蔣淮宇

中國(guó)石化西南油氣分公司采氣一廠

0 引言

在四川盆地西部中淺層致密砂巖氣藏中，氣井壓力、產(chǎn)量遞減快，井口壓力在氣井投產(chǎn)約2年后遞減至外輸管網(wǎng)壓力；在生產(chǎn)過程中，氣井產(chǎn)出地層水，致使井筒積液，嚴(yán)重影響氣井的穩(wěn)定生產(chǎn)。為此在30多口水平井投產(chǎn)初期、生產(chǎn)中期實(shí)施連續(xù)油管排水采氣工藝，以延長(zhǎng)氣井的生命周期。其中，有3口井是采用連續(xù)油管拖動(dòng)壓裂[1]方式投產(chǎn)，連續(xù)油管下至水平段中部，環(huán)空無(wú)分隔器，實(shí)現(xiàn)井筒全通徑；其余井是在原來(lái)的油管中下入連續(xù)油管，下至井斜角85 附近。

采用連續(xù)油管作為采氣通道，可有效提升氣井自身排液效果[2]，延長(zhǎng)氣井排液周期。但是連續(xù)油管井仍然具有其有效排液邊界，當(dāng)氣井產(chǎn)量低于該管徑下的攜液臨界流量[3-4]時(shí)，也會(huì)出現(xiàn)產(chǎn)液量不穩(wěn)定、氣井產(chǎn)量遞減加快、連續(xù)帶液生產(chǎn)周期縮短等問題。因此，連續(xù)油管井在生產(chǎn)后期仍需開展泡排、氣舉等輔助排液措施?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，部分連續(xù)油管井加注泡排劑后不僅未能提升帶液效果，反而出現(xiàn)不出液、產(chǎn)量異常的現(xiàn)象。目前，國(guó)內(nèi)外對(duì)基于氣井井底泡沫流體流動(dòng)模型[5-8]來(lái)優(yōu)化常規(guī)井泡排參數(shù)取得一定的研究成果，但對(duì)于優(yōu)化連續(xù)油管井的泡排參數(shù)、氣舉模式則缺乏相應(yīng)研究，制約了 連續(xù)油管 + 泡排/氣舉”組合工藝的排液效果。

針對(duì)這些問題，開展了連續(xù)油管井筒積液量與泡排劑用量、連續(xù)油管攜液臨界流量及水平段井筒流態(tài)的分析與研究，以此科學(xué)有效地制定泡排劑用量，優(yōu)選經(jīng)濟(jì)可行的連續(xù)油管井氣舉類型及方式，提升致密砂巖氣藏低能量氣井的排液穩(wěn)產(chǎn)效果。

1 連續(xù)油管井類型及特點(diǎn)

1.1 常規(guī)連續(xù)油管井

常規(guī)連續(xù)油管井是指在原有油管內(nèi)下入連續(xù)油管進(jìn)行采氣生產(chǎn)或排水采氣作業(yè)，連續(xù)油管管柱上通常不帶其他專用工具（圖1）。在不動(dòng)原有井下生產(chǎn)管柱的情況下，把原油管空間隔離成兩個(gè)通道：連續(xù)油管和小環(huán)空（連續(xù)油管與原有生產(chǎn)管柱之間的環(huán)形空間），其通徑均小于原油管。連續(xù)油管管徑小，環(huán)空面積小，更有利于氣井排液。

圖1 常規(guī)連續(xù)油管井身結(jié)構(gòu)示意圖

1.2 全通徑連續(xù)油管井

全通徑連續(xù)油管井通常是指原有套管內(nèi)直接下入連續(xù)油管作為生產(chǎn)管柱，連續(xù)油管與套管之間的通道沒有封隔器（圖2）。該類井套管完井后，采用連續(xù)油管帶底封拖動(dòng)壓裂管柱[8]，通過環(huán)空進(jìn)行壓裂，壓裂結(jié)束后上提管柱解封封隔器；以此循環(huán)方式完成所有層段的壓裂后，提出壓裂管柱保持井筒的全通徑，后期試氣排液結(jié)束后下連續(xù)油管作為投產(chǎn)管柱。

圖2 全通徑連續(xù)油管井身結(jié)構(gòu)示意圖

2 井筒流態(tài)及攜液能力分析

連續(xù)油管排水采氣工藝應(yīng)用在低壓、產(chǎn)水的水平井時(shí)，通常連續(xù)油管下入到A靶點(diǎn)或水平段的中部，主要解決大斜度井段、水平段的積液難題。但隨著氣井能量的持續(xù)衰減，水平段帶液仍將面臨困難。因此，低能量氣井的水平段流態(tài)及攜液能力分析顯得尤為必要。

