頁巖氣井積液診斷及排水采氣工藝技術探討

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研究院, 四川 成都 610017

0 前言

國內頁巖氣井采氣生產階段,普遍采用空套管投產。隨著開發的深入,壓力和產氣量降低,井口壓力快速下降至輸壓,氣井陸續出現自噴帶液困難,部分氣井產氣量低于臨界攜液流量,井筒積液等現象,嚴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。由于對井筒內氣液兩相流動規律暫未有清晰的認識,排采工藝技術方面只進行了一些現場的對比、摸索,采取了臨時性的應急措施。現場普遍采用氣舉工藝復活水淹井,通過增壓、間開、優選管柱、柱塞、泡排等措施維護氣井產能。氣舉有較好的復產或助排效果,但運行成本較高。鑒于頁巖氣井生產中后期小產液的特征,投入、運行成本較小的優選管柱、柱塞、泡排工藝在經濟效益上有更大優越性。相比泡排工藝,柱塞工藝不存在環保風險及消泡不徹底對生產流程的影響。而柱塞對生產管徑要求更高,當生產管柱出現變徑,會有柱塞工具無法正常運行的風險。目前頁巖氣井排水采氣工藝的實施方式和優化方法暫未形成。因此亟需結合現場實際生產情況,在成熟的測試設備及工具基礎上,通過研究頁巖氣井井筒積液診斷技術,認清頁巖氣井生產攜液特征,形成生產管柱優化技術,低壓頁巖氣平臺整體泡排工藝技術以及小產量頁巖氣井柱塞舉升工藝技術,為頁巖氣井長期排水采氣及維護氣井產量提供技術支撐。

1 積液規律及積液診斷技術

1.1 明確頁巖氣井中后期積液規律

以四川長寧—威遠頁巖氣區塊為例,通過多種積液診斷技術明確區塊壓力、產量在投產后90～120 d快速下降,快速過渡到低壓、日產水低于5 m3、日產氣2×104m3左右的中后期生產階段。當井口壓力降至輸壓、或下入油管生產180～300 d,氣井都會出現因積液導致的生產不穩定。滑脫位置主要出現在井斜角30°～60°的井段,斜井段是采氣工藝重點關注的井段,圖1表明了臨界攜液流速vcr與井斜角θ的關系。

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

1.2 生產動態分析法

生產動態分析法是一種定性判斷氣井是否積液的方法。該方法根據現場生產情況、油套壓差變化來判斷井筒積液變化情況。伴隨滑脫現象出現,氣井開始產生積液、產量波動,套壓、油壓、油套壓差呈周期性變化,其中套壓與產量成反相關變化。套壓波動大于10%,產量波動大于20%時判斷積液影響生產。生產套壓持續上升,產量持續下降時,可致水淹。關井24 h存在油套壓差,判斷井筒存在液柱差。因此,根據油壓、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壓力值p1=7 MPa,接近氣液界面處的液柱段內的壓力梯度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確深度,動壓力垂深梯度結合斜深梯度判斷液面深度,壓力梯度法測試可獲得準確的積液深度。

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的油管,利用回音標、鋼絲測試數據校正,解決回聲儀測試液面解釋精度難題。通過建立數據庫,指導生產測試,輔助試井測試解釋。根據鋼絲實測數據與回聲儀液面數據對比,回聲儀測試結果是偏低的,超過 2 000 m的偏差約2%。回聲探測液面法主要用于環空液面測試,與壓力梯度法聯合使用,提高診斷的準確性。

1.5 生產測井法

該方法采用連續油管進行水平段測試,綜合分析連續錄取的壓力、溫度、產氣量、產水量、持液率等數據,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生井段。井筒實際流量曲線與臨界攜液流量曲線若有交點,則交點以下氣體真實流速低于攜液臨界流速,液體滑脫下落,使交點以下壓力損失增加。因此,交點即為可能的積液液面高度的上限。

2 優選管柱工藝技術

2.1 油管尺寸

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

2.2 油管下入時機

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。利用現場數據對模型進行優選,Belfroid模型與實際情況較為吻合。計算出不同尺寸生產管柱臨界攜液流量,摸清頁巖氣套管井生產遞減規律后在流量降至臨界攜液量之前下入油管。

