開展北美工藝試驗,探索出一套規(guī)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(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,為各項排水采氣工藝優(yōu)化設(shè)計提供指導(dǎo)。