2.1 水平段井筒流態(tài)

隨著產(chǎn)量的逐級(jí)遞減，井筒氣液兩相流態(tài)也在發(fā)生變化，低產(chǎn)氣量下的氣井水平段氣液流態(tài)可以劃分為以下3種形態(tài)[9-10]。

2.1.1 層狀流—段塞流

氣井還有一定氣體流量，氣團(tuán)可以連成一團(tuán)，氣相和水相間出現(xiàn)明顯的光滑界面，上層為氣相，下層為水相。在管徑較大的套管中，氣體在水相上面流動(dòng)，水相流動(dòng)較慢，氣相的高速流動(dòng)對(duì)光滑界面的水層具有席卷作用；一旦氣水兩相流體進(jìn)入連續(xù)油管，由于采氣通道管徑縮小，氣體流速增快，導(dǎo)致水相以波浪式向前推進(jìn)，進(jìn)而被氣流帶走，呈段塞流動(dòng)。

2.1.2 彈狀流—層狀流

氣流量減少，分散在水體中的小氣泡逐漸合并成較大的氣團(tuán)。氣團(tuán)在井筒中與水相一起流動(dòng)，但水相流動(dòng)慢。無(wú)論是水平段、造斜段，還是垂直段，水相均存在滑脫現(xiàn)象；進(jìn)入連續(xù)油管的水相明顯減少，其流態(tài)呈層狀流。

2.1.3 泡狀流—純氣流

含氣量較低，氣相流速較低。水相在兩相中作為連續(xù)相，氣相則是以小氣泡的形式分散在水相中。這些分散在水相中的小氣泡通常是變形的球狀或者冒泡狀，在水相中單獨(dú)流動(dòng)，水相近乎不流動(dòng)；氣相流入連續(xù)油管，而水相幾乎不流動(dòng)，連續(xù)油管中僅有氣相流動(dòng)。

綜上所述，從低產(chǎn)氣井水平段的井筒流態(tài)變化來(lái)看，套管中的液相很難被低流速氣體攜帶，低能量氣井水平段處于泡狀流態(tài)，水相很難被氣流攜帶進(jìn)入連續(xù)油管，故水平段積液程度逐漸加大。

2.2 攜液能力模擬

川西地區(qū)中淺層致密砂巖氣藏的靜態(tài)參數(shù)及攜液能力模擬氣井的動(dòng)態(tài)參數(shù)簡(jiǎn)述如下：氣藏深度約1 100～2 300 m，地層壓力5.5 MPa，偏差因子0.9，氣體相對(duì)密度0.6，液體密度1.0 103kg/m3，最大井斜角90 ，氣液界面張力0.06 N/m，氣體黏度0.001 mPa s；井口油壓0.5 MPa（接近管網(wǎng)壓力），井口溫度16 ℃，日產(chǎn)氣0.1 104～0.3 104m3，間歇性產(chǎn)液0～0.2 m3/d，產(chǎn)液不連續(xù)。水平井水平段長(zhǎng)度約1 000 m，套管內(nèi)徑124.3 mm，下入連續(xù)油管有3種尺寸：?38.1 mm、?44.5 mm、?50.8 mm。

攜液臨界流量的數(shù)模計(jì)算方法多樣，本文根據(jù)水平井復(fù)雜井身結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，考慮垂直段—斜井段—水平段這一過程中井斜角不斷變化的因素，采用水平井?dāng)y液臨界流量[4]計(jì)算方法，模擬計(jì)算了?38.1 mm、?44.5 mm、?50.8 mm等3種連續(xù)油管全井筒攜液臨界流量的變化。計(jì)算結(jié)果表明，隨著氣井深度、溫度、井斜角的變化，攜液臨界流量呈增大的趨勢(shì)（圖3）。從模擬計(jì)算結(jié)果來(lái)看，水平段的攜液臨界流量是垂直段的1.5～2.0倍，氣井帶液難度逐漸變大的井段順序?yàn)椋捍怪倍?、斜井段、水平段。因此，?dāng)氣井產(chǎn)氣量遞減至攜液臨界流量時(shí)，需介入加注泡排劑輔助措施，以帶液生產(chǎn)；當(dāng)氣井產(chǎn)氣量遞減至加注泡排劑條件下的臨界流量，需進(jìn)一步介入補(bǔ)充能量型的氣舉工藝，以確保氣井的連續(xù)生產(chǎn)。

