连续油管速度管柱排水采气技术研究及应用

平恩顺，王 林，张建华，姜有才，徐庆祥，李 楠，黄 其，汪 强

（中国石油集团渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司，天津 300283）

连续油管速度管柱排水采气技术研究及应用

平恩顺，王 林，张建华，姜有才，徐庆祥，李 楠，黄 其，汪 强

（中国石油集团渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司，天津 300283）

针对苏里格气田低压水平气井携液能力差，井筒出现积液，原有生产管柱不能满足生产需求等问题，研究了水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案。首先分析了水平井临界携液流速理论模型，利用该模型优选出Φ38.1 mm的连续油管作为速度管柱。然后详述了连续油管速度管柱排水采气技术方案，最后在苏76-2-20H井进行现场应用，应用结果表明，水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案降低了气井的临界携液流速，提高了气井的携液能力，气井油套平均压差减小1.82 MPa，可有效地排出井筒积液，实现了低压水平气井的连续携液增产稳产，起到了较好的应用效果。

苏里格气田；低压水平井；临界携液流速理论模型；连续油管；速度管柱；排水采气

随着苏里格气田持续深入开发，水平井在低渗透致密气藏开发中的优势日益突出，但低压水平气井产能逐渐降低，部分老井已经达到或小于临界携液产量，气井受积液影响逐渐由自喷连续生产转为间开生产，甚至面临停产。基于连续油管速度管柱的排水采气技术可提高气井携液能力，解决井筒积液问题，延长气井的自喷生产时间，实现低压、低产气井的增产稳产。受水平井井眼轨迹和复杂流动形态等影响，采用常规垂直井段临界携液流速模型预测水平井临界携液流量偏低[1，2]，影响排水采气措施的制定及实施。为此，本文研究了水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案，并在苏里格苏76-2-20H井进行现场实际应用，对于完善连续油管速度管柱排水采气技术方案，提高我国天然气产量具有一定指导意义。

1 水平井临界携液流速理论模型

鉴于目前国内外学者对水平井临界携液流速理论研究，主要按照斜直井段和水平井段临界携液流速模型分别进行计算。

1.1 斜直井段临界携液流速模型优选及修正

气井井筒内液体主要以液滴和液膜的形式出现，一种是基于湍动气流中的液滴模型，认为排出气井积液所需的最低条件是使气流中的最大直径液滴能连续向上运动，如Turner模型、Coleman模型和李闽模型；另一种是基于沿管壁流动的波动液膜模型，认为液膜的反向流动是导致积液的主要原因[3]。两类模型的携液机理完全不同。

Turner模型假设被高速气流携带的液滴为圆球形，根据力学平衡原理，当液滴的沉降重力等于气流对液滴的拖曳力时，液滴就会悬浮于井筒中或者匀速向上运动，此时的气流速度称为临界携液流速，当气流实际速度小于临界携液流速时，气流不能将井内液体携带出井筒，就会产生井底积液。在高气液比气井条件下，为保证将液滴携带出井筒，一般将理论结果增加20%安全系数比较符合现场实际数据[4]。

许多国内外学者在Turner液滴模型基础上进行了修正，其中应用较为广泛的是 Coleman模型。Coleman提出对于低压气井（井口压力小于3.45 MPa），液滴模型不增加20%安全系数，也可以准确预测井底积液情况[5]。

李闽认为液滴在高速气流作用下，其上下表面存在压力差，压差作用会把圆球形变成椭球形。圆球形液滴有效迎流面积小，需要更高的排液速度才能把液滴携带出井筒；而椭球形液滴有效迎流面积大，所需气井排液速度相对较小，更加容易被气流携带出井筒[6，7]。

液膜模型认为液膜向上运动是由运动气流作用于气液界面产生的剪切力克服液体重力与管壁剪切力的结果。当气液界面剪切力与液膜重力达到平衡时，液膜与管壁间剪切力趋于零，液膜开始出现反向流动，导致井筒产生积液[8]，4种常规模型的对比情况（见表1）。

表1 4种常规模型的对比情况

图1 实验数据与模型计算数值对比[8]

文献6将实验数据与液滴模型和液膜模型计算的临界携液流速数值进行对比分析[8]见图1）。与实验数据相比，Turner模型和液膜模型数值偏大，李闽模型数值偏小，而未增加安全系数的Coleman液滴模型[5]数值同实验数据比较吻合，因此优选Coleman液滴模型用于计算垂直井段临界携液流速。

从垂直井段到倾斜井段，随着管柱倾斜角度的变化，液体重力作用与气液两相流型的变化都会对临界携液流速产生影响。Belfroid等[9]综合考虑倾斜角度对液滴影响，结合Fiedler形状函数[10]和Coleman液滴模型推导出斜直井临界携液流速理论模型：

图2 Keuning实验数据与模型计算数值对比

Keuning综合考虑了管柱倾斜角度对临界携液流速的影响[11]，将实验数据与液滴模型和液膜模型计算的临界携液流速数值进行对比分析（见图2）。可以看出，在倾斜角度约为50°时所需的临界携液流速最大，Belfroid液滴模型随角度的变化规律与实验数据吻合较好，但数值存在较大偏差，需要对理论模型进行修正。因此根据实验数据优选Belfroid液滴模型并进行拟合修正，得修正斜直井段临界携液流速理论模型：

