石油圈
彭水区块位于四川盆地与雪峰隆起之间的武陵褶皱带上，目前已完钻页岩气水平井4 口，从完钻井注入/压降测试结果来看，彭水区块地层压力系数为0.92~0.96，属常压- 低压页岩气藏，水平井经压裂改造后，地层压力迅速下降，无法直接实现自喷，必须借助人工举升方式进行排采。彭水区块前期的排采方式为电潜泵排水采气、氮气气举排水采、同心管射流泵排水采气，但每种排水采气工艺都有一定的缺点。电潜泵排水采气因地层产液量低、地层出砂等原因，造成电潜泵频繁停机，例如：PYHF-3井自2013年投产至今共经历了2次检泵作业、3次解堵作业，主要原因是在生产过程中，因地层产液量低、地层返吐物无法排出导致电潜泵频繁欠载、过载停机，影响页岩气井的连续性排采；氮气气举排水采气主要用于排采井初期的诱喷，但彭水区块因地层压力系数低无法实现诱喷，连续氮气气举排水采气会造成成本费用的增加。
为了克服电潜泵排水采气、氮气气举排水采气举升工艺的不足，研制了常压页岩气井自生气气举新技术。该技术优选了气举工艺流程并采用单井自产气作为气举气源，并进行了气举井注气压力敏感性分析和气举排液采气工艺设计，在PYHF-3井的成功应用既节约了生产成本，又实现了页岩气生产井的连续性排采。
1 井口流程设计
采用本井自产气作为气举气源，在井口设置小型压缩机对本井自产气进行增压气举排液，实现单井增压气举排液生产。井口流程见图1。
图1.PYHF-3 井自生气气举排液工艺流程图
2 气举排液采气井下管柱设计
PYHF-3井地层产出的气液混合物通过井下油管到达地面井口流程，气液混合物经过套管四通中心管、油管四通中心管、油压控制管路沿图1 所示箭头方向到达气液分离器，经过气液分离器分离后，液体进入地面排污池，从分离器的顶部排出气体分为两部分，一部分气体沿地面管线进入CNG站，另外一部分气体作为本井气举的气源沿地面流程进入气体增压装置，气体经过增压装置增压后沿图1 所示箭头方向到达套管阀门进入油套环形空间，在不同的压力点分别打开不同的气举阀进行气举，井下油管的液体被举升至地面流程再次进行循环。
2.1 气举管柱结构
根据该井情况，气举排液采气选用开式气举管柱。井下管柱结构见图2。
图2.PYHF-3 井气举管柱结构示意图
2.3 气举阀及管柱参数设计
2.3.1 气举管柱优化
根据Turner 模型，液滴在管内流动过程中，受到向下的重力和向上的气流拖曳力的共同作用。当液滴处于相对静止状态悬浮于气井井筒中时，液滴在井筒中的沉降速度和气流对液滴的举升速度相等，于是携带液滴的最低气流速度为
νg= ［4g（ρ1-ρg）dm/（3Cdρg）］0.5 （1）
式中，νg 为气井携液临界流速，m/s；ρ1为液体密度，kg /m3 ；ρg为气体密度，kg /m3 ；dm 为液滴直径，m；Cd 为拽力系数，通常取0.44。
液滴自身在气流中同时受到2种力的作用：一种是使液滴破碎的惯性力，另一种是使液滴保持完整性的表面张力。韦伯数综合考虑了这些力的影响，当韦伯数位于20~30的临界值时，液滴将会破碎，取30作为存在稳定液滴的极值，于是可得最大液滴直径为
dm=30σ/（ρgνg2） （2）
将式（2）代入式（1），得到携带最大液滴的最小气体流速为
νg= 5.5［σ（ρ1-ρg） /ρg2］0.25 （3）
为提高与现场实际数据的接近程度，取18% 的安全系数，于是临界携液流速为
νg= 6.5［σ（ρ1-ρg） /ρg2］0.25 （4）
气井的临界携液流量为
Qg=2.4×104×Apνg/（ZT） （5）
