白曉弘，王曉榮，趙彬彬，姚 堅(jiān)

（1.長慶油田分公司油氣工藝研究院，西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，西安 710018）

長慶氣田屬于典型的低壓、低產(chǎn)、低滲致密氣田，為提高氣井單井產(chǎn)量，目前水平井已成為主要的開發(fā)方式，其初期單井產(chǎn)量可達(dá)直井的3 倍。與直井相比較，水平井改造規(guī)模大，入地液量多，壓裂液返排難，投產(chǎn)后如不及時(shí)排出壓裂液會影響氣井生產(chǎn)。同時(shí)，隨著生產(chǎn)時(shí)間延長，氣井能量逐漸衰減，攜液能力減弱，就會造成水平井井筒積液，后期生產(chǎn)將面臨排水采氣問題。國內(nèi)開展水平井泡沫排水、氣舉、優(yōu)選管柱等工藝措施已取得一定效果[1-4]，但這些工藝措施主要是排出懸掛封隔器以上的積液，斜井段和水平段的大部積液并未排除，仍影響氣井正常生產(chǎn)。因此，對于水平井的氣水流動規(guī)律、不同井段攜液能力、排水采氣工藝適用性等問題，還需要進(jìn)一步研究。筆者運(yùn)用成熟的直井模型和新建的斜井段計(jì)算模型，探索水平井氣水流動規(guī)律，找出井筒中最易積液位置，優(yōu)選出適合長慶致密氣田的排水采氣技術(shù)。

1 長慶氣田水平井生產(chǎn)現(xiàn)狀

自長慶氣田開發(fā)以來，為提高氣井產(chǎn)量，開發(fā)方式由 “直井—叢式井” 向 “叢式井、水平井并重” 轉(zhuǎn)變。截止2017年底，長慶氣田自營區(qū)累計(jì)完鉆1 000 余口水平井，均采用水力噴射或裸眼封隔器壓裂生產(chǎn)一體化管柱。經(jīng)過近幾年來對生產(chǎn)情況的總結(jié)，發(fā)現(xiàn)水平井在生產(chǎn)中存在以下問題：①水平段有多級滑套球座，同時(shí)直井段主要為Φ88.9 mm 及以上管柱，攜液能力較差；②水平段、斜井段都有工具，不利于排水采氣工具的下入，同時(shí)封隔器不利于起泡劑的加注，影響泡沫排水效果。截至2017年底，長慶氣田積液水平井100 余口，占總井?dāng)?shù)約12.9%，產(chǎn)量遞減率基本在30%以上。隨著水平井產(chǎn)量的遞減，積液井將逐年增加，急需開展水平井排水采氣技術(shù)研究和試驗(yàn)。

2 國內(nèi)外水平井排水采氣技術(shù)現(xiàn)狀

2.1 國外現(xiàn)狀

目前國外水平井排水采氣技術(shù)主要包括泡排、氣舉、柱塞舉升、優(yōu)選管柱、電潛泵、螺桿泵等，每項(xiàng)工藝措施都有應(yīng)用，與直井排水采氣工藝基本相似，主要區(qū)別是積液機(jī)理和井筒流動規(guī)律，目前國外水平井還沒有形成主體的排水采氣技術(shù)[5]。

2.1.1 理論研究

國外理論研究[6]認(rèn)為，水平井段積液會使井筒到油管形成段塞流，提前發(fā)生油管積液，井眼軌跡復(fù)雜的水平井更易受積液影響而導(dǎo)致產(chǎn)量下降。井眼軌跡類型包括上翹型、下俯型、波動型和復(fù)合型4 種，上翹型井眼軌跡水平井產(chǎn)氣量比其他類型高，波動型井產(chǎn)量最低。

2.1.2 應(yīng)用情況

國外泡排技術(shù)主要是在水平井中注入化學(xué)發(fā)泡藥劑，輔助氣井生產(chǎn)；螺桿泵也被用于水平井，借助改進(jìn)桿和本體，只要溫度達(dá)到限制標(biāo)準(zhǔn)；水平井中進(jìn)行氣舉時(shí)，伴隨氣體的注入，有助水平部分的液體流動，避免液體積聚在外側(cè)低部位；速度管柱作為一種特殊方法，包括連續(xù)油管和井牽引器，用于在大分支井和水平井，該技術(shù)只有在井斜小于65°是有效的；電潛泵適用于水平井，主要安裝在直井段，可以有效解決氣體對氣體分離器的干擾。Powder River 盆地和其他生產(chǎn)盆地使用電潛泵進(jìn)行非常規(guī)氣井排水，有超過33 000 臺電潛泵在運(yùn)行，這項(xiàng)技術(shù)已被廣泛推廣。柱塞氣舉技術(shù)中緩沖彈簧安裝了80°密封圈，在高達(dá) 67°的偏角時(shí)，也不會泄漏，且已經(jīng)投入了生產(chǎn)應(yīng)用。優(yōu)化控制算法基于關(guān)井時(shí)間的最小化以及調(diào)整流動時(shí)間來平衡積液以提供在關(guān)井時(shí)間后期的能量，但在水平井中的舉升效率比垂直井低[7]。

