下傾型頁巖氣水平井連續(xù)油管排水采氣工藝

李牧

中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發(fā)有限公司

截至2019年7月底，涪陵頁巖氣田已投產(chǎn)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(diǎn)垂深差大于100 m的氣井共有116口，垂深差最大達(dá)到745 m，水平段傾角主要為5～15°，占比83%。生產(chǎn)過程中因壓裂液返出，井筒中處于氣、液兩相流流動狀態(tài)，隨地層能量降低，氣井?dāng)y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(chǎn)。對于生產(chǎn)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(guī)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(fā)揮作用。目前現(xiàn)場多采用間歇生產(chǎn)和放噴帶出積液，造成氣井生產(chǎn)時率低和資源的浪費(fèi)。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(shí)現(xiàn)頁巖氣井低壓階段連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)。

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(shè)，認(rèn)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(xù)向上運(yùn)動；另一種是基于液膜模型假設(shè)，王琦等［1-3］通過實(shí)驗(yàn)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(xiàn)為振蕩式?jīng)_擊流，并建立了振蕩式?jīng)_擊攜液臨界氣流速計(jì)算模型。采用振蕩式?jīng)_擊攜液模型計(jì)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(fā)現(xiàn)，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(chǎn)應(yīng)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(xù)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(chǎn)管柱內(nèi)，優(yōu)選尺寸更小的連續(xù)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(xù)油管開展泡排、氣舉工藝，排出水平段積液，形成由小直徑內(nèi)管和原完井管柱構(gòu)成的具有實(shí)現(xiàn)多種生產(chǎn)模式的排水采氣工藝管柱［4-8］。

2.1 工藝適應(yīng)性條件

2.1.1 外管結(jié)構(gòu)要求

涪陵頁巖氣田油管結(jié)構(gòu)主要有兩種：(1)導(dǎo)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(jié)+油管掛。考慮到要將連續(xù)油管下至水平段，原油管結(jié)構(gòu)優(yōu)選第2種結(jié)構(gòu)。

2.1.2 連續(xù)油管可下入性評價

為使連續(xù)油管在原油管中安全、順利下入，要求連續(xù)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(xù)油管能夠順利通過工作筒，則?73.0 mm油管(內(nèi)徑62.0 mm)中可下入?50.8 mm和?38.1 mm連續(xù)油管，?60.3 mm(內(nèi)徑50.66 mm)油管中僅可下入?38.1 mm連續(xù)油管，如表1所示。

表1不同規(guī)格外管中可下入的連續(xù)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(xù)油管壓力損耗分析

一般認(rèn)為油管尺寸越小，氣井?dāng)y液能力越強(qiáng)，但井筒摩阻越高，制約氣井高產(chǎn)。統(tǒng)計(jì)涪陵頁巖氣田?50.8 mm和?38.1 mm連續(xù)油管生產(chǎn)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(nèi)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(xù)油管生產(chǎn)時，當(dāng)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(xù)油管生產(chǎn)時，當(dāng)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(xù)油管生產(chǎn)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(xù)油管下深設(shè)計(jì)

為使連續(xù)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(xù)油管盡可能下至水平段深處，另一方面要計(jì)算連續(xù)油管的抗拉強(qiáng)度，達(dá)到抗拉安全要求，通常要求安全系數(shù)大于1.5(安全系數(shù)=抗拉屈服強(qiáng)度/井口處油管拉力)。如圖2，在滿足安全系數(shù)大于1.5的條件下，不考慮井斜時，?38.1 mm連續(xù)油管下深應(yīng)不超過3 300 m，?50.8 mm連續(xù)油管下深應(yīng)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(xù)油管可適當(dāng)下入更深位置。對于鉆塞返排率低、出砂嚴(yán)重的氣井，連續(xù)油管不宜下深過大，防止油管砂埋。

圖2連續(xù)油管下入深度與抗拉安全系數(shù)的關(guān)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(xù)油管的下深同時要考慮井筒壓力損耗，統(tǒng)計(jì)涪陵頁巖氣田不同水氣比區(qū)間內(nèi)?50.8 mm油管生產(chǎn)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(xù)油管下入深度呈正相關(guān)，水氣比大于1.5 m3/104m3后，連續(xù)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(xù)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(xù)油管下入深度的關(guān)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(huán)空生產(chǎn)，內(nèi)置連續(xù)油管懸掛器，用以懸掛連續(xù)油管。由于下入連續(xù)油管后原1#閥無法關(guān)閉，需要更換采氣樹時存在井控風(fēng)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(fā)揮原1#主閥的井控作用。改造后的井口流程能實(shí)現(xiàn)連續(xù)油管、連續(xù)油管與原油管間小環(huán)空、油套大環(huán)空3種管位的生產(chǎn)、放噴和加藥功能，如圖4所示。

圖4連續(xù)油管排水采氣管柱結(jié)構(gòu)與井口流程Fig.4 String structure and wellhead process of coiled tubing based drainage gas recovery

3 現(xiàn)場應(yīng)用

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

水平段呈下傾型，A、B靶點(diǎn)垂深差達(dá)348 m。該井于2016年5月16日投產(chǎn)，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(jié)構(gòu)。隨著氣井產(chǎn)能降低，受水平段積液影響，自2017年2月起，氣井生產(chǎn)表現(xiàn)為開井套壓快速下降，產(chǎn)氣量與壓力變化極不穩(wěn)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(chǎn)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(xù)油管至井深4 300 m，并實(shí)施氣舉和多次放噴，共排出液體40 m3，平均生產(chǎn)套壓5 MPa↗11 MPa，油套壓變化穩(wěn)定，氣井得以復(fù)產(chǎn)。該井自實(shí)施連續(xù)油管排水采氣工藝后，目前已穩(wěn)定生產(chǎn)294 d，累計(jì)增氣503×104m3，能夠維持低氣量下氣井穩(wěn)定生產(chǎn)。

通過PIPSIM軟件進(jìn)行節(jié)點(diǎn)分析，JY-6HF井在當(dāng)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(xié)調(diào)產(chǎn)量為2.2×104m3/d，無法達(dá)到?73.0 mm臨界攜液氣量2.7×104m3/d。下入?38.1 mm連續(xù)油管至井深4 300 m后，氣井協(xié)調(diào)產(chǎn)量為1.9×104m3/d，能夠達(dá)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(nèi)持液率分布來看(圖7)，當(dāng)采用原?73.0 mm油管生產(chǎn)時，在井深2 303 m(井斜40°)處發(fā)生持液率突變，即出現(xiàn)液體滑脫，而采用?38.1 mm連續(xù)油管生產(chǎn)時，井筒內(nèi)持液率分布較為均勻，說明此時氣井?dāng)y液能力較好。

4 結(jié)論與認(rèn)識

(1)連續(xù)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(jié)點(diǎn)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(xù)油管尺寸的選擇應(yīng)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(xù)油管，優(yōu)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(xù)油管，優(yōu)選水氣比小于1 m3/104m3氣井。

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