大位移水平井連續油管排水采氣工藝研究

劉書炳 王定峰 劉 磊 張孝棟 李 朋

中國石油長慶油田長北作業分公司, 陜西 西安 710018

0 前言

長北天然氣合作開發項目是中國石油天然氣股份有限公司與殼牌(中國)勘探與生產有限公司的國際合作項目,區塊主力開發層位為山2層,采用“叢式井組、稀井高產、井間接替、分區開發、定壓生產”的模式開發,主要以大位移雙分支水平井開采[1],水平位移一般超3 000 m;氣藏類型為單相干氣氣藏,氣井產水類型為凝析水;驅動方式主要為氣體壓能驅動[2],開發方式采取衰竭式開采;集氣模式為井叢“魚刺型”匯集、一條干管通往中央處理廠的模式[3]。

長北區塊大位移水平井一開到600 m左右,下339.7 mm套管固井。之后用311 mm鉆頭二開鉆進,1 700 m 以上為直井段,一般從1 700 m開始造斜,3 300 m左右入靶進入目的層山2層,井斜角為87°左右,下入244.5 mm套管固井[4]。三開再用216 mm鉆頭在山2層鉆進水平段,根據儲層分布情況,鉆2條或多條分支水平井段,單個分支水平段長度為2 000 m左右,單井累計水平段為4 000 m左右,儲層不進行酸化和壓裂改造,以裸眼方式完井。為滿足初期高產,水平井主要采用 88.9 mm 和114.3 mm油管完井,部分井采用139.7 mm油管,完井時隨油管下入井下安全閥和永久式封隔器,油套不連通;相對于直井,雙分支大位移水平井由直井段、大斜度斜井段和長位移水平段構成,各井段的攜液規律差別較大[5]。開發早期,地層能量充足,氣井產量高,井筒積液現象不明顯,水對氣井生產影響不大。隨著氣井生產延續,氣驅能量逐漸衰竭,氣井進入中后期,產量逐漸降低,攜液能力不足,氣體不能將液體從井筒中帶出,造成井筒開始積液,影響生產[6-7],導致氣井產量降低甚至停噴,需要采取一定措施恢復氣井生產。由于水平井的封隔器未解封,油套不連通,無循環通道,泡排、氣舉等排水方法難以實施,具有極大的局限性。因此,根據長北大位移水平井井身結構及氣井生產特征,開展了大位移水平井連續油管排水采氣工藝研究和現場應用工作,有效解決了氣井的積液和不穩定生產問題,實現了氣井的平穩生產。

1 連續油管排水采氣工藝研究

1.1 氣井連續排液理論

1.1.1 工藝原理

氣井連續排液理論認為,油管與氣層的工作要協調一致,氣井才能連續帶液自噴生產。早期氣井能量充足,可以實現自噴帶液穩定生產,開發中后期由于氣井產量遞減速度較快,氣井的實際產量遠遠小于連續排液臨界攜液流量,造成井底嚴重積液，這時就必須調整自噴管柱直徑,下入較小直徑的油管,使油管和氣層的工作重新建立協調關系[8]。

連續油管排水采氣工藝是采用帶壓作業將小尺寸連續油管下入原管柱內,在井口長期懸掛和密封,并作為新的生產管柱,通過減小井筒過流面積提高氣體流動速度,將井筒流態由段塞流變成環霧流,排出井底積液,恢復氣井正常生產,提高氣井產量[9]。

該工藝可下入大斜度井段,后期工作量小,在低產低滲致密氣藏開發中具有獨特的優勢，能夠有效提高低壓、低產氣井及產液氣井的攜液能力[10-11]。工藝設計時需綜合考慮井身結構、時機、管徑、下入深度、井口和井底流動壓力等參數,優化設計,達到最佳排水采氣效果。