圖3 不同尺寸連續(xù)油管井?dāng)y液臨界流量模擬計(jì)算結(jié)果圖

連續(xù)油管井排液分兩步：第一步，水平段的積液從套管流入連續(xù)油管；第二步，連續(xù)油管排液生產(chǎn)。如表1所示，?38.1 mm連續(xù)油管全井段攜液臨界流量在0.18 104～0.32 104m3/d，套管水平段攜液臨界流量4.85 104m3/d。在氣井低壓低產(chǎn)的情況下，套管水平段呈現(xiàn)泡狀流，氣井自身氣流量不足以改變水平段的流態(tài)，積液難以被氣流帶入連續(xù)油管。

表1 井口油壓為0.5 MPa氣井?dāng)y液臨界流量計(jì)算結(jié)果表

3 泡排藥劑用量計(jì)算技術(shù)

3.1 泡沫流體在連續(xù)油管內(nèi)壓降分析

泡排劑在井底連續(xù)油管入口處起泡后會(huì)造成一定流動(dòng)阻力，因泡沫流體具有可壓縮性，存在與環(huán)境的熱交換，會(huì)產(chǎn)生熱阻力[11]。通過運(yùn)用泡沫流體井筒壓降模型，隨著氣液比、井深的增加，考慮熱阻力比不考慮熱阻力條件下計(jì)算的井筒壓力損失要大（圖4）。熱阻力與氣液比呈正相關(guān)，熱阻力占比數(shù)值隨井深逐步加大（圖5），且隨著氣液比增加，加注泡排劑后連續(xù)油管底部泡沫流體所受阻力顯著增大。所以對(duì)于高氣液比的連續(xù)油管井，可通過適度降低泡排藥劑用量來(lái)確保氣井排液效率。

圖4 不同氣液比下速度管柱內(nèi)泡沫流體壓力分布圖

圖5 不同氣液比下熱阻力占比隨井深變化圖

3.2 泡排藥劑用量的計(jì)算

一般情況下，當(dāng)井筒氣液滑脫程度加大或積液量逐漸形成時(shí)，所對(duì)應(yīng)的氣井油套壓差也會(huì)增大，這樣通過實(shí)際油套壓差與正常油套壓差[12]之間的差值，可計(jì)算井筒積液量。將泡沫流在連續(xù)油管內(nèi)產(chǎn)生的額外熱阻力提前考慮到正常油套壓差中，即在考慮泡沫流井筒熱阻力條件下，有如下公式：

考慮熱阻力后，計(jì)算的井筒積液量減少，泡排藥劑用量也相應(yīng)降低。上述方法中，正常油套壓差是指假設(shè)氣井無(wú)井底積液且無(wú)氣液滑脫條件下（即井筒處于連續(xù)攜液穩(wěn)定流動(dòng)狀態(tài)下）的井口油套壓差。套管采用環(huán)空靜氣柱Cullender Smith方法[13]計(jì)算環(huán)空井底壓力，連續(xù)油管分別采用氣液兩相壓降模型[14-19]與泡沫流體壓降模型計(jì)算井底壓力，通過兩種方法計(jì)算井底壓力、預(yù)測(cè)氣井井口正常油套壓差，進(jìn)而得到井筒積液量，優(yōu)化泡排參數(shù)。具體計(jì)算流程如圖6所示。

圖6 泡排用量?jī)?yōu)化計(jì)算流程圖

利用實(shí)際油套壓差與正常油套壓差的差值預(yù)測(cè)氣井井筒積液量，結(jié)合實(shí)驗(yàn)室評(píng)價(jià)結(jié)果，確定泡排劑使用最佳有效濃度為1%。在幾口連續(xù)油管井中，將考慮泡沫流熱阻力前后計(jì)算得到的井筒積液量與對(duì)應(yīng)的泡排藥劑用量進(jìn)行對(duì)比（表2），可見在考慮泡沫流熱阻力因素后，藥劑用量下降15%～40%，其他泡排參數(shù)不變。前述分析結(jié)論：“對(duì)于高氣液比的連續(xù)油管井，可通過適度降低泡排藥劑用量來(lái)確保氣井排液效率?！币虼?，本文所提出的泡排藥劑用量的計(jì)算方法，降低了藥劑用量，保證了氣井排液效率，消除了因藥劑加注過量而導(dǎo)致井底泡沫堵塞情況。

表2 考慮泡沫流熱阻力因素計(jì)算泡排藥劑用量表

4 連續(xù)油管井氣舉排水技術(shù)

4.1 氣舉類型及特點(diǎn)

按照氣源、設(shè)備的不同，目前川西地區(qū)使用的氣舉類型有5種：移動(dòng)式車載壓縮機(jī)氣舉、井間/鄰井氣舉、CNG（壓縮天然氣）罐裝氣舉、膜制氮?dú)馀e、液氮?dú)馀e。這5種氣舉類型之間的對(duì)比如表3所示。