2.2 國內(nèi)現(xiàn)狀

泡排排水采氣技術(shù)。長慶氣田先后開展了常規(guī)泡排30 口井，水平段封隔器影響起泡劑的加注，平均措施有效率僅15%；川西氣田選擇產(chǎn)量低于臨界攜液流量、高于泡排劑條件下臨界攜液流量水平井開展了現(xiàn)場應(yīng)用，取得了較好的應(yīng)用效果；大牛地氣田實(shí)施了30 口水平井泡沫排水工藝，占總水平井?dāng)?shù)的60%，基本上保證了水平井井筒不積液，生產(chǎn)正常。

速度管柱排水采氣技術(shù)。長慶氣田先后開展了12 口水平井速度管柱排水采氣試驗(yàn)，其中10 口井能夠基本攜液，初期平均產(chǎn)氣量增加0.56×104m3/d，應(yīng)用效果較好；川西氣田開展了5 口水平井速度管柱排水采氣工藝試驗(yàn)，平均產(chǎn)氣量增加0.2×104m3/d，取得了一定的增產(chǎn)效果。

連續(xù)氣舉排水采氣技術(shù)。川西氣田對14 口井底積液嚴(yán)重、水淹停產(chǎn)及砂堵的水平井開展了車載天然氣壓縮機(jī)氣舉復(fù)產(chǎn)作業(yè)，累計(jì)增產(chǎn)天然氣約 580×104m3，工藝效果顯著。

機(jī)抽、電潛泵排水采氣技術(shù)。長慶氣田第三項(xiàng)目部開展了2 口機(jī)抽排液、1 口電潛泵排水試驗(yàn)，由于受井身結(jié)構(gòu)、外電供給限制，工藝適用范圍有限，無法解決水平段積液問題，也不適用于小產(chǎn)水量的氣井，經(jīng)濟(jì)性有待進(jìn)一步評價(jià)。

3 水平井不同井段流動規(guī)律研究

3.1 水平井井筒積液規(guī)律

生產(chǎn)初期由于氣體流速足夠高，液體全部舉出，井筒無積液，氣量下降，斜井段開始不滿足連續(xù)攜液要求，部分液滴回落形成井底積液。隨著井筒積液量不斷增加，直、斜井段形成混液液柱，水平段液面高度和波動增大，氣井仍具有一定的流動能力。當(dāng)井筒積液嚴(yán)重形成高井底回壓后，近井地層發(fā)生水鎖反應(yīng)，氣井停產(chǎn)。

由于積液影響，一方面會形成較大的井底回壓，另一方面積液向近井地層的反滲和匯集增加了地層含水飽和度，降低了儲層氣相滲透率，從而影響氣井產(chǎn)能，積液對水平井產(chǎn)能的影響比直井更為明顯。

因氣井積液的影響，井筒中壓力分布需要分段進(jìn)行預(yù)測。從眾多模型中優(yōu)選了哈桑-卡比爾模型和MB 模型，對直井段和斜井段壓力進(jìn)行了預(yù)測，結(jié)果顯示，斜井段壓力梯度低于直井段，遠(yuǎn)高于水平段壓力梯度。隨著液量增加，垂直段和斜井段壓力損失明顯增加，而水平段損失非常小，說明積液影響井筒流動的重點(diǎn)位置是垂直段和斜井段，而不是水平段。

從井筒氣水流動規(guī)律分析可以得知，積液的存在對水平井筒內(nèi)的流動阻力沒有明顯影響，積液影響的重點(diǎn)位置在水平井的斜井段和直井段。

3.2 不同井段臨界攜液流量計(jì)算

對于水平井而言，由于井筒中直井段的垂直管流、斜井段傾斜流和水平段的水平管流并存，因此計(jì)算井筒臨界攜液流量時(shí)，需要對直井段、斜井段分別計(jì)算，并做整體對比分析，從而找出臨界攜液流量最大點(diǎn)。

