在线不分离湿气计量技术在页岩气中的应用

王念榕 骆成松 巴玺立 张 哲 巨 龙 徐 英 吴海涛 赵国安

1. 中国石油天然气股份有限公司规划总院, 北京 100083; 2. 中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司, 浙江 杭州 310023; 3. 天津大学电气自动化与信息工程学院, 天津 300072

0 前言

页岩气作为一种非常规气藏,正逐渐成为中国天然气工业的重要一环。页岩气主要存在于岩石的裂缝或基质孔隙内,以游离态或者吸附态存在。已进入商业化开采阶段的页岩气展现出了强大的生命力。近年来,涪陵、长宁-威远、昭通、延长四个国家级页岩气示范区相继建成。据统计,中国在2018年页岩气产量已突破108×108m3,并形成了以3 500 m钻井深度为主的开发配套工程技术,使我国成为继美国、加拿大之后第三个实现页岩气商业化开发的国家[1-5]。根据中国发布的《天然气发展“十三五”规划》和《页岩气发展规划(2016-2020年)》,中国页岩气产量将会有大幅度增长。

与常规天然气相比,页岩气藏的储层一般呈现低孔、低渗透率的物理特征,通常孔隙度最高仅为4%～5%,渗透率小于1×10-3μm,气流阻力比常规天然气气流阻力大,严重阻碍了页岩气井的产出率。随着水力压裂技术的不断发展与完善,页岩气商业化开采成为现实。但是水力压裂耗水量巨大(其中涪陵页岩气田单井压裂用水量29 400～40 000 m3,而长宁—威远、昭通单井压裂用水量在22 500～36 000 m3),由此可见,在正式开采过程中产生的大量返排液不仅影响井口计量的准确性,而且会缩短页岩气井的生命周期[6-8]。气、液计量的准确性成为后期指导生产、提高井口产出率的关键。

至今,气液分离计量依然是最主要的井口计量手段[9-15],井流物经分离器分离后分别通过单相仪表进行计量。页岩气生产初期的产量、产水量、压力下降快,不同生产阶段平台井场需进行工艺设施调整,由于气液分离器占地面积大、造价高,拆迁维护费用较高等原因,气液分离计量技术正逐渐被在线不分离的测量技术所代替。文丘里管因其结构简单、维护方便、测量准确等优点而被广泛应用在井口计量中,近年来基于文丘里管研发湿气计量的研究工作取得了较大突破[16-22],特别是徐英、张强等人[19-23]设计了一套更适用于湿气测量的长喉颈文丘里测量系统,研发的流量计在塔里木油田、长庆油田以及四大国家级页岩气示范区的现场测试比对中均取得了较好的测量效果。

鉴于文丘里管在湿气计量中的广泛应用,本文选取了一种新型文丘里管湿气流量计作为在线不分离计量的仪表,选取了国内某油田公司的页岩气作业区现场进行了为期63 d的单井测试比对工作。

1 测量原理

选用的新型文丘里管湿气流量计的一次传感器采用异型文丘里管设计,各几何参数均经过CFD优化设计,其原理结构见图1。图1中箭头为流动方向,文丘里管体上有3个取压位置,分别位于文丘里管的上游A点、喉部B点和下游C点。其中前差压ΔpF由取压位置A点压力p1和B点压力p2组成,后差压ΔpB则由取压位置B点压力p2和C点压力p3组成,总压损ΔpLoss则由取压位置A点压力p1和C点压力p3组成。如图1所示,经过大量实流实验以及仿真研究发现,前差压ΔpF、后差压ΔpB、总压损ΔpLoss与液相体积含率(LVF)呈单调变化规律,这也是该湿气流量计测量的基础。

图1 文丘里管测量原理图Fig.1 Schematic diagram of the Venturi metering principle

依据文献[20-22]中所提出的计量模型,可根据式(1)～(3)计算得到最终的气液相流量。

(1)

QL=LVF×Q

(2)

QG=Q-QL

(3)