将修正模型与实验数据进行对比，修正模型计算误差仅为6.62%，与实验数据比较吻合。

1.2 水平井段临界携液流速模型优选及修正

基于水平井段中波动液膜流动机理，K-H波动理论认为，当水平井段中压力变化所产生的抽吸力达到可以克服对界面波起稳定作用的重力时，就会发生KH不稳定效应，导致界面波生长。随着气速的不断加大，界面不稳定波的不断增长会导致液膜沿四周管壁运动与液滴的携带[12]。依据K-H波动理论得到的水平井段临界携液流速理论模型[13]：

图3 实验数据与K-H波动理论模型计算数值对比

将实验数据与K-H波动理论模型计算的临界携液流速数值进行对比分析（见图3），可以看出，K-H波动理论模型的临界携液流量变化规律与实验数据吻合较好，可以认为水平井段中携液机理主要是由气液界面的波动引起的。因此优选K-H波动理论模型并进行拟合修正，得修正水平井段临界携液流速理论模型：

1.3 水平井临界携液流速理论模型

在计算水平井临界携液流速时，分别计算斜直井段，水平井段的临界携液流速，取其最大值即为水平井临界携液流速：

式中：vcrd-斜直井段临界携液流速，m/s；vcrH-水平井段临界携液流速，m/s；vcr-水平井临界携液流速，m/s；ρL-液体的密度，1 074 kg/m3；ρg-天然气相对密度，0.6 kg/m3；σ-气液表面张力，0.06 N/m；qcr-水平井临界携液流量，m3/d；A-油管截面积，m2；A=π/4d2，d-油管内径，m；p-地层压力，MPa；T-地层温度，322 K；Z-p、T条件下的气体偏差因子，0.845。

图4 不同管径下低压气井的临界携液流量和井筒摩阻关系

应用该理论模型对苏里格气田不同管径下低压气井的临界携液流量和井筒摩阻分别进行计算绘制曲线（见图4）。可以看出，Φ38.1 mm连续油管临界携液流量和井筒摩阻较为理想，Φ25.4 mm连续油管井筒摩阻过大，因此初选Φ38.1 mm连续油管作为速度管柱。

2 连续油管速度管柱排水采气技术

2.1 连续油管速度管柱基本原理

连续油管速度管柱基于气井临界携液流速理论，优选较小直径连续油管下入气井井筒中，利用专用设备悬挂于井口，形成新的生产管柱进行生产。通过减小流体流动时的横截面积，增加流体在生产管柱中的流动速度，进而提高气井的携液能力和产气量，恢复自喷生产的连续排水产气作用。该技术主要针对产液量较多、地层压力较小的气井所采取的一种长期有效的增产措施，具有施工周期短、增产见效快、生产周期长以及避免压井对地层造成伤害等优点。

2.2 连续油管速度管柱关键技术

连续油管速度管柱井口装置结构主要由井口悬挂器、操作作业窗、井口防喷器、连续油管底部堵塞器以及其他配套工具组成（见图5）。采用连续油管速度管柱进行排水采气作业，要选择适合气井实际状况的连续油管，施工成功的关键在于能否将连续油管安全有效的悬挂在井口装置上，并与原有油管的环形空间实现密封[14]。

图5 连续油管速度管柱井口装置结构

2.2.1 带操作作业窗的井口悬挂器 连续油管速度管柱关键技术主要是井口悬挂器和操作作业窗。连续油管速度管柱完井既可采取悬挂在现有总闸上，又可采用新式井口悬挂器。有些悬挂器利用在悬挂头外侧的卡瓦锁紧螺栓推动卡瓦来实现[1]；而带操作作业窗的井口悬挂器则通过紧固密封顶丝，密封速度管柱环形空间，将外置卡瓦放入悬挂器内卡瓦座上实现速度管柱悬挂（见图6）。

2.2.2 连续油管底部堵塞器 连续油管速度管柱需要用堵塞器对油管底部进行封堵，以确保井控安全工作。在下至设计深度后通过井口憋压将其正常打开以利于气井生产，因此选用带爆破阀的堵塞器。该堵塞器采用rolling-on方式与油管进行连接，内部爆破阀的正向爆破压力为3.5 MPa，反向压力为30 MPa。

图6 带操作作业窗的井口悬挂器

2.3 连续油管速度管柱施工步骤[15]

（1）关闭井口1#主阀，拆除井口主阀上部采气树；

（2）在井口1#主阀上依次安装井口悬挂器、操作作业窗及井口防喷器等装置（见图7（a））；

（3）用连续油管堵塞器封堵油管底部，防止入井过程中井内流体进入连续油管，井口试压合格后方可下入连续油管；

（4）在井口防喷器上吊装连续油管注入头，关闭操作作业窗。打开井口1#主阀，利用连续油管作业机将连续油管下至井内设计深度，下入过程中注意控制下入速度并校核悬重；

（5）当连续油管下至井内预定位置后，通过紧固井口悬挂器密封顶丝，密封速度管柱环形空间，然后放空悬挂器上部装置压力。打开操作作业窗，把1对卡瓦平行放入井口悬挂器内连续油管两侧，利用注入头缓慢下放连续油管使其坐放在井口悬挂器内卡瓦座上，直至悬重为0，从而达到悬挂连续油管的目的；

