页岩气井排水采气工艺综合优选方法

2022-05-18周忠亚何祖清陈明忠

钻采工艺 2022年2期

王辉, 周朝, 周忠亚, 何祖清, 陈明忠

1中国石化江汉油田 2中国石化石油工程技术研究院 3页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室 4中国石油川庆钻探公司井下作业公司

0 引言

页岩气作为一种潜力巨大的非常规天然气资源，其高效开发对于保障我国能源安全具有重要意义[1]。页岩气井井身结构复杂，采用多级压裂进行储层改造，使得页岩气藏中存在压裂液的侵入与返排，引发井筒积液问题，亟需选取适合的排水采气工艺治理积液。但是，目前排水采气工艺的选择主要采用现场经验法[2]和宏观控制图版法[3-4]，考虑的影响因素欠缺，只能定性选取排水采气工艺，无法实现多工艺定量优选，导致工艺实施效果较差。为此，根据压力供给与临界携液原则，综合考虑产气量、产液量、压力界限、携液界限和井身结构等多因素，建立了“一井一策”的页岩气井排水采气工艺综合优选方法，结合经济效益分析，实现排水采气工艺定量优选。

1 排水采气工艺适用性评价

不同排水采气工艺的本质原理都是从压力和携液两方面单独或共同作用来实现井筒排液。一方面可以通过改善压力供给，降低井底回压，提高产气量；一方面可以通过降低井筒临界携液流量，提高排液量。

目前页岩气田现场常用的排水采气工艺包括井口增压、泡排、柱塞气举、优选管柱等非补能工艺，以及连续气举、电潜泵、射流泵等补能工艺。开展页岩气井排水采气工艺适用性分析和成本分析，以Ø73 mm生产管柱为例，得到工艺作用原理、适用条件与经济性(表1)。

表1 排水采气工艺原理、适用条件与经济性

2 压力与携液分析

非补能排水采气工艺的优选，需要同时考虑压力供给原则和临界携液原则，从而确定工艺的压力适用界限与携液适用界限。当非补能排水采气工艺均无法适用时，则优选补能排水采气工艺。

2.1 压力适用界限

为满足压力供给原则，应用排水采气工艺后的井口油压须大于井口外输压力：

pwf-Δp=pt>ptr

(1)

式中：pwf—井底流压，MPa；Δp—井筒总压降，MPa；pt—井口油压，MPa；ptr—井口外输压力，MPa。

地层的压力供给能力根据气井产能方程得到：

(2)

式中：Qg—产气量(标况)，m3/d；pR—地层压力，MPa；C—系数，m3/d·MPa-2n；n—指数，无因次。

对于优选管柱和井口增压工艺，井筒总压降可以选取水平井两相流模型计算：Beggs-Brill模型[5]、Baker Jardine模型[6]、Dukler-Flanigan模型[7-8]和Mukherjee-Brill模型[9]。根据涪陵页岩气井的现场数据(表2)优选两相流模型，分别利用4种两相流模型计算34口页岩气井的井底流压，并与实测井底流压比较，计算结果如图1，误差分析如表3。由表3可知，Mukherjee-Brill模型的平均相对误差绝对值和均方根误差均最小。

表3 两相流模型误差分析

图1 两相流模型计算结果

表2 页岩气井现场数据表

对于泡排工艺，根据泡排井筒不同流型机理，分别确定不同流型的泡沫流体密度和摩阻系数[10]，并计算井筒总压降：

(3)

式中：ρm—泡沫流体密度，kg/m3；g—重力加速度，m/s2；θd—井斜角，(°)；fm—泡沫流体摩阻系数，无因次；vm—泡沫流体速度，m/s；D—管道内径，m；dz—井筒分段长度，m。

对于柱塞气举工艺，忽略柱塞运移时的摩擦力和漏失[11]，根据柱塞举升液柱刚好达到井口的临界状态分析计算井筒总压降：

(4)

2.2 携液适用界限

为满足临界携液原则，应用排水采气工艺后的实际产气量须大于全井筒最大临界携液流量：

Qg>Qcmax

(5)

式中：Qcmax—全井筒最大临界携液流量(标况)，m3/d。

目前的临界携液流量方法有多种[12]，然而现有临界携液流量方法未全面考虑井筒返排液量变化、液滴形状特征和复杂井身结构。为此，建立全井筒临界携液流量新模型，以椭球型变形液滴模型(图2)为基础[13]，可得到垂直井筒最大变形液滴受力平衡式：

