ICS 75.020 CCS E 14
NB
中华人民共和国能源行业标准
NB/T 11045.1—2022
页岩气 排采工艺技术规范
第1部分：导则
Shale gas-Specification for drainage gas recovery technique-
Part 1 : Guidelines
2022—11—04发布
2023—05—04实施
国家能源局 发布 NB/T 11045.1--2022
目 次
前言引言
I
Ⅲ
范围规范性引用文件
1
2
3 术语和定义
一般要求 5排采工艺优选与设计 5.1工艺优选 5.2工艺设计 6排采工艺应用与维护 6.1优选管柱 6.2柱塞排采 6.3泡沫排采 6.4气举、射流泵排采排采工艺效果评价
4
7 NB/T11045.1—2022
前 言
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
NB/T11045《页岩气排采工艺技术规范》拟分为若干部分，本文件为第1部分。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由能源行业页岩气标准化技术委员会（NEA/TC26）提出并归口。 本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中石化石油工程技术研究院
有限公司、四川长宁天然气开发有限责任公司、中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司石油工程技术研究院、中国石油集团长城钻探工程有限公司、西南石油大学、中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司勘探开发一体化中心。
本文件主要起草人：王果、乐宏、余朝毅、张华礼、刘欢乐、向建华、王大江、王强、李昌绵、 于宝石、彭杨、孙志扬、熊杰、周朝、蒋泽银、郑瑞、赵玉龙、陈家晓、白璐、曹蕾、罗鑫、刘永辉、向超。
Ⅱ NB/T 11045.1—2022
引言
页岩气井经过大规模体积压裂，开井返排压裂液见气后方能投产。由于压裂液规模多达万方以上，难以在短时间内全部排出，页岩气井全生命周期都伴随压裂液的返排。页岩气井投产后普遍展现出初期井口压力高、排液量大，随后压力和产量快速递减，并长期处于低压、小产阶段的特点。国内外页岩气开发经验表明，排采工艺是提高页岩气预估最终可采储量的有效手段。在页岩气不同生产阶段，应采取针对性的排采工艺措施。页岩气绝大多数采用平台井开发模式且投产井数量众多，同时对经济效益开发的要求极为追切，开展排采工艺应用时，不仅需满足平台生产管理要求，还需要在批量实施前提下在管柱结构、地面配套条件等方面提前考虑，在达到经济性要求的同时，兼顾不同阶段的排采工艺实施要求。经过多年发展，排采工艺在国内页岩气田得到广泛应用，已形成了以优选管柱、柱塞、泡沫工艺为主体的技术体系，同时采用气举工艺作为应对气井停喷或携液困难时的辅助措施，对于降低页岩气递减率、提高采收率发挥了关键作用。结合特定区块特点还开展了电潜泵、射流泵工艺现场应用，获得了一定技术认识和工艺效果；个别区块还开展了涡流排采工艺初步研究和现场试验，丰富了排采工艺技术体系。但由于缺乏统一的标准规范指导页岩气排采工艺的选择及实施，针对不同页岩气井，排采工艺实施效果差别较大甚至无效，既不利于推广工艺技术，也不利于气井采收率的提高。制定本文件的目的在于规范指导页岩气全生命周期排采工艺的选择和实施，为提升工艺效果、实现页岩气规模效益开发提供技术支撑，同时也可为致密气等其他非常规气的开发提供参考。
由于目前已有多种排采工艺应用于页岩气中，为系统性地规范页岩气排采工艺的选择与实施， NB/T11045《页岩气排采工艺技术规范》拟由导则及各排采工艺对应标准组成，并将在后期不断扩充与完善。现阶段暂由以下三个部分组成。
第1部分：导则。目的在于确立页岩气排采工艺实施的总体原则和相关规则。 一第2部分：柱塞排采。目的在于确立页岩气柱塞排采工艺的实施作法要求。 -第3部分：泡沫排采。目的在于确立页岩气泡沫排采工艺的实施作法要求。
一
III NB/T 11045.1—2022
页岩气排采工艺技术规范
第1部分：导则
1范围
本文件规定了页岩气排采工艺实施过程中的一般要求、排采工艺优选与设计、应用与维护及效果评价等环节的相关规则。
