标准规范下载简介
NB／T 11045.1-2022 页岩气 排采工艺技术规范 第1部分：导则.pdfICS 75.020 CCS E14
中华人民共和国能源行业标
DB5301T 73-2022 湿地修复技术指南.pdfNB/T 11045.1—2022
页岩气排采工艺技术规范
NB/T 11045.12022
前言 引言 . 范围 规范性引用文件 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
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页岩气排采工艺技术规范 第1部分：导则
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 价等环节的相关规则。 本文件适用于页岩气井压裂结束转入采气阶段后排采工艺的实施。
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/T6525泡沫排水采气推荐作法 SY/T6989带压作业技术规范
下列术语和定义适用于本文件。 3.1 排采工艺drainagegasrecovery 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optimumpipestring 优选生产油管尺寸、材质和管柱结构，优化下人深度和时机，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。
4.1页岩气王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、井筒及地面 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
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征，实施后应开展工艺效果评价。
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进人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柱赛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。
5.2.1.1工艺设计应包括油管尺寸、油管材质、油管下人深度、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筒下深宜在井斜 70°左右；油管内径应保持一致。
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
5.2.3.1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，射流泵工艺管柱人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 下人位置与级数等内容。
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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DBJD25-96-2020标准下载，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。
6.3.1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米工艺。 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。
7.1 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EPDM塑胶地垫施工方案，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。
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。