常壓頁巖氣井自生氣氣舉技術

張宏錄譚均龍李藝玲王海燕

1.中石化華東油氣分公司工程院；2.中石化華北工程公司河南鉆井分公司

常壓頁巖氣井自生氣氣舉技術

張宏錄1譚均龍2李藝玲1王海燕1

1.中石化華東油氣分公司工程院；2.中石化華北工程公司河南鉆井分公司

針對常壓頁巖氣藏壓后初期不具備自噴生產條件及電潛泵頻繁卡泵停機問題，研究了常壓頁巖氣井自生氣氣舉技術。利用本井自生氣作為氣源，通過氣舉降低管柱內液體密度的原理，實現了常壓頁巖氣井連續性排采。介紹了自生氣氣舉井口流程和氣舉工藝管柱，進行了氣舉井注氣壓力敏感性分析和氣舉排液采氣工藝設計。PYHF-3井現場試驗表明，該井措施后日產液51.37 m3，日產氣17 424.65 m3。常壓頁巖氣井自生氣氣舉技術將為常壓頁巖氣井的連續性排采提供新的技術支持。

常壓頁巖氣藏；自生氣；氣舉；排液采氣

彭水區塊位于四川盆地與雪峰隆起之間的武陵褶皺帶上，目前已完鉆頁巖氣水平井4口，從完鉆井注入/壓降測試結果來看，彭水區塊地層壓力系數為0.92～0.96，屬常壓-低壓頁巖氣藏［1］，水平井經壓裂改造后，地層壓力迅速下降，無法直接實現自噴［2］，必須借助人工舉升方式進行排采［3］。彭水區塊前期的排采方式為電潛泵排水采氣、氮氣氣舉排水采氣［4］、同心管射流泵排水采氣［5］，但每種排水采氣工藝都有一定的缺點。電潛泵排水采氣因地層產液量低、地層出砂等原因，造成電潛泵頻繁停機，例如：PYHF-3井自2013年投產至今共經歷了2次檢泵作業、3次解堵作業，主要原因是在生產過程中，因地層產液量低、地層返吐物無法排出導致電潛泵頻繁欠載、過載停機，影響頁巖氣井的連續性排采；氮氣氣舉排水采氣主要用于排采井初期的誘噴，但彭水區塊因地層壓力系數低無法實現誘噴，連續氮氣氣舉排水采氣會造成成本費用的增加。

為了克服電潛泵排水采氣、氮氣氣舉排水采氣舉升工藝的不足，研制了常壓頁巖氣井自生氣氣舉新技術。該技術優選了氣舉工藝流程并采用單井自產氣作為氣舉氣源，并進行了氣舉井注氣壓力敏感性分析和氣舉排液采氣工藝設計，在PYHF-3井的成功應用既節約了生產成本，又實現了頁巖氣生產井的連續性排采。

1 井口流程設計

Wellhead process design

采用本井自產氣作為氣舉氣源，在井口設置小型壓縮機對本井自產氣進行增壓氣舉排液，實現單井增壓氣舉排液生產。井口流程見圖1。

圖1 PYHF-3井自生氣氣舉排液工藝流程圖Fig. 1 Liquid drainage flow of authigenic gas lift in Well PYHF-3

2 氣舉排液采氣井下管柱設計

Design of downhole pipe string for drainage gas recovery of gas lift

PYHF-3井地層產出的氣液混合物通過井下油管到達地面井口流程，氣液混合物經過套管四通中心管、油管四通中心管、油壓控制管路沿圖1所示箭頭方向到達氣液分離器，經過氣液分離器分離后，液體進入地面排污池，從分離器的頂部排出氣體分為兩部分，一部分氣體沿地面管線進入CNG站，另外一部分氣體作為本井氣舉的氣源沿地面流程進入氣體增壓裝置，氣體經過增壓裝置增壓后沿圖1所示箭頭方向到達套管閥門進入油套環形空間，在不同的壓力點分別打開不同的氣舉閥進行氣舉，井下油管的液體被舉升至地面流程再次進行循環。

