精细控压生产技术在宁209H49平台的应用

于 洋 尹 强 叶长青 陈 满 陈 超 王威林 周 玮 向 毅

1. 中国石油西南油气田公司工程技术研究院, 四川 成都 610017;2. 中国石油西南油气田公司四川长宁天然气开发有限责任公司, 四川 成都 610056;3. 中国石油西南油气田公司川东北气矿, 四川 达州 635000

0 前言

2019年前，川渝页岩气井主要以“放压放产”为主,生产初期产气量高、产水量大,投产约半年后产气量、产水量和井口压力与投产初期相比降幅较大。早期生产压差过大会导致压裂缝内支撑剂回流和重新分布,造成裂缝失效或局部裂缝导流能力损失等不可逆的储层伤害。实施精细控压生产技术可保持地层能量,最大限度提高单井预测最终可采储量(Estimated Ultimate Recovery,EUR),实现气井长期稳定生产[1-6]。但由于页岩气井规模大、井数多,若采用人工手动调节阀门开度,存在人员劳动强度大、生产成本高等问题,且因距离、天气等原因无法及时控制阀门开度,很难实现精准控制,如何实现精细控压是川渝页岩气井实施控压生产亟待解决的问题。

北美海恩斯维尔(Haynesville)页岩气井2019年开始广泛安装笼套式电动节流阀对生产井进行控压生产,通过试验发现开度小的生产井初始产气量递减率更低,3年累计产气量较开度大的生产井增加30%以上。北美鹰滩(Eagle Ford)、尤蒂卡(Utica)页岩气井应用了CAM20-MT笼套式电动节流阀,其具有耐腐蚀的优点,可达到降低储层伤害、防止水合物形成的目的。

借鉴北美页岩气井控压生产的经验,针对川渝页岩气井提出将压降速率控制在0.1 MPa/d以内,采用“一级固定油嘴+二级笼套式节流阀”地面流程(一级用于降压,二级用于调整)的精细控压生产技术现场先导性试验方案。通过在川渝页岩气井现场开展先导性试验,从装置、现场管理、生产效果等方面验证了精细控压生产技术的适用性,对于实现川渝页岩气井的高效开发、提高EUR具有借鉴意义[7-9]。

1 精细控压生产技术试验方案

1.1 试验目的

采用“一级固定油嘴+二级笼套式节流阀”地面流程,优选宁209H49平台地质条件和改造情况相似的2口气井开展不同生产制度的现场对比试验,实时采集气井稳定生产3个月以上的生产数据,评价精细控压生产技术在川渝页岩气井的适用性。

1.2 控压关键装置

控压关键装置主要包括硬件和软件两部分。节流阀、执行器和控制器属于硬件部分,智能分析平台为软件部分。

1.2.1 节流阀

在气井开采过程中,需把井下气体压力降至输送管道允许压力值。节流阀作为关键调节装置，具有控制井口压力和控制流量的主要功能,结构形式分为固定油嘴、针阀和笼套式节流阀等[10-15]。

1.2.1.1 固定油嘴

固定油嘴通过改变孔径的大小，实现对压力和流量的控制。该种节流阀可承受较高的压力,具有结构形式简单的优点,但需手动更换,效率低、精度差、不能实现自动化。

1.2.1.2 针阀

针阀通过圆锥流线型启闭件与阀杆的活动改变过流面积来实现对压力和流量的控制。该种节流阀结构简单,具有良好的密封性和过流能力,但流量曲线线性关系差,调节不稳定。

1.2.1.3 笼套式节流阀

笼套式节流阀通过滑套在笼套上滑动产生不同的过流面积来实现对压力与流量的控制。该种节流阀结构具有抗高压和高温、噪声小、流量曲线线性关系好的优点,在采气生产中应用广泛。笼套式节流阀结构见图1。

图1 笼套式节流阀结构图Fig.1 Structural diagram of sleeve choke

由于页岩气井生产初期压力高(50～60 MPa)、出砂，对控制精度的要求高,推荐采用笼套式节流阀,压力等级70 MPa,阀体本体和阀盖的材质为合金钢,阀芯为不锈钢,阀芯镶嵌碳化钨,能更好地适应页岩气井含砂重的恶劣工况,防止节流阀内部发生冲蚀,保证节流阀的使用性能和寿命[16-20]。

1.2.2 执行器

执行器通过智能分析平台远程控制、控制器就地控制、就地手动控制等三种方式对笼套式节流阀的开度进行设置。执行器要求能够达到1%的控制精度,技术参数见表1。

表1 执行器技术参数表

1.2.3 控制器

控制器可通过智能分析平台实时采集井口数据,对比气井压力实时下降值与设置压降边界的关系,按生产要求做出判断并将判断结果输出至执行器,对阀门开度进行实时调节,达到精细控压生产的目的。控制器现场地面安装见图2。

图2 控制器现场地面安装图Fig.2 Controller site ground installation drawing

1.2.4 智能分析平台

智能分析平台具备实时监控现场数据、油嘴尺寸模拟计算、水合物生成预测、EUR预测等功能。智能分析平台控制逻辑见图3。

图3 智能分析平台控制逻辑图Fig.3 Flowchart of intelligent analysis platform control logic

2 精细控压生产技术现场试验

2.1 宁209H49平台基本情况

宁209H49平台目的层位于龙马溪组,平台共有4口井,于2020年10月投产,投产时井口压力20～30 MPa,选取2口井开展不同生产制度的对比试验。宁209H49-A井为套管加12 mm固定油嘴放压生产。宁209H49-B井为油管精细控压生产,采用3 mm固定油嘴,逐步增大至7 mm,投产30 d后下入油管,投产60 d后采用 7 mm 一级固定油嘴+二级笼套式节流阀进行精细控压生产,根据气藏工程要求,当井口压力大于20 MPa时,压降边界设置为0.07～0.1 MPa/d;当井口压力为10～20 MPa时,压降边界设置为0.03～0.07 MPa/d;当井口压力小于等于10 MPa时,压降边界设置为0.01～0.03 MPa/d。试验井基本参数对比见表2。

