页岩气井口湿气流量计现场使用性能评价研究

2022-04-20刘丁发张强王辉

石油与天然气化工 2022年2期

刘丁发张强王辉

1.中国石油西南油气田公司天然气研究院2.中国石油天然气集团公司天然气质量控制和能量计量重点实验室

在石油天然气领域，湿气主要指从井口直接产出，没有经过脱水处理和凝液回收的天然气，通常主要由天然气、水和轻质烃类混合组成[1]。目前，在湿气计量领域，尚没有对“湿气”中气液含量的界定标准定义，不同机构、企业和研究人员大多持不同意见，主要有两种分类方式:一种为采用体积含气率(GVF)或质量含气率(GMF)来界定，当体积含气率大于95%或98%且小于100%时认为是湿气；另一种由美国机械工程师学会提出，通过引入一个与气液质量流量和密度相关的Lockhart-Martinelli(L-M)参数来界定湿气，当L-M参数小于0.3时为湿气两相流[2-4]。

与常规天然气开采相比，页岩气单井产气量、产液量以及气井压力都随着开采时间的增加而逐渐降低。因此，需要对页岩气气井产量进行动态监测，以便及时地了解地层动态信息，科学评估气井产能，为合理制定开采方案和生产决策的最优化提供技术依据，而随着我国页岩气大规模勘探开发，页岩气井口湿气准确计量的需求也越来越大。当前，页岩气大都采用平台化的丛式井组方式进行开采，在平台进行气液分离后再通过集气管线输至集气增压站或大型集气处理中心，在地面计量工艺方面，主要采用单井气液分离的连续计量方式，即每个气井都配置有气液分离装置，以及气相计量仪表和液相计量仪表，这种方式可以满足对单个页岩气气井的生产动态进行实时监控的技术需求，但地面建设投入成本高，占地面积大。与传统的单井气液分离计量方式相比，采用湿气流量计进行气液不分离计量，并在完成平台各单井计量后共用一套气液分离工艺，即可实现单井的实时产量监测，也可实现整个平台气液分离集输的需要，对于油气田页岩气开采具有较为明显的降本增效优势[4-6]。

鉴于湿气流量计在页岩气井口产量监测和降低地面计量工艺建设成本方面的重要性，有必要对湿气流量计的性能进行科学有效的测试评价，以确保其满足页岩气生产需要。本研究依托自主设计研制的两相流量计现场比对测试橇，选择现有市场上具有代表性的湿气流量计，在典型的页岩气气井对湿气流量计进行性能评价。

1 页岩气井口湿气测量特点

页岩气是蕴藏于页岩层可供开采的非常规天然气资源，其本身并不含水或其他轻质烃类，而页岩气气井产气的含液特性主要是开采时对地质岩层改造而大量使用压裂液的返排，因此其生产特征非常明显。通常来说，页岩气的开采周期可分为4个阶段，其中排液生产初期一般持续45天左右，其井口压力可达到26～40 MPa，产气量为(25～30)×104m3/d，产液量为200～500 m3/d；而后进入产量和压力快速衰减的正常生产早期，井口压力降至10～26 MPa左右，产气量降为(10～25)×104m3/d，产液量降为20～200 m3/d；约8个月后，产量和压力进入缓慢衰减的生产中期，井口压力降至5～10 MPa，产气量降为(5～25)×104m3/d，产液量降为2～20 m3/d；1～2年后，井口压力和气液流量进一步降低，进入生产末期，井口压力降至5 MPa以下，产气量降至2×104m3/d以下，产液量降至2 m3/d以下[7-8]。

表1 页岩气井口生产工况特点生产阶段时间井口压力/MPa产气量/(104 m3·d-1)产液量/(m3·d-1)生产初期0～45天26～4025～30200～500生产早期45天～8个月10～265～2520～200生产中期8个月～2年52～101～10生产末期2年以后≤5≤2≤1

从页岩气的整个生产周期可以看出，与湿气流动状态极为相关的压力、流量和气液含率随着开采时间的增加持续快速衰减，要实现井口气液产量的准确实时监测，对湿气流量计不同湿气流态的适应性，以及适用压力范围、气液测量准确度和量程比等技术性能特征指标有较高要求。

2 湿气流量计页岩气井口测试评价

2.1 实验工艺流程设计

页岩气井口测试评价主要依托“两相流量计现场比对测试橇”开展实验，比对测试橇安装流程示意图(见图1)，橇装整体作为页岩气生产平台原有计量工艺的旁路安装在“平台除砂器”和“平台气液分离器”之间，被测试评价湿气流量计安装在“两相流量计现场比对测试橇”的“气液分离器”上游，“气液分离器”下游安装有参比标准气相和液相计量仪表。

测试时，关闭阀门V2，打开阀门V1和V3，页岩气井口湿气经“平台除砂器”后流经被测湿气流量计，而后经气液分离器进行气液分离，气相和液相分别流经参比标准气相和液相仪表进行流量测量，测量完成后混合返回页岩气原生产平台工艺的“平台气液分离器”上游，也可通过调节阀门V2的开度来调整流经“两相流量计现场比对测试橇”的气液总流量，最终通过对比被测湿气流量计与参比标准气相和液相仪表的测量结果来评估其性能特征。