图2 液滴变形示意图

(6)

考虑造斜率变化引起的液滴碰撞能量损失[14]，对垂直井筒临界携液流速修正得到全井筒临界携液流速：

(7)

根据最大稳定椭球型液滴总表面能与气相紊流动能的平衡关系，可得到最大稳定椭球型液滴长轴公式：

(8)

考虑高雷诺数时液滴内部流动，修正刚性椭球体曳力系数，得到椭球型液滴曳力系数公式：

(9)

式中：ucv—垂直井筒临界携液流速，m/s；uc—全井筒临界携液流速，m/s；α—椭球型液滴轴比，小数；dec—最大稳定椭球型液滴长轴，m；Cd—曳力系数，无因次；R—造斜率，(°)/30 m；σ—表面张力，N/m；Ql—产液量，m3/s；μg—气相黏度，Pa·s；ρg—气相密度，kg/m3。

全井筒临界携液流量为：

(10)

式中：Qc—临界携液流量(标况)，m3/d；p—压力，MPa；T—温度，K；Z—气相偏差系数，无因次。

选取Belfroid模型、修正李闽模型、修正Richter模型、修正王志彬模型和本文模型式(7)～式(10)分别计算表2中气井的临界携液流量，其中的修正模型指应用Fiedler形状函数修正。5种临界携液流量模型的积液预测精度如表4，可知本文模型的积液预测精度最高，为94.1%。本文模型的最大临界携液流量计算结果如图3。

表4 临界携液流量方法积液预测精度

图3 最大临界携液流量与实际产气量比较

优选管柱和井口增压工艺的临界携液流量可由式(7)～式(10)计算。对于泡排工艺，可将泡排井筒搅拌流到段塞流的流型转换界限气流速作为临界携泡流速[15]：

(11)

式中：ucb—全井筒临界携泡流速，m/s。

由式(11)计算出临界携泡流速后，根据式(10)即可计算出全井筒临界携泡流量。

3 排水采气工艺综合优选方法

建立页岩气井排水采气工艺综合优选方法，如图4所示。

图4 排水采气工艺综合优选方法

工艺综合优选步骤为：

(1)根据工艺的适用性,初选非补能排水采气工艺。

(2)计算流入动态曲线和非补能排水采气工艺的流出曲线。

(3)过流出曲线与流入动态曲线的交点做垂直于横坐标的直线，与横坐标的交点作为压力适用界限Qgp。

(4)计算非补能排水采气工艺的临界携液曲线。

(5)过临界携液曲线与流入动态曲线的交点做垂直于横坐标的直线，与横坐标的交点作为携液适用界限Qgc。

(6)根据适用区间和经济效益优选非补能排水采气工艺，如果非补能排水采气工艺无适用区间，则优选补能排水采气工艺。

4 现场实例

4.1 排水采气工艺优选

涪陵页岩气田焦页X井采用Ø73 mm油管生产，油管下深2 650 m，处于间歇生产阶段，产气量1.5×104m3/d，产液量2 m3/d，井底压力梯度0.31 MPa/100 m。根据适用性分析，初选非补能排水采气工艺包括井口增压、泡排、柱塞气举和优选管柱，利用排水采气工艺综合优选方法进行定量优选，计算结果如图5。可以看出，目前产气量条件下，Ø73 mm油管无适用区间，无法正常生产；4种非补能排水采气工艺中，柱塞气举无压力适用界限且无适用区间，井口增压和Ø60.3 mm小油管无适用区间，只有泡排有适用区间满足Qgp

图5 焦页X井排水采气工艺优选

如表5，实施泡排后，该井从间歇生产转变为连续生产，产气量增加至3.9×104m3/d，产液量增大，油套压差减小，应用泡排工艺后取得了较好的排液效果，验证了排水采气工艺综合优选方法的有效性。

表5 泡排工艺应用效果

4.2 经济效益评价

根据表1，泡排的工艺成本约为18元/103m3，成本低于井口增压、柱塞气举和优选管柱。涪陵页岩气田应用泡排的成本费用主要包括：泡沫加注装置与配套管线费用约20万元/套，泡排药剂费用约2万元/年。初定焦页X井应用泡排后的稳产有效期为30 d，井口天然气价格为1.4元/m3，计算得到泡排工艺的投入产出比为1/5，具有良好的经济效益。随着泡排工艺应用有效期延长，其投入产出比将会进一步降低，因此泡排工艺是一种有效的低成本排水采气工艺。