1.1.2 水平井臨界攜液流量計算模型

水平井常用的臨界攜液流量計算模型有液滴模型、Belfroid模型、液膜模型等,無論哪種模型,直接采用模型計算臨界攜液流量都會造成臨界攜液流量與實際攜液流量嚴重偏差,因此需要對水平井臨界攜液流量相關模型進行優選和修正,一般水平井選擇Belfroid模型。荷蘭Eindhoven 科技大學Keuning連續攜液實驗研究發現臨界攜液流量會隨井斜角的變化而改變,在此基礎上結合液滴模型和Fiedler形狀函數,考慮井斜角變化得到Belfroid模型,適用角度范圍5°≤θ≤90°。

Belfroid模型為:

(1)

式中:vcr為攜液臨界氣速,m/s;σ為氣液表面張力,N/m;ρl為液體密度,kg/m3;ρg為氣體密度,kg/m3;θ為井筒與水平方向的夾角,°;g為重力加速度,m/s2。

李克智[12]的研究結果表明,水平氣井井筒在40°～70°的井斜角,其流動壓降大,氣體攜液最為困難,同時該井段需要的攜液流量最大。結合西南石油大學關于水平井連續攜液試驗研究及模型評價的研究內容可知,不同壓力下臨界攜液流量與氣井的井斜角具有一定的關系,在井斜角=50°時,所需臨界攜液流量達到最大[13];在井斜角>50°時,臨界攜液流量隨著井斜角增大反而減小;當井斜角<50°時,雖然臨界攜液流量會隨角度增大而增大,但是增大緩慢,且臨界攜液流量小于井斜角=50°時對應的臨界攜液流量。該研究結果與國外的研究結果一致,因此取50°井斜角時所需的臨界攜液流量,便可滿足氣井的生產需要。式(1)應用于現場實際時,存在較大偏差。楊功田等人[14]在斜井模擬試驗裝置對斜井段臨界攜液流量測試結果的研究中,根據實驗數據對Belfroid模型進行了修正,在此基礎上根據長北實際生產情況,對該模型進行了進一步修正,修正后的Belfroid模型偏差較小,適用于長北區塊水平井臨界攜液流量計算。

Belfroid模型修正為:

(2)

根據修正的Belfroid模型,計算了長北區塊不同壓力條件下,不同井筒尺寸的臨界攜液流量,見表1。88.9 mm 油管臨界攜液流量為3.2×104～7.0×104m3/d,114.3 mm油管臨界攜液流量為5.2×104～11.8×104m3/d。這些數據是判斷水平井是否積液和是否采取排水采氣措施的重要依據。

表1 不同尺寸油管水平井臨界攜液流量表

1.2 下入時機

生產中常以臨界攜液流量作為連續油管下入時機的指標,認為當氣井實際產量Q實小于等于臨界攜液流量Q臨時,便可下入連續油管生產。

連續油管下入時機很重要,因為下入連續油管后摩阻增加,下入過早可能會限制氣井產能發揮,降低氣井產量。也不能下入太晚,否則井筒內積液較多,尤其是水平井,下入后可能會出現復產困難,因為連續油管內徑較小,內容積小,出現少量積液,在連續油管內就可能形成較長的液柱,增加靜液柱壓力[15],可能形成水淹井,因此連續油管必須在適當的時機下入。

長北區塊以大位移雙分支水平井開發為主,對于采用88.9 mm和114.3 mm尺寸油管完井的水平井,原有的尺寸在氣井生產的早期滿足了高產的需求,適用于氣井生產。隨著生產時間延長,氣井的產量會逐漸低于臨界攜液流量,出現不穩定生產和積液狀況,此時原有的油管尺寸已無法利用氣井自身能量自主排液,這是比較合理的連續油管下入時機。參考臨界攜液流量的理論計算結果,結合長北區塊氣井現場實際生產狀況,當氣井產量低于臨界攜液流量,出現較大波動、不能連續生產時,下入連續油管,見圖1。

圖1 4 MPa下114.3 mm油管井連續油管下入時機曲線圖Fig.1 Cures of velocity string installation time inMPa 114.3 mm tubing under 4 MPa