2.1 氣舉管柱結構

Structure of gas lift string

根據該井情況，氣舉排液采氣選用開式氣舉管柱。井下管柱結構見圖2。

圖2 PYHF-3井氣舉管柱結構示意圖Fig. 2 Structure of gas lift string in Well PYHF-3

2.2 氣舉閥類型選擇

Type selection of gas lift valves

為滿足氣井頻繁排液和長期生產需要，選用固定式耐高壓、抗沖蝕、套管注氣壓力可控制操作閥。

2.3 氣舉閥及管柱參數設計

Parameter design of gas lift valve and pipe string 2.3.1 氣舉管柱優化 根據Turner 模型［6］，液滴在管內流動過程中，受到向下的重力和向上的氣流拖曳力的共同作用。當液滴處于相對靜止狀態懸浮于氣井井筒中時，液滴在井筒中的沉降速度和氣流對液滴的舉升速度相等，于是攜帶液滴的最低氣流速度為

式中，νg為氣井攜液臨界流速，m/s；ρ1為液體密度，kg /m3；ρg為氣體密度，kg /m3；dm為液滴直徑，m；Cd為拽力系數，通常取0.44。

液滴自身在氣流中同時受到2 種力的作用： 一種是使液滴破碎的慣性力， 另一種是使液滴保持完整性的表面張力。韋伯數綜合考慮了這些力的影響，當韋伯數位于20 ～30 的臨界值時，液滴將會破碎，取30 作為存在穩定液滴的極值，于是可得最大液滴直徑為

將式（2） 代入式（1） ，得到攜帶最大液滴的最小氣體流速為

為提高與現場實際數據的接近程度，取18%的安全系數，于是臨界攜液流速為

氣井的臨界攜液流量為

式中，Qg為氣井臨界攜液流量，104m3/d；A為油管橫截面積，m2；p為壓力，MPa；T為井底溫度，K；Z為氮氣壓縮因子。

應用該模型計算出不同管徑、不同井口壓力下氣井臨界攜液流量和摩阻壓降［7］，見表1。

表1 不同管徑和不同壓力下氣井的臨界攜液流量和摩阻壓降數據Table 1 Critical liquid-carrying flow rate and frictional pressure drop of gas wells with different pipe diameters and pressures

經過臨界攜液流量理論模型計算，當井口壓力為3 MPa，管柱直徑為60.3 mm時，氣井的臨界攜液流量為 0.489 6×104m3/d，管柱直徑為48.3 mm時，氣井的臨界攜液流量為 0.269 4×104m3/d，?60.3 mm管柱的臨界攜液流量大于同一井口壓力下?48.3 mm管柱的臨界攜液流量；而當管柱直徑為42.2 mm 時，管柱臨界攜液流量為0.204×104m3/ d，摩阻壓降為1.365 MPa，相比管柱直徑為48.3 mm時的臨界攜液流量并未明顯降低，而摩阻卻明顯增大，故選用?48.3 mm管柱作為 PYHF-3井的管柱。

PYHF-3井優選的速度管柱外徑為48.3 mm，壁厚3.68 mm，內徑為40.89 mm， 內截面積為0.001312 m2，油管接箍外徑55.88 mm，鋼級為N80 ，接頭連接強度為169.87 kN。

2.3.2 氣舉閥參數設計 PYHF-3井套管直徑為139.7 mm，油管直徑為73 mm，地層壓力25 MPa，地層水密度1.0 kg/m3，氣舉垂深2 900 m，注氣壓力10 MPa，地層溫度80 ℃，井口溫度30 ℃，注入氣密度0.601 1～0.678 2 kg/m3，日排液量20 m3，日注氣量1.0×104m3/d，按照井口回壓0.5 MPa對各級氣舉閥進行設計，氣舉閥設計結果見表2。

表2 不同孔徑、不同下入垂深下氣舉閥打開壓力Table 2 Opening pressures of gas lift valve with different hole diameters and setting vertical depths

3 氣舉參數設計

Gas lift parameter design

PYHF-3井2014年2月1日日產氣1.1×104m3，日產液10～15 m3，井口回壓0.3～0.5 MPa，井口溫度30 ℃，設計舉升深度2 450 m，對該井注氣壓力進行氣舉敏感性分析，選取最佳注氣壓力，氣舉注氣壓力敏感性分析計算基礎數據見表3。依據表3的基礎數據，分別對井口注氣壓力為6、7、8、9、10 MPa時進行了氣舉敏感性分析，分析表明，滿足氣井氣舉舉升深度的需要，井口注氣壓力應不低于9 MPa。

