页岩气排采工艺技术适应性分析及对策

张宏录，许 科，高咏梅，徐 骞，韩 倩

（1.中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院，江苏南京210031；2.泰州油恒油气工程服务有限公司，江苏泰州225300）

国外的页岩气排水采气技术主要是优化喷嘴控制技术，通过选取不同直径的喷嘴控制产气量。国内涪陵、彭水、武隆页岩气田排采工艺主要有优选管柱、泡沫排采、压缩机气举、柱塞气举、电潜泵、射流泵等排水采气工艺技术[1]。通过CNKI 数据库查询，在页岩气组合排水采气工艺方面，国内涪陵页岩气田应用了涡流—柱塞组合排采工艺、同心双管组合排采工艺[2-3]。电潜泵—气举组合排采工艺[4]目前还处于室内研究阶段。

华东油气分公司平桥南主体区地层压力系数介于1.30～1.32，目前已投产页岩气井28口，已投产井油压5.81～17 MPa，套压6.45～19 MPa，其中有27口井依靠地层自身能量自喷生产，1口井采用柱塞气举生产[5]。彭水、武隆区块地层压力系数介于0.92～0.96[6]，为常压页岩气藏，目前有6口井。页岩气高压自喷生产时间为3～4 a，平均日产气量（4～8）×104m3，中低压阶段生产时间为4～11 a，平均日产气量（0.3～4）×104m3。生产井进入中低压阶段后需要采用人工举升工艺进行排水采气。

页岩气单一的排采工艺都有一定的应用条件。泡沫排水采气适用于低压、日水产量低于30 m3的气井[7-8]；气举排水采气适用于排量大的气井，适宜于气藏强排液；电潜泵排采工艺适应于高液量页岩气井的排采，但不适应于产液量低于20 m3的排采井[9]；柱塞气举排水采气工艺适用于地层有一定能量的排采井[10]，且排采井的套压与输压达到5 MPa以上。本文分析研究了彭水、武隆常压页岩气井及平桥南区排采工艺技术应用情况，找出排采工艺中存在的主要问题，提出相应的工艺技术对策，为平桥南区块页岩气的排采工艺提供了一种新的技术支持。

1 页岩气排采工艺技术应用现状

彭水、武隆及平桥南区块应用的排采工艺主要有电潜泵、射流泵、连续气举、柱塞气举等排采工艺，通过现场试验，取得了一定的应用效果。

1.1 电潜泵排采工艺技术

1）技术原理

电潜泵排采工艺适应于高液量页岩气井的排采。电潜泵是一种最早用于采油的人工举升设备，它是采用多级离心泵下入井底，启泵后将油管中积液迅速排出井口，以降低回压，提高气藏采收率的一种排水采气工艺技术[11]。电潜泵排水采气的工作原理是：地面电源通过变压器、控制屏和电缆将电能输送给井下电机，电机带动多级离心泵叶轮旋转，将井液举升到地面。电潜泵排采工艺要求排采井含砂量不超过0.05%，电潜泵沉没度达到200 m 以上，气液比小于15%。

2）现场应用情况

PY3井是彭水区块的1口页岩气井，该井处于彭水区块向斜核部，压力系数大于1，地层能量较充足。投产1 079 d，实际生产714 d，早期作业频繁，在解除压裂液与地层的不配伍问题后实现稳定自喷生产。该井初期电潜泵生产的下泵深度2 667 m（垂深），日产液35 m3，最高日产气28 730 m3，生产60 d后，日产液25 m3，日产气3 721 m3，日产液和日产气不断减少，经检泵作业发现电潜泵油气分离器被泥砂堵塞。PY3井在下电潜泵生产的半年时间内，因电潜泵缺相停机和过载停机，共进行了4 次检泵作业，最后一次检泵作业下泵深度2 725 m（垂深），日产液23 m3，日产气5 870 m3。PY3井电潜泵生产曲线见图1。

图1 PY3井电潜泵生产曲线Fig.1 Production curve of electric submersible of well-PY3

1.2 射流泵排采工艺技术

1）技术原理

井下管柱由内管、外管和射流泵组成。地面动力液经过柱塞泵加压后沿内管到达井下射流泵的喷嘴，高压液体经过射流泵的喷嘴喷射后在喷嘴的末端产生低压区，地层液体被吸进低压区与动力液混合，混合液体经过射流泵的喉管升压后沿内管与外管的环形空间举升至地面[12-13]。

2）现场应用情况

PY1井投产1 364 d，实际生产590 d，PY1井在使用电潜泵生产期间因地层返出物造成电泵卡共经历了5 次检电泵作业，2 次氮气气举作业，均未能实现该井的连续性排采。PY1井下射流泵生产时泵深2 207 m，动液面2 046 m，日产液6.1 m3，日产气3 084 m3，累产气653.64×104m3，累产液17 751.08 m3，返排率108.81%，套压1.60 MPa。PY1 井下射流泵生产3 个月后因地面柱塞泵漏油无法正常生产。PY1井射流泵生产曲线见图2。

