页岩气平台中压工艺流程的现场应用与评价.pdf
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1、第41卷第3期OIL&GASGATHERING,T RA NSPO RT A T I O NA ND T REA T M ENT 油气储运与处理27页岩气平台中压工艺流程的现场应用与评价邱艳华1吴宇丨温庆 林宇杨建英何焱汪刚文斩1.中国石油西南油气田公司集输工程技术研究所,四川610041;2.四川长宁天然气开发有限责任公司,四川成都610051;3.四川页岩气勘探开发有限责任公司,四川成都6610051摘要:为解决川南页岩气地面集输系统面临的工艺流程复杂、地面建设投资高等难题,创新采用了优化简化的平台中压工艺流程,引入了智能精细控压、气液两相不分离计量、集中旋流除砂+分离组合等技术,并开展了
2、适应性研究分析及实施效果评价。研究结果表明:1)“固定式油嘴+笼套式调节阀”精细控压工艺使气井压降速率得到有效控制,压降速率低于0.1MPa/d;2)两相流量计30 d累计气相和液相计量数据与高级孔板阀和电磁流量计比对偏差分别在6%、10%以内;3)“集中旋流除砂+分离”组合工艺对井口砂砾起到较好的脱除效果,有效保护下游集气管线。结论认为,中压工艺流程主要技术指标达到设计要求,满足页岩气平台稳产期生产需求。关键词:页岩气;中压工艺流程;精细控压;两相不分离计量;旋流除砂;效果评价D0I:10.3969/j.issn.1006-5539.2023.03.005Field application
3、and evaluation of medium pressure processQIU Yanhua,WU Yu,WEN Qing,LIN Yu,YANG Jianying,HE Yan,WANG Gang,1.PetroChina Southwest Oil&Gasfield Company Gathering&Transportation Engineering Technology Institute,2.Sichuan Changning Natural Gas Development Co.,Ltd.,Chengdu,Sichuan,610051,China;3.Sichuan S
4、hale Gas Exploration and Development Co.,Ltd.,Chengdu,Sichuan,610051,ChinaAbstract:In order to solve the problems faced by the surface gathering and transportation system ofshale gas in southern Sichuan,such as complex process flow and high investment in surface facilities,aninnovative optimized and
5、 simplified platform medium pressure process flow scheme was introduced,andtechnical measures such as intlligent precision pressure control,gas-liquid mixed-phase metering,combination of centralized cyclone sand removal+separation were introduced.An adaptability researchanalysis and implementation e
6、ffect evaluation were then carried out.The research results indicate that:1)the pressure drop rate of gas wells are under effective control by the precision pressure control process of“fixed nozle+cage type control valve,with a pressure drop rate of below O.1 MPa/d;2)The deviationbetween the 30-day
7、accumulated gas and liquid phase metered data of the two-phase flow meter as compared罗彦力?成都flow scheme of shale gas platformWEN Zhan,LUO Yanli?Chengdu,Sichuan,610041,China;收稿日期:2 0 2 2-0 8-0 9基金项目:中国石油西南油气田公司应用项目“页岩气平台中压除砂工艺现场应用与评价研究”(2 0 2 2 0 30 5-15)作者简介:邱艳华(198 5-),女,河南周口人,高级工程师,学士,从事油气田地面集输研究工作
8、。E-mail:q i u y a n 0 32 0 16 3.c o m天然气与石油282023年6 月NATURALGAS ANDOILto the senior orifice fitting and electromagnetic flow meter is within 6%and 10%,respectively;3)Thecombination process of“centralized cyclone sand removal+separation has a good removal effect on thesand and gravel at the wellhead,