式中，Qg为气井临界携液流量，104m3/d；A为油管横截面积，m2；p为压力，MPa；T为井底温度，K；Z为氮气压缩因子。应用该模型计算出不同管径、不同井口压力下气井临界携液流量和摩阻压降，见表1。
表1.不同管径和不同压力下气井的临界携液流量和摩阻压降数据
经过临界携液流量理论模型计算，当井口压力为3MPa，管柱直径为60.3mm时，气井的临界携液流量为0.4896×104m3/d，管柱直径为48.3mm时，气井的临界携液流量为0.2694×104m3/d，φ60.3mm管柱的临界携液流量大于同一井口压力下φ48.3mm管柱的临界携液流量；而当管柱直径为42.2mm时，管柱临界携液流量为0.204×104m3/d，摩阻压降为1.365MPa，相比管柱直径为48.3mm时的临界携液流量并未明显降低，而摩阻却明显增大，故选用φ48.3mm管柱作为PYHF-3井的管柱。
PYHF-3井优选的速度管柱外径为48.3mm，壁厚3.68mm，内径为40.89mm， 内截面积为0.001312m2，油管接箍外径55.88mm，钢级为N80，接头连接强度为169.87kN。
2.3.2 气举阀参数设计
PYHF-3井套管直径为139.7mm，油管直径为73mm，地层压力25MPa，地层水密度1.0kg/m3，气举垂深2900m，注气压力10MPa，地层温度80℃，井口温度30℃，注入气密度0.6011~0.6782kg/m3，日排液量20m3，日注气量1.0×104m3/d，按照井口回压0.5MPa对各级气举阀进行设计，气举阀设计结果见表2。
表2.不同孔径、不同下入垂深下气举阀打开压力
3 气举参数设计
PYHF-3井2014年2月1日日产气1.1×104m3，日产液10~15m3，井口回压0.3~0.5MPa，井口温度30℃，设计举升深度2450m，对该井注气压力进行气举敏感性分析，选取最佳注气压力，气举注气压力敏感性分析计算基础数据见表3。依据表3 的基础数据，分别对井口注气压力为6、7、8、9、10MPa时进行了气举敏感性分析，分析表明，满足气井气举举升深度的需要，井口注气压力应不低于9MPa。
表3.气举注气压力敏感性分析计算基础数据
4 现场试验及效果分析
PYHF-3井位于上扬子盆地武陵褶皱带桑柘坪向斜核部，压力系数大于1，地层能量充足。投产1079d，实际生产天数714d，早期作业频繁，通过使用凝胶色谱进行了分子量的测定，该井返排物是一种分子量350万以上的含有羧酸或醇羟基、酰胺基团的水溶性高分子聚合物材料。堵塞物为钻井过程中的堵漏剂、钻井液、压裂液形成的高分子聚合物。电潜泵排水采气不适应该井生产。
2014年2月在PYHF-3井进行了自生气增压连续气举工艺现场应用。该井措施前日产气9613.97m3，日产液18.32m3，自生气增压连续气举在该井应用后日产液51.37m3，日产气17424.65m3，日增产气体7811m3。目前该井日产气9156m3，日产液11.97m3。该井2013年3月投产至2016年5月已累计产气8063298m3，累产液29020.29m3，返排率达62.23%。
5 结论
（1）常压页岩气井自生气气举技术采用单井自产气作为气举气源进行气举生产，既节约了生产成本，又克服了电潜泵排水采气、氮气气举排水采气举升工艺的不足，实现了页岩气生产井的连续性排采。该技术为国内常压页岩气的开发提供了一种新的排采工艺，具有重要的推广应用价值。
（2）常压页岩气井自生气气举技术的气源采用本井自产气，当本井的日产气较低时，影响了该井外输气量，建议使用该技术时要根据本井的自身条件进一步论证技术的适应性。
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