由于長北區塊采用定壓生產的模式,所以現場選擇生產不穩定,井口油壓4 MPa左右,產量降低到1 500×104m3/a的88.9 mm油管目標氣井和2 700×104m3/a的114.3 mm油管目標氣井進行連續油管安裝作業,氣井有效生產天數按330 d計,折算產量分別約為4.5×104m3/d和7.5×104m3/d,與式(2)的修正模型計算的理論臨界攜液流量有較好的對應關系,見表2。

表2 不同尺寸油管水平井連續油管下入時機參照表

1.3 尺寸優選

目前研究認為油管的尺寸越小,所需要的攜液流量越小,越有利于氣井排液,但是越小尺寸的油管,雖然提高了氣井攜液能力,但同時也會造成油管摩阻越大[16],井筒的壓力損失越大,井口壓力越低,在特定的集輸氣模式下,有可能滿足不了輸氣需要,制約氣井生產。

當原有生產管柱不能滿足連續攜液需求時,重新選擇較小直徑的管柱,必須滿足四個方面的條件:與氣井當前產能匹配,不能造成嚴重限產;實際產氣量高于臨界攜液流量;井筒壓力損失可控,井口壓力高于輸壓;新選管柱的外徑小于原管柱井下工具的內徑,保證新的管柱下入不受限。

長北區塊由于井身結構、管柱結構和地面集氣流程都有自身的特殊性,相應的連續油管尺寸優選分四個步驟來完成。

1)采用與本氣藏吻合度較高的RTA產能計算軟件和eclipse數值模擬軟件綜合預測當前氣井的產能。預測表明,長北區塊生產不穩定的氣井產量相比投產初期下降幅度較大,但下入連續油管前仍有3×104～8×104m3/d 的產能,現場根據該重要依據進行合理配產。

2)根據配產需要,按照表1不同尺寸油管水平井臨界攜液流量數據,初選新管柱尺寸,原則上應保證新管柱氣井排液后正常產量在其臨界攜液流量以上,38.1 mm、50.8 mm油管可同時滿足3×104～5×104m3/d的配產和臨界攜液流量要求,60.3 mm 油管可滿足5×104～8×104m3/d的配產和臨界攜液流量要求。

3)核算氣液兩相流體沿著選定的生產管柱流出時產生的壓力損失,并確保其必須小于允許的最大壓力損失,使井口有足夠的能量把氣流輸進集氣流程。由于長北區塊集氣模式采取井叢“魚刺型”匯集、一條干管通往中央處理廠的模式,受壓縮機處理能力限制,中央處理廠入口壓力高達3 MPa,干管輸氣壓力在3.2 MPa左右,因此井口壓力必須超過3.2 MPa才能保證氣井正常生產,將氣流輸進集氣干管。依據長北區塊與劉永輝教授根據流壓梯度實測數據合作研究結果,在采用新的管柱生產情況下,管柱能連續攜液,氣液兩相流態得到明顯改善,井筒垂直段和傾斜段壓力降分別為0.113 MPa/100 m和0.147 MPa/100 m,油管沿程壓力損失為3.75 MPa左右,在目前井底流壓8 MPa的情況下,井口有足夠的壓力余量將氣流輸進集氣干管,能保證氣井正常生產。

4)長北區塊原88.9 mm生產管柱連接有井下安全閥、永久封隔器、工作筒等井下工具,最小內徑為66.9 mm,60.3 mm管柱無法下入,因此,88.9 mm生產管柱井只能選擇下入30.8 mm、50.8 mm連續油管。而114.3 mm生產管柱內可以考慮下入 60.3 mm 連續油管作為新的生產管柱。

綜合考慮氣井產量與穩產時間的平衡關系,管柱尺寸和氣井產量不可能永遠匹配,為了延長連續油管穩產時間,避免后期作業,需要平衡連續油管下入初期產量和氣井全生命周期后續穩產的問題,連續油管尺寸選擇可以適當保守一點,一般采用30.8 mm連續油管。