適用于直井段的臨界攜液計(jì)算模型很多，具有代表性的有 Turner 模型[8]、Coleman[9]模型、李閩模型[10]，從模型驗(yàn)證及長期使用情況來看，李閩模型較適于長慶氣田低壓、低產(chǎn)、小水量、低水氣比的氣井生產(chǎn)特點(diǎn)，故直井段選擇該計(jì)算模型。

對于斜井段而言，借鑒Beilfroid 角度修正模型[11]，氣井?dāng)y液臨界流速為

式中：ucc——?dú)饩當(dāng)y液臨界流速，m/s；

σ——?dú)庖罕砻鎻埩?，N/m；

ρw——液體密度，kg/m3；

ρg——天然氣密度，kg/m3；

θ——傾斜角，（°）。

該模型主要是在Turner 模型基礎(chǔ)上，增加了一個(gè)隨井斜角變化的修正系數(shù)因此將李閩模型與Beilfroid 角度修正模型相結(jié)合，建立長慶氣田水平井斜井段攜液臨界流速計(jì)算模型，即

對應(yīng)的斜井段攜液臨界流量計(jì)算模型為

式中：Qg——?dú)饩當(dāng)y液臨界流量，×104m3/d；

T——井底溫度，K；

Z——天然氣壓縮因子；

A——油管截面積，m2；

P——井底流壓，MPa。

經(jīng)計(jì)算，井斜角 90° （水平流動），臨界攜液流量為零；井斜角增加，臨界攜液流量呈先增加后減小趨勢；井斜角35°左右，臨界攜液流量最高，為相同條件下直井段的1.35 倍，此處為連續(xù)油管最佳下入位置。圖1為壓力 10 MPa、100 ℃條件下不同井斜角處臨界攜液流量計(jì)算結(jié)果。

攜液能力預(yù)測表明，氣井臨界攜液流量最大值出現(xiàn)在斜井段，井斜角35°左右，臨界攜液流量最高，最易形成積液，斜井段是水平井排水采氣應(yīng)重點(diǎn)考慮的位置。

圖1 不同井斜角下的臨界攜液流量計(jì)算結(jié)果（壓力 10 MPa，溫度 100 ℃）

水平井的油管尺寸大于直井、定向井，且所需的臨界攜液氣量高 （直井的1.35 倍），不利于氣井?dāng)y液及排水采氣措施實(shí)施。分析認(rèn)為，利用速度管柱技術(shù)，優(yōu)化油管尺寸降低臨界攜液流量是比較適合長慶致密氣田的水平井排水采氣技術(shù)。

4 速度管柱設(shè)計(jì)

目前，水平井速度管柱排水采氣技術(shù)已有少量應(yīng)用，但效果不顯著，分析其原因主要有兩點(diǎn)：一是對水平井易積液位置認(rèn)識不清，導(dǎo)致連續(xù)油管下入位置不佳；二是管底預(yù)置的常規(guī)堵塞器易受油管內(nèi)壁和井下工具刮擦而脫落，導(dǎo)致連續(xù)油管下入深度大幅受限，斜井段積液無法排出。

針對這一問題，研發(fā)了水平井專用懸掛器和內(nèi)嵌式堵塞器等關(guān)鍵裝置，主要解決連續(xù)油管井口密封懸掛和穿越井下工具等問題，使連續(xù)油管能夠下至斜井段任意位置。水平井速度管柱下入位置示意圖如圖2所示。

圖2 水平井速度管柱下入位置示意圖

4.1 雙重密封懸掛器設(shè)計(jì)

如何實(shí)現(xiàn)3 000 多米長、10 多噸重的連續(xù)油管在采氣井口長期懸掛并有效密封連續(xù)油管與原油管環(huán)空是一項(xiàng)技術(shù)難題。為此，設(shè)計(jì)了雙重密封懸掛器，主要由轉(zhuǎn)換法蘭、上密封機(jī)構(gòu)、三通本體、下密封機(jī)構(gòu)和卡定機(jī)構(gòu)組成。轉(zhuǎn)換法蘭內(nèi)部設(shè)有上密封機(jī)構(gòu)，其底端裝有膠筒，側(cè)面設(shè)有密封脂注入孔，當(dāng)轉(zhuǎn)換法蘭與懸掛器上法蘭連接后，膠筒受壓縮變形，并通過注入孔打入密封脂，實(shí)現(xiàn)第一重密封；三通上法蘭側(cè)面設(shè)有密封頂絲，三通內(nèi)部設(shè)有下密封機(jī)構(gòu)；下密封機(jī)構(gòu)從上到下依次由壓環(huán)、壓圈、膠筒、壓圈組成，旋轉(zhuǎn)頂絲，頂絲推動壓環(huán)下移，壓縮膠筒，實(shí)現(xiàn)連續(xù)油管和油管環(huán)空的第二重密封；卡定機(jī)構(gòu)由兩瓣卡瓦和卡瓦座組成，卡瓦采用梯形扣設(shè)計(jì)，將連續(xù)油管越卡越緊。雙重密封懸掛器設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。