图2 PY1井射流泵生产曲线Fig.2 Production curve of jet pump of well-PY1

1.3 气举排采工艺技术

1.3.1 邻井气举排采工艺技术1）技术原理

气举排水采气工艺是目前国内外页岩气应用最广泛的排采技术。气举排水采气适用于排量较大的排采井。气举排水采气是依靠从地面注入井内的高压气体与油层产出流体在井筒中汇合，利用气体的膨胀使井筒中的混合液密度降低，以将其排出地面的一种举升方式。在气举管柱中提前下入气举阀，当注入气进入油套环空时，预先调试定压的气举阀在注入气压力的作用下被打开，气体经阀进入油管，卸载阀以上的液柱被顶替至地面。这一过程从顶阀开始，由上而下依次打开各卸载阀，直至工作阀露出液面为止。气举气源选择主要有膜制氮气和天然气。邻井有高压气的井选择天然气气举，邻井没有高压气的井选择膜制氮气气举[14-15]。

2）现场应用情况

PY3 井进行气举生产时用PY1 井的气体作为气举的气源，PY1 井日产气7 000 m3，气体经过地面压缩机增压11 MPa后注入井下气举管柱。该井措施前日产气5 870 m3，日产液23 m3，增压连续气举在该井应用后日产液28 m3，日产气17 424.65 m3。日增产气11 554 m3。PY3井气举生产曲线见图3。

图3 PY3井气举生产曲线Fig.3 Production curve of jet pump of well-PY3

1.3.2 柱塞泵气举排采工艺技术

1）技术原理

柱塞排采是将柱塞作为气液之间的机械界面，利用气井自身能量推动柱塞在油管内进行周期举液的一种排采方式，能够有效减少液体“滑脱”效应，起到助排的效果，可充分利用气体的膨胀能量，提高举升效率[16]。

2）现场应用情况

JY194-4HF 井投产时采用油管控制生产，日均产气3.24×104m3，日均产液51.5 m3。生产1 个月后，因外输压力上涨，油压与输压同为6 MPa，采用油管敞放间歇生产，日均产气2.44×104m3，日均产液14.83 m3。因产气量下降采用同心管射流泵生产，日均产气1.20×104m3，日均产液9.0 m3。生产2个月后，油压6 MPa，输压5.9 MPa，因油压接近输压，该井采用套管间开生产，生产3个月后，日均产气1.1×104m3，日均产液6.47 m3，日产气量不断下降。该井射流泵下泵深度2 500 m，因该井动液面深度2 505 m，无法满足生产需要，为了有效排出井筒积液，实现该井连续稳定生产，采用柱塞气举排采工艺，日产气3.32×104m3，日产液16.7 m3。JY194-4HF井生产曲线见图4。

图4 JY194-4HF井生产曲线Fig.4 Production curve of well-JY194-4HF

2 页岩气排采工艺适应性分析

彭水、武隆及平桥南区块应用的排采工艺主要有电潜泵、射流泵、连续气举、柱塞气举等排采工艺，通过现场试验，取得了一定的应用效果，但每一种排水采气工艺都有自己的应用条件。

2.1 电潜泵排采工艺技术适应性分析

PY3 井电潜泵无法正常生产的原因主要有3 个方面：①气液分离器被有机聚合物严重堵塞，堵塞物为分子量3.5×106以上的水溶性高分子聚合物材料及少量支撑剂颗粒；②地层出泥砂造成电潜泵过载停机；③当排采井液量小于20 m3时，造成电潜泵欠载停机。

电潜泵排水采气工艺适用于页岩气井前期高液量时的排采，当后期地层产液量小于20 m3时，会造成电潜泵“烧泵”。地层返出的泥砂会堵塞电潜泵的气液分离器，潜油电泵在油井中抽汲井液时，要求井液中含砂不超过0.05%，气体量占气液总体积流量的0～30 %，沉没度达到200 m 以上，气液比小于15%，当气液比大于15%时，要将电潜泵下入水平段，并采取井下油气分离措施[17]。

2.2 射流泵排采工艺技术适应性分析

PY1 井应用射流泵生产后未能实现该井的连续性排采，主要原因有以下三个方面：①地面柱塞泵漏油，不能实现平稳运行；②排液过程中含有较多气体，严重影响射流泵排液能力；③射流泵的泵效低[18]，且目前射流泵最大下泵深度不能超过2 500 m。

射流泵排水采气工艺适用于气井深度3 000 m以内（垂深）的排水采气，且地面柱塞泵的压力大于35 MPa。目前南川页岩气水平井的垂深介于3 000～4 000 m，射流泵下泵深度应大于3 000 m，地面动力泵的额定压力应介于35～40 MPa。射流泵排水采气工艺不适应平桥南高压页岩气井的排采。