1.4 下入深度

關于連續油管下入深度,每個氣田因具體井況不同,都有自己的經驗做法。一般認為,連續油管下入深度越深越好,越有利于排除井筒內的積液,但連續油管的下入深度必須綜合考慮以下因素:解決井斜50°攜液最為困難[13]及井斜50°以下井筒段連續攜液的問題;井筒總流動壓降最小,保證井口壓力有足夠的能量將天然氣輸送到集氣干管;防止井筒沉砂等雜質堵塞[17]、氣流直接噴射沖蝕油管等問題。將連續油管下入水平段,可以最大限度將井筒積液排出,但是面臨井筒沉砂等雜質堵塞、氣流直接噴射沖蝕油管的問題,且沒有考慮井筒總流動壓降的影響,顯然,這種方式是不可取的。杜洋等人[18]建模計算表明,水平井井筒最小總壓降發生在井斜70°～85°,認為是油管最優下入深度。

對于長北區塊水平井而言,50°井斜角對應的斜深一般在2 700 m左右,此處所需臨界攜液流量最大,理論上連續油管需下入到此深度;但50°井斜角以下位置為88.9 mm和114.3 mm的大尺寸油管,所需的攜液臨界氣量大于連續油管的臨界攜液流量,因此連續油管以下位置88.9 mm和114.3 mm的原生產管柱依然存在不能連續攜液的情況,出現積液問題,所以連續油管的下深必須超過該井段。為了進一步降低水平井井筒積液高度,減少井筒液柱壓力,最大限度排除水平段的積液,長北區塊推薦連續油管下入深度3 200～3 600 m,井斜角82°左右,見圖2。該處基本在原有生產油管引鞋的位置,最大限度接近了水平段,既考慮了新生產管柱連續攜液的問題,減小了連續油管壓力損失的影響,也避免了井筒沉砂等雜質堵塞、氣流直接噴射沖蝕油管的風險。

圖2 連續油管下深優化示意圖Fig.2 Schematic diagram of velocity string depth optimization

1.5 懸掛方式

目前連續油管均采用傳統的井口懸掛方式,在各大氣田廣泛應用,傳統連續油管工藝是將連續油管通過懸掛器懸掛于井口采氣樹1#閘門之上的方式進行作業[19],連續油管安裝后,采氣樹1#閥門無法開關,失去了原有功能,破壞了采氣樹原有的完整性;另外當1#閥門或者法蘭發生泄漏時，由于連續油管的存在,無法進行維修處理,存在潛在的風險;由于長北雙分支水平井采用的是整體式采氣樹,針對長北區塊采氣樹的特點,如何在不破壞采氣樹原有完整性、避免1#閥泄漏無法維修處理的前提下,實現連續油管的懸掛意義重大。因此,長北區塊先后進行了連續油管井下懸掛和井口懸掛的研究工作,連續油管作業采用了井下懸掛和井口懸掛兩種懸掛方式分別見圖3和圖4。

圖3 連續油管井下懸掛示意圖Fig.3 Schematic diagram of VS downhole hanging

圖4 連續油管井口懸掛示意圖Fig.4 Schematic diagram of VS wellhead installation

兩種方式區別在于井下懸掛采用專業的連續油管懸掛器將連續油管懸掛在井口以下20 m左右的油管壁上,不需改動井口采氣樹;而井口懸掛需要改造井口采氣樹,因此安裝了與采氣樹匹配的井口懸掛器,實現了連續油管安裝的同時,保證了采氣樹1#閥門的功能性;兩種方式各有優缺點,長北區塊劉磊、張孝棟等在這面進行了大量研究[20-21]。

2013年,為避免井口采氣樹改造,節省投資和施工周期,下入連續油管的5口井全部采用了井下懸掛的方式。但在連續油管井下懸掛安裝后,有2口井復產失敗,經分析發現這2口氣井水淹嚴重,1口井通過注入高壓氮氣誘導放噴的方式復產成功,1口井采用該方式仍不能正常生產;復產的失敗暴露了連續油管井下懸掛方式存在的弊端,即下入連續油管后,連續油管和原有生產油管之間仍無循環通道,無法氣舉循環排液;因此,后期對復產失敗的氣井帶壓起出連續油管,采用井口懸掛的方式重新下入了連續油管,采用高壓氮氣循環排出了井筒內積液,成功恢復生產。