本文件适用于页岩气井压裂结束转人采气阶段后排采工艺的实施。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
SY/T5863 潜油电泵起下作业方法 SY/T 6525 泡沫排水采气推荐作法 SY/T6989带压作业技术规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
排采工艺 drainage gas recovery technique 页岩气压裂结束转人采气阶段后，利用气井自身能量，并结合物理、化学等方法排出井筒积液，
降低井底回压、维持气井正常生产的采气工艺方法及管理措施。 3.2
优选管柱 optimum pipe string 优选生产油管尺寸、材质和管柱结构，优化下入深度和时机，改善气水在井筒中的流动状态，使
气井能够连续自喷生产的工艺方法。
4一般要求
4.1页岩气主体排采工艺选择应符合技术长期有效和经济的原则，综合气井生产动态、井简及地面配套条件，以平台为单位实施，同一平台宜选用相同工艺。 4.2页岩气场站设计宜考虑排采工艺自动化控制需求，预留信息传输线缆和数据接口。 4.3地面流程应为排采工艺实施创造条件，宜预留气举气源接口及化学药剂加注口，采气井口主通径应与油管内径保持一致，生产翼宜配置四通，油套宜连通。 4.4排采工艺实施前应监测气井生产参数变化，介人时机应适应页岩气井产量、压力快速递减的特 NB/T 11045.1—2022
征，实施后应开展工艺效果评价。
5排采工艺优选与设计 5.1工艺优选 5.1.1推荐优选管柱、柱塞排采、泡沫排采工艺为主体工艺。 5.1.2进人采气阶段且具备自喷能力的气井，待采用套管生产和气井自喷能力降低后，优先选用优选管柱排采工艺，随后采用柱塞排采、泡沫排采或涡流排采工艺。井口主通径与油管、短节内径一致的气井，优先选用柱塞排采工艺。 5.1.3进入采气阶段且不具备自喷能力的气井，选用气举、电潜泵或射流泵排采工艺进行强排，待见气后，根据产液量和产气量情况，再决定继续沿用现有工艺或选用柱塞、泡排、涡流工艺。 5.1.4气井积液严重无法正常生产或水淹停产时，宜选用气举、电潜泵或射流泵排采工艺。 5.1.5柱塞排采工艺选井原则如下：
a）生产管柱通畅无穿孔，不出砂或出砂较少； b）井口主通径应与油管、短节内径-一致； c）产液量小、气液比高、地层压力充足。
5.1.6泡沫排采工艺选井原则如下：
a）井口压力、气液产量出现周期性波动： b）已下油管且油套连通，井下管柱结构完好： c）产液量小、流体性质满足起泡要求。
5.1.7气举排采工艺选井原则如下：
a）气井自喷带液困难： b）水淹停产； c）柱塞。泡沫，涡流等工艺措施运行困难。
5.1.8涡流排采工艺选井原则如下：
a）气井处于积液状态但具有自喷能力； b）页岩气井动液面应在工具设计深度以上： c）油管为非气密封扣油管； d）产液量小、气液比高。
5.2工艺设计 5.2.1．优选管柱 5.2.1.1工艺设计应包括油管尺寸、油管材质、油管下入深度、管柱结构等内容。 5.2.1.2油管尺寸选择应综合考虑理论最大产气量、井筒压力损失、抗气体冲蚀能力、后续工艺实施、作业通道等因素。 5.2.1.3油管材质应适应井内流体介质，并具备抗细菌腐蚀的能力。 5.2.1.4油管下人深度应综合考虑长水平段携液和产能释放需求，同时避免砂埋等工程风险。 5.2.1.5管柱结构应满足柱塞排采、泡沫排采、涡流排采等工艺实施要求，可预置回音标、工作筒等工具；柱塞卡定器坐放工作筒下深宜在井斜55°～60°，柱塞井下带缓冲弹簧工作简下深宜在井斜 70°左右；油管内径应保持一致。 5.2.1.6推荐采用带压作业下人管柱，作业按照SY/T6989的规定执行，作业前应开展井筒清洁作业。
2 NB/T 11045.12022
5.2.2柱塞排采 5.2.2.1工艺设计应包括井下限位器类型与下人深度、柱塞类型、井口流程、控制器类型等内容。
5.2.2.2柱塞类型选择应考虑气液比、出砂、偏磨、大斜度井段漏失等因素，适应页岩气井特点。 5.2.2.3柱塞井口设备承压等级应不低于气井最高关井压力1.25倍，开关井控制阀、柱塞防喷管和捕捉器组成的生产流程宜采用整装式结构。 5.2.2.4开关井控制阀宜优先选用电动阀，如选用气动薄膜阀，气源宜来自仪表风设备或采气树非化学药剂加注端。 5.2.2.5平台实施柱塞排采工艺时，宜优选多井集中控制器，控制器应具备防爆认证和根据压力、产