2.3 气举排采工艺技术适应性分析

2.3.1 邻井气举

PY3 井前期用电潜泵生产时，因该井产液量低、砂堵等问题，无法满足生产需要，2014 年2 月在PY3井进行了邻井气举工艺现场应用。PY3井气举采用邻井PY1 井产出气作为气举气源，实现了常压页岩气井的连续性排采。

邻井气举工艺需要高压邻井作为气举气源，而且地层压力需要高于气举压力。气源井与气举井井距不宜过长（1 000 m以内），地面增压机设备有较好的砂、水分离装置[18]。

2.3.2 柱塞气举

JY194-4HF 井于2018 年11 月18 日采用柱塞气举生产，至2019 年3 月25 日，该井油压7 MPa，套压12MPa，日产气3.32×104m3，日产液16.7m3。JY194-4HF井采用柱塞气举工艺生产后，日产气由措施前的1.20×104m3上升至目前的3.32×104m3，且生产平稳运行，说明柱塞气举排水采气工艺对平桥南区高压页岩气举升有较好的适应性。

柱塞气举排水采气工艺主要用于地层有一定能量的低产页岩气井排采。气井自身具有一定的产能，气井的套压大于该井的输压2 MPa，排采井的日产液量小于30 m3。当排采井的套压接近输压时，地面需要配套压缩机增压设备。

3 页岩气排采工艺技术对策

平桥南主体区地层压力系数在1.30～1.32之间，页岩气井高压生产阶段依靠地层自身能量自喷生产，随着生产进入中后期，气井无法实现自喷生产，需要借助人工举升排水采气，从前面的分析得知，电潜泵、射流泵和气举排采工艺都有一定的缺点，单一的排采工艺只能适应排采井不同的排采时期，为了克服电潜泵、射流泵和气举排采工艺的不足，建议采用电潜泵—气举组合排采工艺管柱[19]，一趟生产管柱适应生产井不同的排采时期。

3.1 技术组成

页岩气电潜泵—气举组合排采工艺管柱由ϕ73 mm 油管、套管、气举阀、智能开关、电潜泵组成。组合排采工艺管柱见图5。

3.2 技术原理

排采前期，当地层有一定供液能力时，采用电潜泵排液举升工艺管柱。液体经过电潜泵驱动后举升，经过智能开关、气举阀及油管的中心通道排出地面，气体经油管与套管的环形空间排出地面。

图5 组合排采工艺管柱Fig.5 Composite drainage and gas recovery string

排采后期，当电潜泵的沉没度下降至100～200 m时，打开油管柱上智能开关，采用气举诱喷[20]。此时，从油管与套管的环空注氮气，氮气经气举阀后到达油管，液体经智能开关后到达油管，氮气进入油管后与油管内的液体混合，气举阀以上的液体被顶替至地面。最终实现气举终止后，气体经地层压力驱动后自动从套管喷出，同时将井底积液带出地面，实现页岩气排采井的连续性排采[21]。

3.3 技术特点

1）组合排采工艺技术克服了电潜泵、射流泵和气举排采工艺的缺点，一趟管柱适应排采井不同的排采阶段。

2）组合排采工艺减少了电潜泵等排采工艺作业次数，节约了成本费用。

3）工艺管柱设计新颖，施工工艺简单可靠，成功率高。

4）电潜泵—气举组合排采工艺技术的创新性在于一趟生产管柱实现了页岩气排采井的连续性排采。该管柱既可用于页岩气排采井液面充足时正常电潜泵排水采气生产，又可用于当液面降低到一定程度时，进行气举诱喷作业，减少了电潜泵等排采工艺作业次数，实现页岩气排采井的连续性排采。

3.4 技术参数

页岩气电潜泵—气举组合排采工艺管柱配套的主要工具有ϕ73 mm 油管、气举阀、智能开关、电潜泵。井下配套管柱及工具技术参数见表1。

4 结论

1）页岩气排采工艺主要有电潜泵、射流泵、连续气举、柱塞气举等，但每一种排采工艺都有一定的应用条件，不同的排采工艺只能适应页岩气井特定的时期，目前没有一种排采工艺能够适应页岩气井整个生产过程。

表1 井下配套管柱及工具技术参数Table 1 Technical parameters of underground supporting string and tools

2）电潜泵排采工艺适应于高液量页岩气井的排采，但不适应于产液量低于20 m3的排采井；柱塞气举工艺对平桥南区高压页岩气井中期排采具有较好的适应性，但不适宜于页岩气井后期排采；射流泵排水采气工艺适用于气井深度3 000 m 以内（垂深）的排采井。

3）在平桥南区建议开展电潜泵—气举组合排采工艺管柱现场试验，一趟生产管柱适应生产井不同的排采时期，最终实现页岩气井连续性排采。