下傾型頁巖氣水平井連續油管排水采氣工藝

李牧

中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發有限公司

截至2019年7月底，涪陵頁巖氣田已投產水平井417口，其中45口氣井水平段長度超過2 000 m。受地層起伏影響，部分氣井水平段呈下傾型，其中B、A靶點垂深差大于100 m的氣井共有116口，垂深差最大達到745 m，水平段傾角主要為5～15°，占比83%。生產過程中因壓裂液返出，井筒中處于氣、液兩相流流動狀態，隨地層能量降低，氣井攜液能力變差，液體滑脫至井底不斷積聚，最終造成氣井水淹停產。對于生產后期的下傾型水平井來說，液面往往在油管鞋以下位置，而氣舉、泡排、柱塞氣舉等常規排水采氣工藝均要求油管鞋以上具有一定液面，因此該方法無法對水平段積液發揮作用。目前現場多采用間歇生產和放噴帶出積液，造成氣井生產時率低和資源的浪費。因此，有必要研究解決下傾型頁巖氣井水平段積液的排水采氣問題，實現頁巖氣井低壓階段連續穩定生產。

1 下傾型水平段臨界攜液氣量

目前主流的攜液模型有兩種，一種是基于液滴模型假設，認為排出氣井積液所需的最低條件是使氣流中最大液滴能連續向上運動；另一種是基于液膜模型假設，王琦等［1-3］通過實驗研究證明傾斜管中的液體主要以液膜形式被攜帶，流型上表現為振蕩式沖擊流，并建立了振蕩式沖擊攜液臨界氣流速計算模型。采用振蕩式沖擊攜液模型計算對比油管臨界攜液氣量與下傾型水平段臨界攜液氣量，研究發現，下傾型水平段臨界攜液氣量約為?73.0 mm油管臨界攜液氣量的1.6倍，約為?60.3 mm油管臨界攜液氣量的2.6倍，因此，對于已下油管的下傾型氣井，水平段為最難攜液位置，氣井配產應考慮水平段臨界攜液氣量，必要時及時介入排水采氣工藝。

2 連續油管排水采氣工藝

為解決下傾型頁巖氣井水平段攜液困難的問題，考慮在原有生產管柱內，優選尺寸更小的連續油管下至水平段，一方面提高水平段攜液能力，另一方面可通過連續油管開展泡排、氣舉工藝，排出水平段積液，形成由小直徑內管和原完井管柱構成的具有實現多種生產模式的排水采氣工藝管柱［4-8］。

2.1 工藝適應性條件

2.1.1 外管結構要求

涪陵頁巖氣田油管結構主要有兩種：(1)導錐+篩管+定壓接頭+陶瓷堵塞器+N80倒角油管+XN型工作筒+N80倒角油管+X型工作筒+N80倒角油管+雙公變扣+油管掛；(2)喇叭口+篩管+破裂盤+倒角油管+破裂盤+XN型工作筒+N80倒角油管+X型工作筒+N80倒角油管+變扣短節+油管掛。考慮到要將連續油管下至水平段，原油管結構優選第2種結構。

2.1.2 連續油管可下入性評價

為使連續油管在原油管中安全、順利下入，要求連續油管與外管之間至少留有4 mm的安全間隙，且由于原油管中安裝有X、XN型工作筒，因此要保證下入連續油管能夠順利通過工作筒，則?73.0 mm油管(內徑62.0 mm)中可下入?50.8 mm和?38.1 mm連續油管，?60.3 mm(內徑50.66 mm)油管中僅可下入?38.1 mm連續油管，如表1所示。

表1不同規格外管中可下入的連續油管尺寸Table 1 Sizes of coiled tubing that can run in the outer pipes of different dimensions

2.1.3 連續油管壓力損耗分析

一般認為油管尺寸越小，氣井攜液能力越強，但井筒摩阻越高，制約氣井高產。統計涪陵頁巖氣田?50.8 mm和?38.1 mm連續油管生產時每增加1×104m3氣井筒壓力損耗增加值如圖1所示。可以看出，管柱內徑越小，井筒壓力損失越大。同時，水氣比對井筒壓力損失的影響較大，采用?50.8 mm連續油管生產時，當水氣比大于1.5 m3/104m3時，每萬方氣井筒壓力損耗增幅顯著增加；采用?38.1 mm連續油管生產時，當水氣比大于1 m3/104m3時，每萬方氣井筒壓力損耗明顯增大。

圖1?50.8 mm與?38.1 mm連續油管生產壓力損耗對比Fig.1 Comparison of production pressure loss between ?50.8 mm and ?38.1 mm coiled tubing