表2 试验井基本参数对比表

2.2 现场试验分析

2.2.1 控压井控制逻辑

宁209H49-B井生产初期井口压力大于20 MPa,压降边界设置为0.07～0.1 MPa/d。参照图3智能分析平台控制逻辑,在生产初期对比生产前后两天每小时的压降和后一天笼套式节流阀开度变化数据。结果表明：当压降高于0.1 MPa/d时,笼套式节流阀开度在下一个小时减小;当压降低于0.07 MPa/d时,笼套式节流阀开度在下一个小时增大；当压降在0.07～0.1 MPa/d之间时,笼套式节流阀开度在下一个小时不变,可见控制器能按照设定的控压井控制逻辑对笼套式节流阀开度进行控制。

2.2.2 试验效果分析

统计自投产到生产180 d后压力和产气量、产水量变化可知,宁209H49-A井能够在较短时间内达到较高的瞬时产气量,最高达22×104m3/d,随后产气量快速下降,180 d后降至10.1×104m3/d,套压自投产起急剧衰减,仅180 d从初始压力22.27 MPa降至8.2 MPa(输压5.5 MPa),后期需采取增压措施。宁209H49-B井压力衰减缓慢,180 d后压力降幅38%。试验井现场生产数据对比见表3，生产压力曲线见图4-a),日产量曲线见图4-b)。

试验井每30 d平均压降对比见表4。由表4可知,宁209H49-A井在投产第1个月压力迅速下降,60 d后因井口压力较低,每30 d平均压降较低;宁209H49-B井可按照设定的压降边界进行控压生产,笼套式电动节流阀运行正常,达到精细控压生产的要求。

a)生产压力曲线图a)Production pressure curve

表4 试验井每30 d平均压降对比表

针对页岩气控压生产井,提出单位压降产气量参数作为评价控压生产效果的依据,因2口井水平段长度不同，对比宁209H49-A井和宁209H49-B井在相同生产时间和相同累计产气量的单位压降折算产气量。结果表明,相同生产时间宁209H49-B井单位压降折算产气量是宁209H49-A井单位压降折算产气量的1.3倍,见表5。对比宁209H49-A井和宁209H49-B井从投产到累计产气量达到2 000×104m3单位压降产气量,结果表明相同累计产气量宁209H49-B井单位压降折算产气量是宁209H49-A井单位压降折算产气量的1.2倍,见表6。可见控压生产井的生产效果优于放压生产井的生产效果,在单位压降下能实现更高的产气量。

表5 生产180 d后单位压降产气量对比表

2口井的累计产气量曲线见图5-a)。累计产气量预测结果见图5-b)。由图5-a)可以看出,宁209H49-B井生产170 d后的累计产气量超过宁209H49-A井的累计产气量,试验结果进一步验证了川渝页岩气井控压生产的必要性和控压装置的可行性。由图5-b)可知,宁209H49-B井相比宁209H49-A井预计可使累计产气量增加30%。宁209H49-B井相较于宁209H49-A井EUR增加13%,可见精细控压生产技术更有利于提高气井产能,有效保护地层能量,实现气井长期稳定生产。

a)累计产气量曲线图a)Cumulative gas production curve

2.2.3 川渝页岩气井精细控压生产技术适用性

根据前期现场试验应用效果可知,精细控压生产技术试验方案在川渝页岩气井上具有较好的适用性。因此，初步形成了适用于川渝页岩气井的精细控压生产技术:硬件部分采用笼套式电动节流阀,具有抗高温、高压、耐冲蚀、控制精度高的优点,采用控制精度1%的执行器和控制器配套;软件部分采用智能分析平台;形成了“一级固定油嘴+二级笼套式节流阀”地面流程及有序的现场管理方式。

结合现场试验结果，提出精细控压生产技术下一步需完善的内容：还需在智能分析平台的基础上建立统一的川渝页岩气采气工艺管理平台,与气井生产后期工艺一体化考虑,进一步完善智能分析平台的功能;同时在智能分析平台上增加水合物预测模块,合理分配每一级节流压降,确保每一级节流后地面不生成水合物,确保气井安全平稳生产。

3 结论与建议

1)生产制度的优化对川渝页岩气井生产效果影响显著,采用“一级固定油嘴+二级笼套式节流阀”地面流程的精细控压生产技术能达到精细控压生产的目的,装置运行良好,井口压力下降平稳,产气量长期保持稳定,控压生产能增加单位压降产气量,对提高单井EUR发挥积极作用。

2)建议进一步开展控压生产技术参数研究,针对不同井设置不同地质条件的压降边界范围可达到精细控压生产目的,采用地质加井筒加地面三维一体化开发概念,形成适合川渝页岩气井的生产制度。

3)建议远传远控系统与川渝页岩气井生产后期各工艺一体化考虑,形成远传远控系统平台功能模块多样化的气井智能管理方式,涵盖川渝页岩气井生产的全生命周期。