页岩气平台中压工艺流程的现场应用与评价.pdf

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 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 Shale 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 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 effect 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 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。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,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 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。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 MPa01-1-100.010.03MPa/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/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 platform(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数据约7 9.7%的数据偏差在10%以内,2 0.3%的数据偏差超过10%。10 d、2 0 d、30 d、40 d 累计产气量数据偏差分别为7.9 1%、5.34%、5.9 1%、3.8 6%，偏差均在10%以内。由图7 8 和表4可看出，试验平台两相流量计液相计量日产量数据生产稳定早期偏差范围为31.7 7%34.56%，随着气井产液量下降，生产稳定后期日偏差逐步变大,具有一定的随机性。10 d、2 0 d、30 d、40 d 累计产液量数据偏差分别为6.36%、3.6 7%、0.42%、0.8 3%，偏差均在10%以内。2.3集中旋流除砂+分离2.3.1技术原理集中旋流除砂器由筒体、封头和内部旋流分离原件组成，技术原理是利用旋流管在压力推动下产生离心力，促使固体颗粒向旋流管的内壁移动，沿着旋流管内壁运动到旋流管底部排出，流体则反向流向轴中心，并由出口进人下游流程15。旋流除砂器结构紧凑，易于多井物流集中除砂,内构件不易变形失效16。2.3.2效果评价目前,页岩气砂砾监/检测方法主要有在线取样法和声学法。在线取样法需要在竖直管道上预先安装取样阀,并且取样阀前后应有3倍管道内径的直管段，本试验平台的除砂分离撬装设备不具备取样条件，本次评价选用声学法进行砂砾流量监测并通过计算得到设备的除砂效率。除砂效率计算公式见式（1）。M,-M2m=M,式中n为除砂器或分离器除砂率;M，为除砂器或分离器进口砂粒累积量，g;M,为除砂器或分离器出口砂粒累积量，%。本次评价利用声波砂砾监测仪对试验平台井口、除砂器出口、分离器出口的单日砂量进行了监测，采集了试验平台14d的砂量数据、生产数据。试验平台各单井日产砂量见表5。除砂器出口单日累计砂量11.8 g，分离器出口单日累计砂量0.2 g。表5试验平台各单井日产砂量表(m3.d-1)偏差1 138.4806.36%2.325.5903.67%3 128.3130.42%3 837.1250.83%(1)Tab.5IDaily gravel production of each single well on the testplatform井号1#2#6#7#8#9#合计由表5分析可得，试验平台井口1#、2#、6#、7#、8#、9#的单日总产砂量48 4.7 g，除砂器出口单日累计砂量11.8g,分离器出口单日累计砂量0.2 g,单台除砂器除砂率为97.5%，中压撬（除砂器+分离器）整体除砂率为99.9%。声学法作为一种非接触式监测手段，具有对砂量变化趋势敏感，可实现实时监测的优点，但由于监测结果受探头安装位置影响较大，且缺少成熟的方法对监测仪进行校准,因此数据的准确性不高，目前可作为一种便捷的定性监测手段。为了更直观地反映除砂器和分离器对砂砾整体脱除效果，通过对试验平台试运行期间易冲蚀部位开展定点测厚及数字X射线检测，监控壁厚减薄速率及管道缺陷情况，辅助判断中压流程的除砂、防砂效果。根据页岩气平台站场失效统计数据及生产经验，管道砂砾冲蚀严重的时间段为开井初期前3个月，冲蚀严重的部位通常位于气相和液相的砂砾迎冲面、流体变向、流体节流、管道变径等位置17。选取两相流量计前弯头、三通等11处易发生冲蚀位置开展为期3个月的定点测厚跟踪，进行壁厚变化比对分析，选取气相管道5处、液相管道3处开展数字X射线检测，检测是否存在缺陷18,数据见表6 7。由表6 7 分析可得，投产初期前3个月平台易冲蚀点未发现壁厚异常减薄和管道缺陷情况，表明“旋流除砂+常压排砂+气液分离”的工艺对砂砾有较好的脱除效果,减少了砂砾对气/液管道和管件的冲蚀19。