页岩气井电潜泵排采工艺研究与应用——以涪陵页岩气田为例

陈晓宇

(中国石化江汉油田分公司,湖北潜江 433124)

目前常用的强排工艺主要有气举排采、射流泵排采、机抽排采、电潜泵排采4种。气举排采受气源影响大,限制了措施的推广,射流泵和机抽排采下入深度受限,对深井适应性较差。综合对比表明,电潜泵排采工艺对涪陵深层中高水气比气井适应性最高,为解决垂深3 500 m以深的高产水页岩气井生产难题,故开展电潜泵排水采气工艺研究与应用。

1 电潜泵排采工艺原理

电潜泵排采举升系统由井下、地面及电力传送三部分组成(图1)。井下部分主要有多级离心泵、气液分离器、电机、保护器和井下监控装置;地面部分主要有降压变压器、变频控制器、接线盒及井口装置;电力传送部分主要为电缆。

图1 电潜泵排采举升系统示意

当控制器开关处于合闸状态时,地面电网输入电流经降压变压器后,由电缆传送到电机,由于电机轴与离心泵轴连为一体,电机会带动离心泵的叶轮高速旋转,从井筒中穿过气液分离器到达叶轮的液体,在离心力的作用下,从叶轮中心沿叶片间的流道甩向叶轮四周。通过导轮的流道被引向次一级叶轮,因为液体受叶片的作用力,使压力和速度同时增加,液体在逐次流过各级叶轮、导轮后,压能增加,逐个泵级叠加可获得一定的泵扬程,将井下积液排出井口至地面管线[6-8]。

2 电潜泵排采工艺优化设计

2.1 电潜泵排采工况分析

对应用电潜泵排水采气工艺的页岩气井生产规律进行摸索,一般将气井生产划分为生产初期、气水同产期和稳定生产期三个阶段,每个阶段的特点如下。

生产初期:井筒内液面较高,需要电潜泵强排水迅速降低井筒积液,以最快速度恢复该气井的产能,此时产液量较大,产气较少。

气水同产期:在强排一段时间后,气井的供液和排液量达到动态平衡,井底流压降低到设计目标后,进入到气水同产阶段。

稳定生产期(高气液比):还需要继续排液,使该井井底保持较低压力,保证地层与井底的生产压差,从而保持该井产气量,避免井液积累在井筒而影响生产,也避免水淹情况的发生。

对工程有影响的基岩裂隙、溶隙水主要指分布于场区灰岩溶隙、裂隙、溶洞内的浅层水体，在场区内局部分布。受裂隙、溶隙或溶洞、岩性组合、高程等因素控制。地块地下水较贫瘠，久晴，无地下水；久雨，局部存在上层滞水，但由于拟建场地地势总体较平缓，雨季施工基坑底部将可能局部出现积水、涌水，建议在基坑等低洼处做好排水措施。

电潜泵排水采气设计考虑初期强排水,中期气水同采,后期稳定生产的不同工况,结合气井井斜数据、地层温度和邻井产气、产水等数据,使用专业电潜泵设计软件进行模拟分析,从而选定电潜泵机组。泵挂深度一般原则上在保证井下机组作业通过性和运行稳定性的前提下尽量下深,以达到最大限度降低井底流压和扩大生产压差的目的,保证该井的日产气量。

2.2 电潜泵排采关键技术

跟常规气井不同,页岩气井存在以下难点:①气井生产时,出液量及产量变化较为剧烈;②井筒内存在砂及其他固体颗粒,易对离心泵产生磨损;③扬程要求高,页岩气井电潜泵工艺垂深一般为3 000～3 500 m;④存在游离气进入离心泵,产生气锁现象,对高气液比工况适应性要求高。

2.2.1 气液分离技术

主要包括多级分离及组合分离两种技术。多级分离是较大气泡在第一级分离,中等体积气泡在第二级分离,较小体积气泡在第三级分离;组合分离是指采取两个分离流程组合,将逆流式、旋转式或涡流式等不同类型的井下气水分离器组合,这样气体分离效率可以提升至90%。