2.2 連續油管下深設計

為使連續油管能夠有效排除水平段積液，對于水平段下傾幅度較大的氣井，一方面考慮將連續油管盡可能下至水平段深處，另一方面要計算連續油管的抗拉強度，達到抗拉安全要求，通常要求安全系數大于1.5(安全系數=抗拉屈服強度/井口處油管拉力)。如圖2，在滿足安全系數大于1.5的條件下，不考慮井斜時，?38.1 mm連續油管下深應不超過3 300 m，?50.8 mm連續油管下深應不超過4 700 m。對于水平井而言，垂直方向受力為重力的分量，減小了井口處油管拉力，連續油管可適當下入更深位置。對于鉆塞返排率低、出砂嚴重的氣井，連續油管不宜下深過大，防止油管砂埋。

圖2連續油管下入深度與抗拉安全系數的關系(不考慮井斜)Fig.2 Relationship between the setting depth of coiled tubing and the tension safety coefficient (without considering well deviation)

連續油管的下深同時要考慮井筒壓力損耗，統計涪陵頁巖氣田不同水氣比區間內?50.8 mm油管生產井每萬方氣的井筒壓力損耗，如圖3所示。可以看出，井筒壓力損耗與連續油管下入深度呈正相關，水氣比大于1.5 m3/104m3后，連續油管下入深度對井筒壓力損失的影響增加，水氣比越高，井筒壓力損耗隨連續油管下入深度的增加幅度越大。

圖3不同水氣比條件下井筒壓力損耗與連續油管下入深度的關系Fig.3 Relationship between the well pressure loss and the setting depth of coiled tubing at different water/gas ratios

2.3 井口裝置改造

在原氣井井口裝置中原1#閥與原4#平板閥之間加裝一個油管頭四通，油管頭兩翼均有兩個平板閘閥，用于控制速度管柱與原油管間小環空生產，內置連續油管懸掛器，用以懸掛連續油管。由于下入連續油管后原1#閥無法關閉，需要更換采氣樹時存在井控風險，因此在新增油管頭與原4#平板閥之間新增一個平板閘閥，發揮原1#主閥的井控作用。改造后的井口流程能實現連續油管、連續油管與原油管間小環空、油套大環空3種管位的生產、放噴和加藥功能，如圖4所示。

圖4連續油管排水采氣管柱結構與井口流程Fig.4 String structure and wellhead process of coiled tubing based drainage gas recovery

3 現場應用

涪陵頁巖氣田JY-6HF井A靶點測深3 880 m(垂深3 135 m)，B靶點測深5 093 m(垂深3 483 m),

水平段呈下傾型，A、B靶點垂深差達348 m。該井于2016年5月16日投產，2016年7月31日帶壓下入?73.0 mm普通油管，下入深度3 738.75 m，油管為“喇叭口+篩管+雙工作筒”結構。隨著氣井產能降低，受水平段積液影響，自2017年2月起，氣井生產表現為開井套壓快速下降，產氣量與壓力變化極不穩定，期間開展放噴、氣舉、增壓開采等措施效果不佳，如圖5所示。

圖5 JY-6HF井生產曲線Fig.5 Production curve of Well JY-6HF

2019年7月29日在原?73 mm普通油管中下入?38.1 mm連續油管至井深4 300 m，并實施氣舉和多次放噴，共排出液體40 m3，平均生產套壓5 MPa↗11 MPa，油套壓變化穩定，氣井得以復產。該井自實施連續油管排水采氣工藝后，目前已穩定生產294 d，累計增氣503×104m3，能夠維持低氣量下氣井穩定生產。

通過PIPSIM軟件進行節點分析，JY-6HF井在當前地層靜壓20 MPa、井口外輸壓力4.5 MPa的條件下，采用原?73.0 mm油管協調產量為2.2×104m3/d，無法達到?73.0 mm臨界攜液氣量2.7×104m3/d。下入?38.1 mm連續油管至井深4 300 m后，氣井協調產量為1.9×104m3/d，能夠達到?38.1 mm臨界攜液氣量1.1×104m3/d，滿足攜液要求，如圖6所示。

從井筒內持液率分布來看(圖7)，當采用原?73.0 mm油管生產時，在井深2 303 m(井斜40°)處發生持液率突變，即出現液體滑脫，而采用?38.1 mm連續油管生產時，井筒內持液率分布較為均勻，說明此時氣井攜液能力較好。

4 結論與認識

(1)連續油管排采工藝能夠滿足頁巖氣井低液量后期排水采氣要求，有效解決下傾型頁巖氣水平井水平段積液問題。

圖6措施前后氣井節點分析對比Fig.6 Node analysis of gas well before and after the measure application

圖7措施前后井筒持液率分布Fig.7 Liquid holdup distribution in the well before and after the measure application

(2)連續油管尺寸的選擇應綜合考慮管柱的可下入性、攜液能力與井筒壓力損耗，?73.0 mm油管中推薦下入?50.8 mm連續油管，優選水氣比小于1.5 m3/104m3氣井；?60.3 mm油管中僅可下入?38.1 mm連續油管，優選水氣比小于1 m3/104m3氣井。

(3)連續油管的下深需要綜合考慮井筒摩阻損失、抗拉強度和井下復雜情況，不宜一味追求深度。