量变化智能调整运行参数的功能。 5.2.2.6投放井下限位器应使用大斜度投放工具。 5.2.3泡沫排采 5.2.3.11 设计应包括起泡剂、消泡剂评价与选择、工艺流程设计、加注设备选择等内容。 5.2.3.2起泡剂、消泡剂人井前应按照SY/T6525的规定开展性能评价及配伍性评价，起泡剂、消
泡剂应与杀菌缓蚀剂配伍。 5.2.3.3综合考虑平台集输工艺及管理模式，起泡剂、消泡剂加注装置宜采用自动化撬装装置，具备
自动配液、自动加注控制、自诊断报警、远传远控等功能，实现平台整体加注。 5.2.3.4起泡剂、消泡剂加注装置应相互联动。 5.2.4气举、电潜泵、射流泵、涡流排采 5.2.4.1气举工艺设计应包括气源、注气方式、注气压力、注气量、地面配套等内容，气举设备宜选
用车载式或撬装式压缩机。 5.2.4.2电潜泵工艺设计应包括工作排量、总扬程、泵挂深度、额定功率、最大投影尺寸等内容，电
潜泵入井前应按照SY/T5863的规定，对机组各部件进行测试、检查，并采用全尺寸模拟机组通井规通井至设计泵挂位置。人井过程中应严格控制油管下放速度。 5.2.4.3射流泵工艺设计应包括管柱组合、泵挂深度、动力液性质、动力液排量与工作压力、泵芯喷
喉比等内容，射流泵工艺管柱入井前应开展井筒清洁作业，如采用单管工艺管柱，应采用外径大于封隔器外径3mm～4mm、长度不小于封隔器长度的通井规通井至设计泵挂深度，并对封隔器设计坐封
位置上下50m范围内刮管3次以上；动力液应加人杀菌缓蚀剂。 5.2.4.4涡流排采工艺设计应收集井底气体密度、液体密度、产气量、产液量、井筒温度分布、井筒
压力分布等数据，设计应包括不同结构参数的工具总压降、最优结构参数组合、工具作用距离、工具下入位置与级数等内容。
6排采工艺应用与维护 6.1优选管柱 6.1.1套管生产初期，应分析预测生产动态变化，在生产波动前下入生产管柱。3500m以浅页岩气井
口压力宜不低于10MPa，3500m以深页岩气井口压力宜不低于17MPa。 6.1.2生产过程中除开展产量、压力监测外，还应监测硫酸还原菌含量，预防细菌腐蚀。
3 NB/T 11045.1—2022
6.2柱塞排采 6.2.1监测气井产量、压力变化情况，当产量降至气井1.2倍临界携液流量时实施柱塞排采工艺。 6.2.2工艺投运后，应监测柱塞上行及下行时间，优化柱塞开关井制度，同时避免井间干扰。 6.2.3依据柱塞到达井口时油压变化情况，调整柱塞类型；同时，监测井口油套压差变化情况，调整井下限位器类型及深度。 6.3泡沫排采 6.3.1监测气井产量、压力变化情况，当产量降至气井1.2倍临界携液流量时实施泡沫排采工艺。 6.3.2监测分析气井生产和消泡情况，调整起泡剂和消泡剂的加注量和加注周期。 6.4气举，射流泵排采 6.4.1在需要频繁开展气举的平台，井间注气流程宜相互连通，满足切换气举井的要求。 6.4.2开展射流泵排采工艺时，井口返出的动力液应经过沉淀、过滤、杀菌后才能二次利用。
7排采工艺效果评价
7.1工艺效果评价的目的是评价工艺应用整体情况，及时优化调整工艺类型和工艺参数，提高工艺应用效果。应全面考虑关井产能恢复、外输压力变化、井口节流控制变化、间歇气举实施情况及增压实施情况等对产量的影响。 7.2工艺效果评价包括单井工艺效果评价和平台工艺整体效果评价。单井工艺效果应从油套压差、 气井产气量递减率、增产气量等方面开展评价：平台工艺整体效果应从平台产气量递减率等方面开展评价。 7.3对比评价期内工艺实施前后油套压差、产气量递减率变化情况，其一有效，则认为工艺有效。 7.4评价期内平均油套压差低于工艺实施前同时长内平均油套压差，则说明工艺有效，油套压差越低，工艺效果越好。 7.5评价期内产气量递减率如果低于工艺实施前同时长内产气量递减率，则说明工艺有效，递减率越低，工艺效果越好。 7.6.增产气量计算方法如下：
a）增产气量按日计算，等于考虑递减条件下实施工艺后日产气量与基础产气量的差值，若差值
小于0，不计增产气量，基础产气量等于措施前20d或设定时间内的日均产气量； b）增产有效期为工艺实施后日产气量大于基础产气量的天数： c）累计增产气量为工艺实施后有效生产天数所对应的日增产气量之和。
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