9、effectively protecting the gas gathering pipeline downstream.It isconcluded that the main technical indicators of the medium pressure process scheme meet both the designspecifications and the production requirements of the shale gas platform in the plateau production period.Keywords:Shale gas;Medium
10、 pressure process flow scheme;Precision pressure control;Two-phasemixed-phase metering;Cyclone sand removal;Effect evaluation0前言页岩气是以吸附和游离状态同时赋存在泥岩及页岩等地层中的天然气,开发页岩气需使用砂砾压裂液体积压裂工艺进行储层改造,与常规气不同,页岩气井具有单井产量较低、井口初期压力高、压力和产能衰减速度快、返排液含砂等气藏井口物性参数特征,直接影响地面工艺技术的选择2。根据开发页岩气所推行的“井工厂”3作业模式,页岩气平台设置2 8 口丛式水平井。目前,国
11、内页岩气地面工程通过研发和多轮实践已形成了标准化设计体系,实现了页岩气地面建设的模块化、撬装化、规模化和撬装重复利用。在页岩气井场地面工艺方面,生产稳定期的标准化设计普遍采用单井一对一高压除砂和分离计量高压工艺流程4,即排采期结束后井口压力降至2 6 MPa以内,接入正式生产流程,单井工艺物流首先进人高压除砂器,砂砾被滤砂筒截留后,气液两相通过针型阀节流降压至8.5MPa以内,进入气液两相分离器,分离出的气相经计量后外输至下游,液相经计量后排至采出液池。中国石油首个国家级页岩气示范区一一川南页岩气CN区块已经实现规模效益开发,但经过“十三五”期间的规模建产和经验积累,发现页岩气开发仍然存在单井
12、产量递减快、井场设备多、地面建设投资大、管线易失效等问题5。现有地面装置不能完全适应页岩气复杂多变的工况,突出表现在三方面6:高压流程采用放压式生产,易造成地下储层支撑剂大量回流,单井产量递减快;采用单井一对一高压除砂和分离计量高压工艺流程,井场设备数量多、流程复杂、地面建设投资大;高压除砂器除砂效果不佳,砂砾易造成管线失效。砂砾较多、井底污物较多或产生水合物时,砂筒易堵塞、变形、破损,除砂效率降低,砂砾易造成管线和设备失效。在页岩气开采低成本战略和提质增效的新形势下,对井场工艺进行优化简化研究,形成了新的中压工艺流程,引人了精细控压、气液两相流计量、集中旋流除砂+分离等新技术,并在川南页岩气
13、CN区块试验进行了首次试点应用。1平台地面工艺流程优化川南页岩气CN区块试验平台中压工艺流程采用“固定油嘴+笼套式调节阀降压+单井气液两相流计量+集中旋流除砂器和分离器组合分离”的平台生产新工艺。井口采用两级节流调压,第一级采用固定式油嘴将井口压力节流到2 0 MPa以内,第二级采用电动笼套式调节阀进一步将压力节流到8.5MPa以内。井口物流经两级降压后进入一对一气液两相流量计,实现单井不分离计量,多口井物流汇集后进入除砂器进行集中旋流除砂7,砂砾暂存于除砂器下部集砂罐中,定期排出。脱除砂砾后的物流进人气液两相卧式分离器分离,气相外输至下游平台,液相通过采出液管线去采出液池【。页岩气平台高压工
14、艺流程和中压工艺流程对比见图1。高压工艺流程中压工艺流程图1页岩气平台高压工艺流程和中压工艺流程对比图Fig.1 Shale gas platform high pressure process flow andmedium pressure process flow chart2#技术优化措施及实施效果2.1井口精细控压2.1.1技术原理利用“固定油嘴+笼套式调节阀”实现两级节流控压,根据井口压力选用合适的固定油嘴进行一级节流后9,经过电动/气动笼套式调节阀二级节流降压至输送压力,满足第一级节流为非临界流状态,第二级节流为临界流状态,根据设定的运行逻辑实时控制节流阀开度,达到控压生产的目的。
15、控制早期页岩气井生产压差,减少储层支撑剂回流,保护储层,保持地层压力10,延长气井稳产期,实现页岩气开采由“放压生产”向“控压生产 转变,提高单井气井评估最终采收率(EstimateUltimate Recovery,EUR)。第41卷第3期OIL&GASGATHERING,T RA NSPO RT A T I O NA ND T REA T M ENT 油气储运与处理2.1.2效果评价根据气藏工程要求,川渝页岩气井口压力下降速率控制在0.1MPa/d以下,并根据不同的井口压力区间,明确压降速率边界:当井口压力p20MPa时,压降速率边界0.0 7 0.1MPa/d;当井口压力10 MPa01
16、-1-100.010.03MPa/d相比,下降速率偏快。井口产量整体呈上升趋势,上升速率为0.0 2 8 10 m/d,拟合平均偏差为32%。该井产量目前平均为7.8 10 4m/d,投产前期压力下降速率基本满足要求,需要继续进行数据统计,跟踪井口压力在10 MPa以下的生产动态。(r-P.,u,01)/吾口#201510061-日期a9#井口压力曲线a)No.9 wellhead pressure curve图49#井口运行压力和产量变化趋势图Fig.4Wellhead operation pressure and production trend in No.9 well综上所述,“固定油