日产砂量/g0.3390.60.50.474.318.6484.7不同时间的管件壁厚/mm第41卷第3期OIL&GASGATHERING,TRANSPORTATIONANDTREATMENT油气储运与处理33表6易冲蚀部位定点测厚结果表Tab.6Results of fixed-point thickness measurement for erodible parts测厚部位两相流量计入口弯头1#两相流量计出口迎冲面7#两相流量计出口迎冲面除砂器人口弯头除砂器出口弯头分离器出口弯头分离器排液口弯头冲砂管线1号三通冲砂管线2 号三通分离器排液至总管三通冲砂管线弯头表7 数字X射线检测结果表Tab.7Digital X-ray test results检测部位1#采气管线两相流量计前弯头汇管至除砂器进口弯头1#采气管线与汇管连接处7#采气管线与汇管连接处分离器后法兰连接处弯头分离器排液管第一个阀门前弯头分离器排液管与除砂器排液管连接处三通分离器排液旁通管与冲洗积砂器排液管连接处阀门后弯头CNH36A-CSQPW-1W-1注：ND表示固有缺陷。3总体经济效益评价3.1平台建设总投资降低平台中压工艺流程与高压工艺流程相比,中压工艺流程优化简化了工艺，6 井式平台地面工程总费用降低167.83万元，节约15.1%，平均单井地面投资降低2 8 万元。由于评价平台中压工艺流程是试点应用，未形成规模采购效益，因此规模化采购后投资具备继续下降空间2 0。6 井式平台建设投资对比见表8。壁厚减薄量/mm2021-10-242021-12-0815.8315.5518.8718.7319.5319.4321.4021.2821.0320.937.657.5510.7010.6512.0011.9011.8011.7311.2311.108.878.87检测部位编号CNH36A-J1-1CNH36A-YLQZG-1W-1CNH36A-YLQZG-2ST-1CNH36A-YLQZG-5ST-1CNH36A-FLQYLQ-1 W-1CNH36A-FLQPW-1W-1CNH36A-FLQPW-4ST-1表8 6 井式平台建设投资对比Tab.8Comparison of the development costs of the platform with 6wells项目设备购置费/万元794.98主材费/万元82.08安装工程费/万元68.39建筑工程费/万元167.81合计/万元1 113.262021-01-1315.5018.7319.3721.2520.907.5510.7011.8711.7311.108.80缺陷缺陷定量缺陷腐蚀深度描述/mmND无ND无ND无ND无ND无ND无无无ND无ND无高压工中压工艺流程艺流程658.9873.8761.55151.03945.430.330.140.160.150.130.100.130.070.130.07位置/mm无无无无无无无无无无无无无无投资减少百分比17%25%10%10%15%天然气与石油342023年6 月NATURALGAS ANDOIL3.2#井站建设全面优化简化平台工艺优化简化效果显著。平台撬块、设备、管件、焊口的数量减少约8 0%，厂内组撬和现场安装均实表96 井式平台中压流程优化简化成效表Tab.9 Optimization and simplification of medium pressure flow for platform with 6 wells项目撬装数量/套压力容器数量/台安全阀数量/台液位调节阀数量/台撬内管件数量/个DN 150DN 100DN 80DN 50DN 15 32厂内组撬工时/h现场施工周期/d4结论智能精细控压、气液两相不分离计量、集中旋流除砂+分离组合平台中压工艺流程主要技术指标达到生产要求，满足页岩气井相对稳产期生产需求，实现了平台节省投资、工艺优化简化、建设效率提升、安全水平与无人值守水平提升，提质增效成果显著。1）“固定油嘴+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、液相计量数据与高级孔板阀、电磁流量计比对偏差均在10%以内。3）“集中旋流除砂+分离”组合技术对井口砂砾脱除效果较好，有效保护下游集气管线。参考文献：1汤林，宋彬,唐馨，等.页岩气地面工程技术M.北京：石油工业出版社，2 0 2 0.TANG Lin，SO NG Bin，T A NG Xin，e t a l.Su r f a c eengineering technology for shale gas M.Beijing:PetroleumIndustry Press,2020.2孙焕泉，周德华，蔡勋育，等.中国石化页岩气发展现状与趋势J.中国石油勘探,2 0 2 0,2 5（2）：14-2 6.SUN Huanquan,ZHOU Dehua,CAI Xunyu,et al.Progressand prospect of shale gas development of Sinopec J.ChinaPetroleum Exploration,2020,25(2):14-26.现了大幅减少，场内组撬工程量减少约9 0%，现场施工周期缩短5d。6 井式平台中压工艺流程优化简化成效，见表9。高压工艺流程中压工艺流程73133122614220422168一961484191 92024830253梁光川，余雨航,彭星煜.页岩气地面工程标准化设计J.天然气工业,2 0 16,36(1)：115-12 2.LIANG Guangchuan,YU Yuhang,PENG Xingyu,et al.Standardized surface engineering design of shale gas reservoirsJ.Natural Gas Industry,2016,36(1):115-122.4】陈冠举.中国页岩气地面集输工艺技术研究J.现代化工,2 0 18,38(8):18 5-18 8.CHEN Guanju.Study on ground gathering and transportationtechnologies of shale gas in China J.Modern ChemicalIndustry,2018,38（8):18 5-18 8.5涂敖，王圣，谢奎.页岩气多井组平台地面测试工艺流程优化研究J.