2.2.2 离心泵含气处理

为了增强离心泵对气体的适应性,现场采用组合泵形式,即气体压缩泵+多相流泵+宽幅泵。

首先,气体压缩泵将气泡压缩,与产出水充分混合进入泵筒,入泵自由气体积含量小于75%,改善离心泵工作环境,防止产生气锁现象;其次,MVP多相流泵采用分离叶片和超大平衡孔,能更好地处理高气液比流体,陡峭的叶片角度可实现大动量传递,单级扬程高,最大可适应自由气体体积含量小于70%,专用于高气液比井;最后,宽幅泵的排量范围控制在6～460 m3/d,不仅完全适应气井出水量逐步减少,从开始的几百立方米递减到几十立方米甚至几立方米,同时宽幅泵满足入泵自由气体体积小于30%情况下运行。

2.2.3 井筒砂及颗粒影响处理

大规模体积压裂所用支撑剂或其他地层固体颗粒在生产过程中存在随压裂液或地层水部分排出的现象,固体颗粒会造成卡泵从而导致过载,其磨损和冲蚀作用会导致泵本体和叶轮损坏,从而缩短电潜泵使用寿命。

采取措施包括两类:一是在气体分离器吸入口加装滤网装置,避免桥塞碎屑或其他固体颗粒进泵影响井下机组的使用寿命;二是选用流道较宽、对固体颗粒适应性较强的泵,同时配置高强度耐磨轴提高离心泵的耐磨性。

2.2.4 远程智能监控技术

利用油压变送器、套压变送器、井下7参数传感器对电潜泵井的油压、套压、泵入口压力、泵出口压力、电机频率、电机温度等参数进行监测,通过GPRS模块对数据和指令进行传输,通过电潜泵控制柜执行调整指令。

通过监控工作站,可查看电潜泵井的运行参数以及开关井状态,并可远程调整电潜泵运行频率或启停泵,同时控制柜通过限电流运行、定频运行+电流/扭矩三种运行模式可实现自动解气锁。

3 现场应用实例

为了进一步评价电潜泵排水采气工艺在高产水井的适用性,对JD-2、YC-1、YC-2井先后进行了现场试验,现以JD-2井为例,介绍电潜泵在该井的应用情况。

3.1 JD-2井基本情况

JD-2井于2017年11月17日完钻,完钻井深5 778 m,完钻层位为奥陶系上统五峰组,该井压裂施工总液量39 539.68 m3,测试返液26 m3/h,返排率9.52%,JD-2井于2018年6月投产,投产初期主要通过放喷排液,产水量高达81 m3/h,放喷激活后采用套管试采,在气井产能衰减和高产水双重影响下,套管短期内连续生产,后因与管网压力持平关井,进入间开阶段,整体生产效果较差。截至2019年3月,气井累计产气329.6×104m3,累计产水11 547.6 m3。

3.2 电潜泵排采工艺应用情况

JD-2井作为首口电潜泵试验井,先后进行了两次作业,相关作业深度见表1。

表1 电潜泵加深前后基础数据

2019年4月进行下油管及第一次下入电潜泵作业,2019年4月至2020年5月期间,平均日产气1.42×104m3,平均日产水27.09 m3,生产时率较自喷阶段增加48.1%,期间最高排水量为106m3/d,最高产气量为4.07×104m3/d。

2021年2月完成加深电潜泵作业后,在2021年2月至2021年11月期间,平均日产气1.42×104m3,平均日产水19.26 m3,生产时率进一步提高,达到93.67%。在垂深3 500 m以深、高低产水条件下,电潜泵排采工艺均展现出良好的适应性(表2)。

表2 JD-2井各阶段生产情况

4 结论

1)井下气液分离、变频防气锁、远程智能监测等技术提高了电潜泵在页岩气井不同返排阶段的适应能力。

2)电潜泵排水采气工艺能够有效降低井下流压,扩大生产压差,保证气井连续稳定生产,且能够满足垂深3 500 m以深的排采要求,有效解决了深层常压高产水井甚至水淹井的生产问题。