17、嘴+笼套式调节阀”的精细控压工艺使井口压降速率得到一定控制,各井压降速率均优于高压工艺流程放压式生产时的0.14MPa/d,基本实现页岩气井自动控压生产目标,对提高页岩气单井EUR、减少平台人员操作有积极作用,可应用于页岩气井。2.2气液两相不分离计量2.2.1技术原理两相流量计是以文丘里管为测量仪表,以气、液两相流模型为基础建立流量与差压的关系【13,无需分离,直接测量气、液流量,设备标称测量准确度为气相5%,液相10%。单井井口物流经两相流量计直接进表2 两相流量计主要参数表Tab.2Key technical parameters of two-phase flow meter设计压力/
18、操作压力/设计温度/操作温度/气相测量范围/MPaMPa8.51.5 7.5注:气相测量精度、液相测量精度均在10%10 0%测量范围情况下。日期b)9#井口流量曲线b)No.9 wellhead flow curve行气、液同步测量后多井物流汇合进入井场除砂器和分离器,极大优化简化了地面生产流程14。2.2.2效果评价川南页岩气CN区块试验平台共6 口井,参与测试的6 台两相流量计的测量结果通过48 5信号远传至站场远程终端控制系统(Remote Terminal Unit,RTU),由站场控制系统进行采集。以试验平台分离器后的孔板流量计作为两相流量计气相测量结果的比对参考,以分离器后的电磁
19、流量计作为两相流量计液相测量结果的比对参考。试验平台采用的两相流量计主要参数见表2。液相测量范围/80-19 70气相测量液相测量(10*m3.d-1)(m3.dt)0 21.60 144精度5%精度10%试验平台自2 0 2 1年10 月2 5日接人正式生产流程调试试运,截至2 0 2 2 年7 月2 3日,已投产运行9个月,期间共收集采集相关数据2 次。试运15d后采集生产稳定早期数据,从2 0 2 1年11月14日至2 0 2 2 年1月6 日期间生产平稳,单井产气量约6.2 10 4 12.0 410 4m/d,单井产液量约44.8 61.2m/d。46 d 采集32 2 组日产气量数
20、据,34d采集238组日产水量数据,气相和液相数据均以日累积量和10d、2 0 d、30 d、40 d 累计量进行比对。试运行8 个月后采集生产稳定后期数据,从2 0 2 2 年6 月2 2 日至2 0 2 2 年7月19日期间生产平稳,单井产气量约3.410 49.410*m/d,单井产液量约10.1 30.3m/d。2 8 d采集196 组日产气量数据,2 7 d采集18 9组日产水量数据,气相和液相数据均以日累积量进行比对。产气量比对见图5 6 和表3,产液量比对见图7 8 和表4。第41卷第3期OIL&GASGATHERING,TRANSPORTATIONANDTREATMENT油气储
21、运与处理3140%30%20%10%0-10%-20%-30%-40%Comparison deviation of daily gas production data of test platform(early stage of the plateau production period)0-2%4%-6%-8%-10%-12%Fig.6 Comparison deviation of daily gas production data of test platform(later stage of the plateau production period)表3试验平台气相累计产量数据比
22、对偏差表Tab.3Deviation of gas phase cumulative production data of test platform累计天数/d10203040Fig.7Comparison deviation of daily liquid production data of test platform(early stage of the plateau production period)200%150%100%50%0-50%Fig.8 Comparison deviation of daily liquid production data of test plat
23、form(later stage of the plateau production period)2345生产天数/d图5试验平台气相日产量数据比对偏差(稳产早期)44图6 试验平台气相日产量数据比对偏差图(稳产后期)两相流量计累计量/10*md-)397.635 3784.22291 200.880 11 513.582 540%30%20%10%0-10%-20%-30%-40%5生产天数/d孔板流量计累计量/(10*m.d-)431.781 6828.45561 276.308 81 574.393 622324562223生产天数/d图7试验平台液相日产量数据比对偏差图(稳产早期)5
24、生产天数/d图8试验平台液相日产量数据比对偏差图(稳产后期)892 69222223509比对偏差7.91%5.34%5.91%3.86%4449989元天然气与石油322023年6 月NATURALGAS AND OIL表4试验平台液相累计产量数据比对偏差表Tab.4Deviation of liquid phase cumulative production data oftest platform累计天两相流量计累计量电磁流量计累计量比对数/d(m3.d-t)101 066.08202.240.14303 115.12403 805.14由图5 6 和表3可看出,两相流量计气相计量日产量
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