表1 雙重密封懸掛器設(shè)計(jì)參數(shù)

4.2 內(nèi)嵌式堵塞器設(shè)計(jì)

圖3所示為內(nèi)嵌式篩管堵塞器示意圖，堵塞器用于下管作業(yè)時(shí)封堵連續(xù)油管內(nèi)部。由于長慶致密氣田水平井普遍采用壓裂生產(chǎn)一體化管柱[12-15]，井筒內(nèi)壓裂工具多、井斜大，下管時(shí)管底預(yù)置的常規(guī)堵塞器易刮擦油管壁和井下工具，導(dǎo)致堵塞器密封失效甚至脫落，故連續(xù)油管下入深度均位于安全接頭以上5～10 m，距井斜35°處的最易積液位置長達(dá)200～250 m，嚴(yán)重影響排水采氣效果，為此設(shè)計(jì)了內(nèi)嵌式堵塞器，解決連續(xù)油管井斜段無法下入問題。

內(nèi)嵌式堵塞器其上端部設(shè)有漸深式滾壓槽，通過滾壓方式與連續(xù)油管快速連接，其最大外徑與連續(xù)油管外徑一致，便于通過防噴器等裝置；堵頭采用內(nèi)嵌式設(shè)計(jì)，與堵塞器本體通過銷釘相連，保證了連接強(qiáng)度；自鎖口袋防止堵頭打掉后上移回堵；堵塞器本體側(cè)面設(shè)有篩孔，便于地層流體產(chǎn)出。內(nèi)嵌式堵塞器設(shè)計(jì)參數(shù)見表2。

圖3 內(nèi)嵌式篩管堵塞器示意圖

表2 內(nèi)嵌式堵塞器設(shè)計(jì)參數(shù)

4.3 下入時(shí)機(jī)分析

對于Φ89 mm 油管尺寸的水平井，原有管柱在氣井生產(chǎn)初期具有較強(qiáng)適用性，如果安裝速度管柱則可能出現(xiàn)產(chǎn)氣速度變慢、壓裂液返排速度變慢等現(xiàn)象，不利于快速收回成本及氣井快速排液，因此可暫緩安裝速度管柱。只有當(dāng)產(chǎn)量低于攜液流量、出現(xiàn)積液等現(xiàn)象時(shí)，認(rèn)為原有大管柱已經(jīng)不利于氣井排液，阻礙了氣井生產(chǎn)，建議及時(shí)安裝速度管柱。

5 現(xiàn)場試驗(yàn)效果分析

長慶致密氣田水平井蘇平A 井采用內(nèi)徑76 mm 油管生產(chǎn)時(shí)，由于積液導(dǎo)致油套壓差呈波動狀上升，產(chǎn)氣量降低，采取泡排措施后，效果甚微。由于現(xiàn)場作業(yè)時(shí)采用了內(nèi)嵌式堵塞器，2016年9月成功將連續(xù)油管下至最易積液的井斜35°處，開展了速度管柱排水采氣試驗(yàn)，結(jié)果顯示：油套壓差顯著降低，產(chǎn)氣量增加了 0.54×104m3/d，增幅為 80%；產(chǎn)水量增加0.4 m3/d，增幅為 90%。圖4為蘇平 A 井應(yīng)用速度管柱前后的生產(chǎn)對比曲線，可以看出排水采氣效果顯著。

圖4 蘇平A 井應(yīng)用速度管柱前后的生產(chǎn)對比曲線

6 結(jié) 論

（1）通過國內(nèi)外技術(shù)調(diào)研，泡排、氣舉、優(yōu)選管柱、電潛泵、機(jī)抽等排水采氣措施都可以用于水平井，但都處于試驗(yàn)探索階段。

（2）氣水流動規(guī)律和攜液能力分析表明，積液存在對水平段流動沒有明顯影響，在斜井段所需的臨界攜液氣量最大，最易形成積液，斜井段是水平井排水采氣應(yīng)重點(diǎn)考慮的位置。

（3）速度管柱技術(shù)是解決長慶致密氣田水平井排水采氣的有效途徑，試驗(yàn)已取得較好效果。