（6）当连续油管已可靠地悬挂在井口悬挂器上并密封速度管柱环形空间后，提起操作作业窗上的活塞筒，在适当位置切断连续油管，拆除井口悬挂器上部所有装置（见图7（b））；

（7）将拆去的井口1#主阀上部装置安装在井口悬挂器上（见图7（c））。利用氮气车向连续油管内注入氮气，通过加压方式把连续油管底部堵塞器打掉，进行速度管柱排水采气工艺实验。

3 现场应用

图7 连续油管速度管柱完井井口

苏76-2-20H井是位于苏里格气田鄂尔多斯盆地伊陕斜坡苏76区块的1口水平井，于2011年9月4日开钻，2011年10月3日完钻，完钻井深4 634 m，预置完井管柱（管柱外径88.9 mm），水平段长1 200 m。苏76-2-20H井2011年11月投产，近期生产套压发生波动且有下降趋势，出现产气量下降，间断性产气的低产能现象，判断井筒出现积液。2016年5月30日生产时油压为0.63 MPa，套压4.96 MPa，日均产气量0.58×104m3。为提高该井产气量，决定进行连续油管速度管柱排水采气施工以提高产能。针对苏里格气田气井生产及产水特点，优选Φ38.1 mm×3.18 mm连续油管作为速度管柱下至预定深度3 163 m并可靠地悬挂在井口悬挂器上，最后使用液氮泵车憋压25 MPa成功打掉连续油管底部堵塞器，投入正常生产。应用速度管柱排水采气技术以来，气井增产效果明显，油压0.86 MPa、套压3.37 MPa，日均产气量0.84×104m3，气井油套平均压差从施工前的4.33 MPa降至施工后的2.51 MPa（平均减小1.82 MPa）（见表2）。试验后气井平均油压明显上升，携液能力明显增强，实现气井连续稳定携液生产，取得了较好的应用效果。

表2 苏76-2-20H井连续油管速度管柱排水采气实施效果

4 结论及建议

（1）对斜直井段和水平井段的临界携液流速模型进行优选和修正，建立了水平井临界携液流速理论模型，使之适合于低压水平气井的临界携液流量模型，为水平井排水采气技术方案提供理论依据。

（2）水平井连续油管速度管柱排水采气技术，降低了气井的临界携液流速，增大了井筒中气的流速，提高了气井携液能力，可有效地排出井筒积液，减小油套压差，实现了苏76-2-20H井的连续携液增产稳产，起到了较好的应用效果。

（3）建议采取理论研究与实验验证相结合的研究方法对临界携液流速理论模型进行进一步优化和修正，建立水平井统一理论模型，使之更加符合实际应用情况。

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Research and application of drainage and gas production technology by coiled tubing velocity string for horizontal wells

PING Enshun，WANG Lin，ZHANG Jianhua，JIANG Youcai，XU Qingxiang，LI Nan，HUANG Qi，WANG Qiang
（Downhole Technology Service Company，CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited，Tianjin 300283，China）

Aiming at the issues that liquid carrying ability of low-pressure horizontal gas well is poor in Sulige gasfield,the wellbore appeared effusion and the original production string cannot meet production needs.The technology program of drainage and gas production by coiled tubing velocity string for horizontal well was studied.First of all,the critical liquid-carrying current velocity theory model of horizontal well was analyzed.According to the model the Φ38.1 mm coiled tubing was selected as the velocity string.Then,the technology program of drainage and gas production by coiled tubing velocity string water was detailed and the technical solution has been applied in Su76-2-20H well.The application results show that the technology program of drainage and gas production by coiled tubing velocity string canreduce critical liquid-carrying current velocity,improve the ability of liquid-carrying,decreases the average pressure differential 1.82 MPa for the gas well tubing and casing,discharge the wellbore effusion effectively,to achieve a continuous liquid carrying increase and stable yield for low pressure gas well.So,it has played a good application effect.

Sulige gasfield；low pressure horizontal well；critical liquid-carrying current velocity theory model；coiled tubing；velocity string；drainage and gas production

TE934.1

A

1673-5285（2017）05-0020-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.005

2017－03-30

中国石油渤海钻探2015年重大技术研究项目“可降解桥塞压裂工艺技术研究”，项目编号：2015ZD15K；中国石油渤海钻探分公司项目“可降解材料在封隔器元件中的应用研究”，项目编号：2016JXJF-07。

平恩顺（1986-），工程师，2015年博士毕业于河北工业大学机械制造及其自动化专业，工学博士学位，现主要从事油气田储层增产措施改造方面的研究工作，邮箱：pingenshun@163.com。