表3 目前川西主要?dú)馀e類型對(duì)比表

4.2 氣舉方式優(yōu)選

4.2.1 常規(guī)連續(xù)油管井

氣井的靜態(tài)、動(dòng)態(tài)參數(shù)見2.2節(jié)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。計(jì)算在不同的井筒積液量下，井筒壓力損失與油管尺寸的關(guān)系（表4）。由于連續(xù)油管的內(nèi)徑較油管小，同樣的積液量在不同的管徑中其壓損相差約2～4倍，造成井底回壓差異較大。從經(jīng)濟(jì)性、作業(yè)連續(xù)性及工況參數(shù)方面，優(yōu)選氣舉方式為移動(dòng)式車載壓縮機(jī)氣舉；產(chǎn)水量較大的氣井，對(duì)其采氣通道進(jìn)行優(yōu)化，即打開小油管和小環(huán)空使其同時(shí)排液，降低積液對(duì)井底回壓的影響，提升氣舉排液效果。

表4 不同井筒積液量下井筒壓力損失與油管尺寸關(guān)系表

4.2.2 全通徑連續(xù)油管井

該類氣井分布于淺層氣藏，產(chǎn)水少，為間歇性產(chǎn)水。根據(jù)表1中的水平段攜液臨界流量計(jì)算分析，全通徑連續(xù)油管井需要補(bǔ)充高流量氣流，以攜帶水平段積液進(jìn)入連續(xù)油管，實(shí)現(xiàn)連續(xù)油管帶液生產(chǎn)。在地層壓力較低的情況下，為實(shí)現(xiàn)負(fù)壓排液采氣工藝，優(yōu)選氣舉方式為CNG罐裝氣舉。此氣舉方式的氣流量大、壓力釋放快，滿足氣井水平段攜液臨界流量大的需求，且經(jīng)濟(jì)實(shí)用。

5 連續(xù)油管井排采實(shí)踐及效果

運(yùn)用上述研究成果，首先，優(yōu)化17口連續(xù)油管井泡排參數(shù)，減少藥劑用量255 kg/mon，平均單井次藥劑量減少25%，確保氣井的穩(wěn)產(chǎn)效果，其中兩口泡排用量?jī)?yōu)化井的采氣曲線如圖7、8所示；其次，實(shí)施2口常規(guī)連續(xù)油管井的車載氣舉 + 小油管小環(huán)空排水采氣（其中一口井的采氣曲線如圖9所示），累計(jì)增產(chǎn)天然氣107 104m3；第三，實(shí)施2口全通徑連續(xù)油管井的槽車氣舉（即CNG罐裝氣舉）排水采氣（其中一口井的采氣曲線如圖10所示），累計(jì)增產(chǎn)天然氣73 104m3。

圖7 1-1H泡排用量?jī)?yōu)化井采氣曲線圖

圖8 1-2H泡排用量?jī)?yōu)化井采氣曲線圖

圖9 1-3H車載氣舉井采氣曲線圖

圖10 1-4H槽車氣舉井采氣曲線圖

6 結(jié)論

1）水平井?dāng)y液臨界流量的計(jì)算模擬結(jié)果顯示，水平段較之垂直段、斜井段，水平段的攜液臨界流量最大，因而帶液難度最大，低能量氣井水平段處于泡狀流態(tài)；當(dāng)氣井產(chǎn)量遞減至攜液臨界流量時(shí)，需及時(shí)分步介入泡排工藝、繼而是補(bǔ)充能量型的氣舉工藝，使氣井能帶液生產(chǎn)。

2）氣液兩相流壓降模型中考慮泡沫流熱阻力因素后，計(jì)算的單井泡排劑用量減少約15%～40%，消除了因藥劑加注過量而導(dǎo)致井底泡沫堵塞情況。

3）對(duì)產(chǎn)水量較大的常規(guī)連續(xù)油管井，選擇排壓高、作業(yè)連續(xù)、經(jīng)濟(jì)性好的移動(dòng)壓縮機(jī)氣舉工藝，并打開小油管和小環(huán)空使其同時(shí)排液，降低井筒壓損，提高氣舉排液效率；對(duì)全通徑連續(xù)油管井，適宜采用氣流量大、攜液能力強(qiáng)的CNG罐裝氣舉工藝。

4）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果良好。優(yōu)化了17口連續(xù)油管井的泡排藥劑用量，平均單井次藥劑量減少25%，保證了氣井穩(wěn)產(chǎn)，消除了泡沫堵塞停產(chǎn)現(xiàn)象；優(yōu)化了4口連續(xù)油管井的氣舉方式，排液增產(chǎn)效果顯著。