2 现场测试比对流程

现场测试选择在某油田页岩气作业区的X井进行,测试时间为2019年3月11日至2019年5月17日,有效测试比对时间为63 d。测试比对流程见图2,井口来气首先经过湿气流量计量系统进行在线不分离计量,之后进入气液分离器,分离之后的气相通过孔板流量计进行计量,液相总量则通过测量污水罐的液位来计算得到。

图2 测试比对流程图Fig.2 Test comparison flow chart

3 结果与讨论

在为期63 d的测试比对过程中,首先统计了X井的工况信息,然后从气相测量误差、液相测量误差以及液相测量绝对误差三个方面进行了误差分析。由于液相整体产量偏小,笔者认为采用液相测量绝对误差进行评价更为合理。同时分析了可能产生误差的原因。

3.1 井口工况信息

在测试期间X井的气相产量变化维持在14 035～37 106 m3/d之间,液相产量变化维持在3～17.9 m3/d之间,液相体积含率变化维持在0.48%～1.64%之间,详细数据分别见图3～5。

图3 测试比对期间气相流量变化示意图Fig.3 Schematic diagram of gas flowrate variationduring test comparison

图4 测试比对期间液相流量变化示意图Fig.4 Schematic diagram of liquid flowrate variationduring test comparison

图5 测试比对期间液相体积含率变化示意图Fig.5 Schematic diagram of liquid volume fraction variationduring test comparison

3.2 气相测量误差

测试比对期间气相测量误差见图6。分析图6可知,气相测量的平均误差为0.7%,均方根误差为3.6%,有93.65%的数据点测量误差位于 ±5% 以内。其中有4个数据点的误差超出±5%,最大为16.8%。分析原因可知,测试期间X井处于投产初期,后端用气系统工作不稳定,严重时会导致现场处于反复开关井状态,进而造成湿气流量计处于非正常工作状态,最终导致气相测量出现个别较大的偏差。

图6 气相测量误差示意图Fig.6 Diagram of gas measurement error

3.3 液相测量误差

测试比对期间液相测量误差见图7。分析图7可知,液相测量的平均误差为4.1%,均方根误差为11.49%,有87.3%的数据点测量误差位于±10%以内。造成液相测量误差较大的原因除上述反复开关井问题外,现场分离器分离后的液相直接输送到污水罐内,液相标准值的获取是通过测量污水罐的液位变化计算得到的。由于污水罐形状不规则以及人为测量液位高度存在一定的误差,这些都反映在液相测量误差中。

图7 液相测量误差示意图Fig.7 Diagram of liquid measurement error

3.4 液相测量绝对误差

相对于气相而言,液相的产量很小。在这种情况下采用绝对误差来衡量液相的测量效果更符合实际情况,见图8。分析图8可知,85.7%的数据点绝对误差在 ±2 m3/d 以内。对于现场井口测量的实际需求而言,这一测量精度是满足要求的。

图8 液相测量绝对误差示意图Fig.8 Diagram of liquid measurement absolute error

4 结论

中国页岩气储量大,页岩气持续大规模开发是保障国家天然气供应安全的重要手段之一。但总体上看，目前国内页岩气开发经济效益相对较差,为实现效益开发,还需进一步解决投资和操作运行成本高的问题。在地面工程方面,由于页岩气独特的生产特点,优化、简化平台井场工艺技术和设施是降低地面投资有效手段和措施。与分离计量相比,采用不分离计量工艺、选用湿气计量流量计可有效简化井场工艺,减少井场工艺设施,初步估算平台投资可降低1/3以上,且运行维护费用低。

在湿气范畴下,异型文丘里的差压信号在不同含液率的条件下有明显的变化,使用三差压双比值计量方法可以有效解决气液两相计量问题。现场测试结果表明,新型文丘里管湿气流量计能够较好地适用于复杂的页岩气生产工况,其测量效果能够基本满足页岩气现场的需求。为进一步提高该种湿气流量计计量准确性和适应性,流量计差压变送器动态响应速度水平还有待进一步提升,同时结合段塞流闭合模型以及多尺度小波分析方法优化算法,以提高在复杂的页岩气生产作业措施过程中乃至全生命周期中的计量水平。

目前,该类型流量计已在某页岩气开发区块中得到了推广应用,可为今后页岩气开发中大规模应用湿气流量计积累经验。