2018年開始采取了井口懸掛連續油管的安裝作業,井口懸掛連續油管后在連續油管和原油管間建立了環空通道,可以使用高壓氮氣循環排出井筒內積液,復產水淹井。因此,考慮到氣井井底壓力會持續下降,全生命周期排水采氣需求等因素,后期氣井連續油管均采用井口懸掛方式。

2 現場應用效果

從2013年開始長北區塊進行水平井連續油管排水采氣研究應用,截至2021年底累計安裝水平井連續油管井7口,其中5口采用井下懸掛方式，2口采用井口懸掛的水平井,安裝連續油管后氣井生產穩定,累計增產氣量3.2×108m3,排水采氣效果顯著。連續油管安裝作業前,這些氣井均無法連續生產,主要采取間歇的方式生產,連續油管安裝后均實現連續穩定生產,排水采氣效果明顯,見表3。

表3 長北區塊連續油管排水采氣效果統計表

典型井如CBX4,該井于2008年3月30日投產,采用114.3 mm油管完井,初期產量25×104m3/d,2016年初該井已不能連續穩定生產,后以關井復壓間開模式生產,2016年10月進行流壓梯度測試,測得井筒有積液,積液在井深2 300 m處,積液垂深高度約630 m。2017年8月安裝38.1 mm連續油管柱,安裝前平均產量2.5×104m3/d,安裝連續油管后產量增加至3.2×104m3/d,2021年底產量穩定在2.0×104m3/d,已經穩定生產6 a,累計增產氣量0.12×108m3。連續油管安裝前后生產對比見圖5。

a)連續油管下入前后開井時間對比a)Schematic diagram of well flowing time before and after VS installation

3 經濟性評價

早期連續油管作業工藝復雜,采用進口油管懸掛封隔器和井下工具,作業周期長,費用高。后期采用國內成熟工藝,成本大幅度降低。長北區塊水平井連續油管有效期較長,如CBX1和CBX2,從2013年至今,連續油管氣井生產穩定,排水采氣效果良好。表2中連續油管增產氣量截至2021年底,平均單井措施費用167萬元,平均單井增產氣量1 404×104m3,銷售收入1 602萬元,投資回報率9.59%,經濟性良好。

4 結論及認識

1)通過開展井筒攜液規律研究和臨界攜液流量模擬計算,獲得了長北大位移水平井的臨界攜液流量,在此基礎上,綜合考慮配產需求、管柱攜液能力、沿程壓力損失、井下工具配套和全生命周期排水采氣等因素,在井口壓力4 MPa的條件下,當88.9 mm油管氣井和114.3 mm油管氣井產量分別低于4.5×104m3/d和7.5×104m3/d時,可下入38.1 mm連續油管作為長北區塊水平井排水采氣生產管柱。

2)連續油管下入時機主要根據氣井生產動態特征表現來確定,氣井在一定井口壓力和油管尺寸下的氣井產量低于臨界攜液流量,不能連續穩定生產或產量波動較大時,就可以做為連續油管排水采氣備選井,同時考慮臨界攜液流量和井口壓力、年累計產氣量,在不對氣井造成較大限產的情況下,及時下入連續油管進行排水采氣生產。

3)連續油管下入深度須超過井斜50°,推薦下至井斜82°左右,但不超過原管柱引鞋,最大限度地接近水平段,既解決了新生產管柱連續攜液和井筒壓力損失最小的問題,又避免了井筒沉砂等雜質堵塞、氣流直接噴射沖蝕油管的風險。

4)考慮到地層壓力較低,水平井積液嚴重,連續油管安裝后復產困難的問題,連續油管推薦采用井口懸掛方式,可建立循環通道,有助于進行氮氣循環排液復產。

5)長北區塊大位移水平井累計7口井安裝連續油管,下入連續油管后,井筒攜液能力明顯增強,氣井生產穩定,生產效果良好,達到了長期穩產效果,說明連續油管可以有效解決水平井因積液導致的不穩定生產問題,可進一步推廣應用。