钻采工艺,2 0 2 1,44（4）：7 3-7 6.TU Ao，W A NG Sh e n g，XIE K u i.Re s e a r c h o n t h eoptimization of surface well testing system for shale gasmulti-well padJ.Drlling&Production Technology,2021,44(4):73-76.6陈晓勤，李金洋页岩气开发地面工程M.上海：华东理工大学出版社,2 0 16.CHEN Xiaoqin,LI Jinyang.Surface engineering of shale gasdevelopment M.Shanghai:East China University of Scienceand Technology,2016.7】刘建亮，王亚莉，陆家亮,等中国页岩气开发效益现状及发展策略探讨J断块油气田，2 0 2 0，2 7（6）：684-688.LIU Jiangliang,WANG Yali,LU Jialiang,et al.Discussionon internal rate of return status and development strategy ofChina shale gasJ.Fault-Block Oil and Gas Field,2020,减少百分比57.1%76.9%83.3%83.3%87.2%87.1%16.7%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(6):684-688.8何思宏.K页岩气田集输与处理方案适应性分析D.北京：中国石油大学，2 0 16.HE Sihong.The Adaptability analysis of K Shale gas playgathering and treating schemes D .Be i j i n g:Ch i n aUniversity of Petroleum,2016.9吴瑞英，龙吉昌，黄尹剑，等页岩气开发现状及前景分析J山东工业技术，2 0 18,37(7)：96.WU Ruiying，LO NG Ji c h a n g,H U A NG Yi n j i a n,e t a l.Current situation and prospect analysis of shale gasdevelopmentJ.Shandong Industrial Technology,2018,37(7):96.10刘雨舟浅析页岩气地面工程技术现状及发展趋势J.石油与天然气化工，2 0 19，48（3）：6 6-7 1.LIU Yuzhou.Analysis on present status and developmenttrend of shale gas ground engineering technology J.Chemical Engineering of Oil and Gas,2019,48(3):66-71.11杨洲页岩气开发地面配套集输工艺技术分析J中国新技术新产品，2 0 19,2 7(2 1）：6 2-6 3.YANG Zhou.Technical analysis of surface matchinggathering and transmission process for shale gas developmentJ.New Technology and New Products of 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4-2 30.ZHU Lixia,LUO Jinheng,LI Lifeng,et al.Cause analysisfor internal corrosion thinning of corner elbow for shale gastransportation J.Su r f a c e T e c h n o l o g y，2 0 2 0，49(8):224-230.18谢明,唐永帆,宋彬,等页岩气集输系统的腐蚀评价与控制一一以长宁一威远国家级页岩气示范区为例J.天然气工业，2 0 2 0，40(11）：12 7-134.XIE Ming,TANG Yongfan,SONG Bin,et al.Corrosionevaluation and control of a shale gas gathering andtransportation system:A case study of the Changning-Weiyuan national shale gas demonstration area J.NaturalGas Industry,2020,40(11):127-134.19吴贵阳，谢明，胡红祥页岩气采气管线材料L360N钢的含砂冲蚀行为研究J石油与天然气化工，2 0 2 0，49(5):63-69.WU Guiyang,XIE Ming,HU Hongxiang.Study on sanderosion behavior of L360N pipeline steel in shale gasproduction J.Chemical Engineering of Oil and Gas,2020,49(5):63-69.20黄伟和，刘海页岩气一体化开发钻井投资优化分析方法研究J中国石油勘探，2 0 2 0，2 5（2）：51-6 1.HUANG Weihe,LIU Hai.Research on optimization analysismethods of drilling investment in integrated development ofshale gasJ.China Petroleum Exploration,2020,25(2):51-61.