表3 氣舉注氣壓力敏感性分析計算基礎數據Table 3 Basic data for sensitivity analysis and calculation of gas injection pressure in gas lift

4 現場試驗及效果分析

Field testing and effect analysis

PYHF-3井位于上揚子盆地武陵褶皺帶桑柘坪向斜核部，壓力系數大于1，地層能量充足。投產1079 d，實際生產天數714 d，早期作業頻繁，通過使用凝膠色譜進行了分子量的測定，該井返排物是一種分子量350萬以上的含有羧酸或醇羥基、酰胺基團的水溶性高分子聚合物材料。堵塞物為鉆井過程中的堵漏劑、鉆井液、壓裂液形成的高分子聚合物。電潛泵排水采氣不適應該井生產。

2014年2月在PYHF-3井進行了自生氣增壓連續氣舉工藝現場應用。該井措施前日產氣9613.97 m3，日產液18.32 m3，自生氣增壓連續氣舉在該井應用后日產液51.37 m3，日產氣17 424.65 m3，日增產氣體7 811 m3。目前該井日產氣9 156 m3，日產液11.97 m3。該井2013年3月投產至2016年5月已累計產氣8 063 298 m3，累產液29 020.29 m3，返排率達62.23% 。

5 結論

Conclusions

（1）常壓頁巖氣井自生氣氣舉技術采用單井自產氣作為氣舉氣源進行氣舉生產，既節約了生產成本，又克服了電潛泵排水采氣、氮氣氣舉排水采氣舉升工藝的不足，實現了頁巖氣生產井的連續性排采。該技術為國內常壓頁巖氣的開發提供了一種新的排采工藝，具有重要的推廣應用價值。

（2）常壓頁巖氣井自生氣氣舉技術的氣源采用本井自產氣，當本井的日產氣較低時，影響了該井外輸氣量，建議使用該技術時要根據本井的自身條件進一步論證技術的適應性。

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（修改稿收到日期 2016-12-20）

〔編輯 景 暖〕

Gas lift technology about authigenic gas of atmospheric shale gas well

ZHANG Honglu1, TAN Junlong2, LI Yiling1, WANG Haiyan1

1. Engineering Institute, SINOPEC East China Oil & Gas Company, Nanjing 210031, Jiangsu, China; 2. Henan Drilling Company, SINOPEC North China Engineering Company, Nanyang 473000, He’nan, China

After fracturing stimulation, atmospheric shale gas reservoirs cannot realize flowing production and electric submersible pumps are frequently stuck and stopped at the early stage. To solve these problems, the gas lift technology based on authigenic gas of atmospheric shale gas well was investigated. The authigenic gas of one well is taken as the gas source. Atmospheric shale gas wells are produced continuously by decreasing the density of liquid in pipe strings by means of gas lift. Wellhead process and technological string of authigenic gas lift were introduced. Then, sensitivity analysis was performed on the gas injection pressure of gas lift wells, and drainage gas recovery technology of gas lift was designed. This technology was tested on site in Well PYHF-3. It is shown that after its application, daily liquid production is 51.37 m3and daily gas production is 17 424.65 m3. This gas lift technology based on authigenic gas of atmospheric shale gas well can provide new technical support for the continuous production of atmospheric shale gas wells.

atmospheric shale gas reservoir; authigenic gas; gas lift; drainage gas recovery

張宏錄，譚均龍，李藝玲，王海燕.常壓頁巖氣井自生氣氣舉技術［J］ .石油鉆采工藝，2017，39（1）：103-106.

TE37

B

1000 – 7393（ 2017 ） 01 – 0103 – 04

10.13639/j.odpt.2017.01.020

:ZHANG Honglu, TAN Junlong, LI Yiling, WANG Haiyan. Gas lift technology about authigenic gas of atmospheric shale gas well［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(1): 103-106.

張宏錄（1966-），1989年畢業于江漢石油學院采油工程專業，2007年獲長江大學石油天然氣專業工程碩士學位，現從事采油采氣工藝研究及推廣工作。通訊地址：（210031）江蘇省南京市浦口區新馬路182號華東油氣分公司工程院。電話： 025-58875387。E-mail：zhl5456@sina.com