長寧區塊平均套管生產時間525 d,根據數據統計,下油管生產井普遍產量提高,產量趨于穩定。空套管生產數月后下入油管的井,油管下入后出現生產仍不穩定、產量波動大的情況,根據現場實際生產情況,生產壓力平輸壓5 MPa的平均時間為150 d左右,該時段下油管,已發生積液的井穩產能力差,考慮整個平臺的作業周期,同時避免憋破裂盤后因井內液柱回壓導致不能復噴,其合理下入時機為套壓不低于10 MPa時。

2.3 油管下入深度

頁巖氣井直井段、斜井段、水平井內流動規律差異大,滑脫現象主要出現在斜井段。通過水平段壓降分析,最終確定上傾井油管下至A點以上,管腳垂深原則上應超過A、B點中間位置的垂深。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點端第一個射孔段頂部10 m左右。

2.4 油管結構

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。回音標解決回聲儀測試液面的解釋精度難題,通過建立數據庫,指導環空及油管內測試解釋,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,減少繩索作業風險。推薦下入帶回音標,且預制柱塞工作筒的油管。

3 平臺整體泡排自動加注技術

泡排工藝是中后期井筒采氣工藝的次優選擇,長寧示范區頁巖氣井泡排工藝實現井組多通道,藥劑定時、定量、自動整體加注技術,平臺各井起泡劑輪換加注技術,以及消泡劑通過霧化器連續加注技術。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、藥劑配伍技術成熟,可大面積推廣。

長寧區塊平臺整體泡排工藝共實施42口井,增產氣量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,平臺日產水量由 17.68 m3上升到26.35 m3,積液對生產的影響大幅降低。H 5平臺實施泡排后壓差降低并保持穩定,泡排后日產氣量24.14×104m3,增幅13.12%;泡排后日產水量43.23 m3,增幅9%。總體來看,長寧區塊實施泡排工藝后產水量、產氣量有一定提高,在輸壓變化不大的情況下,有效降低氣井生產壓差,從6.22 MPa降低到2.37 MPa。

4 柱塞舉升工藝技術

根據大量的理論研究結合現場試驗分析,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、調試技術、優化調整技術,以及研究出一套不同積液階段柱塞的應用方法,滿足頁巖氣井各階段生產需求。積液初期采用連續快降柱塞、井下彈簧工作筒、浮動式緩沖彈簧;積液中期采用棒狀旋轉柱塞;積液后期采用mini棒狀旋轉柱塞;生產末期采用彈塊柱塞、刷式柱塞。

應用定壓截流式卡定器,可防止油管內積液退回長水平段。配套系列工具中萬向節、滾輪扶正器可克服水平井大斜度井施工,旋轉功能在斜井段能居中防止漏失。施工技術中柱塞工藝井運行從最初的30°提升到最大井斜角68.8°,增大了工藝應用范圍。針對調試方面,聲波周期監測動態,快速準確追蹤柱塞下落位置,遠程適時監測控制系統能夠全天掌握動態、及時優化制度。長寧—威遠區塊56口頁巖氣井實施柱塞工藝后,生產平穩,遞減率減緩,減少放噴提液頻率,實現較長一段時間的穩產;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 結論

1)生產動態分析法定性判斷氣井是否積液;生產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,測試結果偏低;壓力梯度法可獲得準確的液面深度。推薦回聲儀測試法與壓力梯度法聯合使用,提高診斷的準確性。

2)根據壓力損失、臨界攜液流量的計算,結合現場生產情況分析,推薦采用內徑50.6 mm油管。在確保帶壓作業安全的前提下,投產后應在套壓高于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,可防止油管內積液退回長水平段。配套系列工具中萬向節、滾輪扶正器可克服水平井大斜度井施工,旋轉功能在斜井段能居中防止漏失。調試方面,聲波周期監測動態,能夠快速準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。現場應用10個平臺,增產氣量22%。平臺整體加注、藥劑配伍技術成熟,可大面積推廣。