“两相流量计现场比对测试橇”整体采用DN80 mm管道设计，设计标况(20 ℃，101.325 kPa)最大流量为30×104m3/d，以页岩气井口5.0 MPa的计量压力换算，工况流量约为250 m3/h；参比标准气相仪表采用规格型号为DN100 mm口径的高级孔板阀，根据实际流量大小进行不同内径尺寸孔板的选用；参比标准液相仪表采用规格型号为DN25 mm口径的电磁流量计，最大流量为17 m3/h。经评定，“两相流量计现场比对测试橇”气相测量不确定度为1.18%(k=2)，液相测量不确定度为0.62%(k=2)[9-11]。

2.2 被测湿气流量计

湿气流量计属于近10年发展起来的新型湿气不分离测量技术，目前市场上在研或已推广应用的湿气流量计主要有两种类型：一种是采用气液含率测量手段结合单相计量仪表，通过后期实验数据修正模型来实现湿气两相流量的测量，气液含率的测量方式通常有微波技术、射线技术和示踪技术，这种类型的湿气流量计相对来说技术实现难度较大；另一种是基于流体流动的连续性原理，采用2个或2个以上单相计量仪表进行组合的类型，利用不同单相测量仪表对干气测量结果相同，而对湿气测量结果不同的规律，结合两者测量结果进行数据分析来实现气液两相含率的分辨和流量的推算，再通过测量模型的修正来实现湿气两相流量的测量，这种类型的湿气流量计关键在于单相测量仪表的选择和后期测量模型的完善，相对来说技术实现较易，市场上应用较多[12-15]。

本次选择的被测湿气流量计基于传统文丘里的结构进行优化改进设计，在测量管内进行二次节流，形成两级差压测量，属于采用2个单相计量仪表组合的类型，通过两级差压信号随气液两相流量变化的关系，建立相应的测量模型实现对气液两相流量的测量。被测湿气流量计设计口径为DN80 mm，设计压力为10 MPa，气相工况测量范围为30～150 m3/h，液相测量范围为0～4 m3/h，厂家宣称测量相对示值误差为气相±5%、液相±10%。

2.3 实验方案

实验选择处于生产早期的泸州某页岩气生产平台，通过井口节流降压后计量压力为3.7～5.3 MPa，最大产量为16×104m3/d，测试流量根据被测试湿气流量计的气液流量范围进行调节，整体以气相流量调节为主，在产气量分别为16×104m3/d、10×104m3/d和5×104m3/d 3种工况条件下进行测试，液相流量随气相调节而跟随变化。

以每日8:00至次日8:00之间的日累积计量结果进行比对评价，3种流量工况的测试时间各5天，现场实验测试过程的所有数据记录均采用“两相流量计现场比对测试橇”配置的数据采集系统进行自动采集。

以参比标准仪表气液两相的日累计流量为标准量值，通过比对被测湿气流量计的测量结果偏差进行性能评价。气相评价指标主要参考Q/SY 1858-2015《页岩气地面工程设计规范》设置，单井气计量属于三级计量系统，气相准确度应在±10%以内[16]；液相流量主要用于了解压裂液返排情况和生产工艺参数调整，尚无明确技术指标要求，结合生产需求，准确度暂定为优于±30%。

2.4 实验结果

(1) 测试气相流量为16×104m3/d时，实际井口计量压力为3.7～5.2 MPa，气相标况流量为(16.2～16.6)×104m3/d，气相工况流量约为133 m3/h，液相流量为20.1～22.5 m3/d。经数据处理，被测湿气流量计气相偏差为-0.16%～0.82%，液相偏差为-17.95%～-8.33%，气液均满足评价指标要求。

(2) 测试气相流量为10×104m3/d时，实际井口计量工况压力为4.5～4.9 MPa，气相标况流量为(9.3～9.9)×104m3/d，气相工况流量约为83 m3/h，液相流量为8.1～8.9 m3/d。经数据处理，被测湿气流量计气相偏差为-2.97%～-2.00%，液相偏差为-24.91%～-1.96%，气液均满足评价指标要求。

(3) 测试气相流量为5×104m3/d时，实际井口计量工况压力为4.4～5.1 MPa，气相标况流量为(4.9～5.1)×104m3/d，气相工况流量约为40 m3/h，液相流量为0.0～3.0 m3/d。经数据处理，被测湿气流量计气相偏差为-6.07%～-5.14%，液相偏差为61.67%～96.49%，气相满足评价指标要求，液相与评价指标要求有较大差距。

不同工况下的气相和液相测试评价结果分别如图2和图3所示，在测试工况范围内，被测湿气流量计的气相偏差为-6.07%～0.82%，液相偏差为-24.91%～96.49%，气相可以满足评价指标要求，液相在部分工况与评价指标要求有较大差距，且随着页岩气井口气相和液相流量的降低，气相测量结果偏差逐渐增大，而液相流量在较小产液量0.0～3.0 m3/d时测量偏差急剧增大。