0 引言

长庆苏里格气田年产气量约200亿m³，水平井开发作为提高单井控制储量及采收率的重要手段已在该气田得到推广应用。与直井相比较，水平井改造规模大，入地液量多，压裂液返排难，投产后如不及时排出压裂液会影响气井生产；同时随着生产时间延长，气井能量逐渐衰减，携液能力减弱，造成水平井井筒积液。国内开展水平井泡沫排水和气举等工艺措施已取得一定效果^[1]，但这些工艺措施主要排出悬挂封隔器以上积液，斜井段和水平段的大部分积液并未排出，仍影响气井正常生产。水平井速度管柱排水采气技术已有少量应用^[2-3]，但效果不显著，分析原因主要有2点：一是对水平井易积液位置认识不清，导致连续管柱下入深度不佳；二是管底预置的常规堵塞器易受油管内壁和井下工具刮擦而脱落，导致连续管下入深度大幅受限，斜井段积液无法排出。笔者运用成熟的直井模型和新建的斜井段计算模型，找出水平井最易积液位置，用于指导连续管下深，同时研发适合水平井速度管柱排水采气的关键工具，解决连续管在大斜度井段中的双重悬挂密封和下入问题。

1 速度管柱排水采气原理

基于井筒两相流和最小携液流量理论，通过提高井筒内气体流速来改善气液流态，将原来的段塞流变成环雾流。具体做法是：采用带压作业工艺在井筒下入较小管径的连续管，使其在井口长期悬挂和密封，并作为生产管柱，提高气井携液能力，达到排水采气目的。通过前期研究和直井的现场应用，已优选出ø38.1 mm连续管作为速度管柱^[4]。

2 水平井临界携液模型建立

对于水平井而言，井筒中直井段的垂直管流、斜井段倾斜流和水平段的水平管流并存，因此计算井筒临界携液流量时，需对直井段和斜井段分别计算，并做整体对比分析，从而找出临界携液流量最大点，即最易积液的位置，据此确定连续管最佳下入深度，以便最大程度地发挥速度管柱排水采气作用。

对于直井段而言，计算携液模型很多，具有代表性的有Turner模型^[5]、Coleman模型^[6]和李闽模型^[7]，选取苏里格气田10口打捞节流器后下压力计进行实际液面探测的气井，分别利用上述3种模型算出这些井的临界携液流量，并将其与实际产气量对比，以此判断气井理论积液情况，将10口井实际积液情况与理论积液情况进行对比，以确定各携液模型的适用性。计算与测试结果对比见表 1。

探液面测试无积液的5口气井采用Turner模型和Coleman模型预测出来均处于积液状态，预测结果和实际生产情况偏差大。李闽模型计算的临界携液流量较其他模型低，积液判断的结果和实际生产情况最为接近，准确率为80%。从模型验证及长期使用情况来看，李闽模型较适用于苏里格气田低压、低产、小水量和低水气比的气井生产特点，故直井段选择该计算模型。

对于斜井段而言，借鉴Beilfroid角度修正模型^[8]，气井携液临界流速为：

(1)

式中：u_cc为气井携液临界流速，m/s；σ为气液表面张力，N/m；ρ_w为液体密度，kg/m³；ρ_g为天然气密度，kg/m³；θ为倾斜角，(°)。

该模型在Turner模型的基础上，增加了一个随井斜角变化的修正系数，因此将李闽模型与Beilfroid角度修正模型结合，建立苏里格气田水平井斜井段携液临界流速计算模型为：

(2)

对应的斜井段携液临界流量计算模型为：

(3)

式中：Q_g为气井携液临界流量，10⁴ m³/d；T为井底温度，K；Z为天然气压缩因子；A为油管截面积，m²。

经计算，井斜角90°(水平流动)时，临界携液流量为0；井斜角增加，临界携液流量先增加后减小；井斜角35°左右时临界携液流量最高，为相同条件下直井段的1.35倍，此处为连续管最佳下入位置。压力10 MPa、温度100 ℃时，不同井斜角下的临界携液流量如图 1所示。

3 关键工具设计 3.1 双重密封悬挂器设计

如何实现长3 000多m、质量10多t的连续管在采气井口长期悬挂并有效密封连续管与原油管环空是2项技术难题。为此，设计了双重密封悬挂器(见图 2)。该悬挂器主要由转换法兰、上密封机构、三通本体、下密封机构和卡定机构组成。转换法兰内部设有上密封机构，其底端装有胶筒，侧面设有密封脂注入孔，当转换法兰与悬挂器上法兰连接后，胶筒受压缩变形，并通过注入孔打入密封脂，实现第1重密封；三通上法兰侧面设有密封顶丝，三通内部设有下密封机构；下密封机构由压环、压圈、胶筒和压圈组成，旋转顶丝，顶丝推动压环下移，压缩胶筒，实现连续管和油管环空的密封；卡定机构由2瓣卡瓦和卡瓦座组成，卡瓦采用梯形螺纹设计，将连续管越卡越紧。

设计参数如下：额定密封压力35 MPa，额定悬挂载荷180 kN，额定工作温度50 ℃，主通径78 mm，旁通通径65 mm。

3.2 内嵌式堵塞器设计

堵塞器用于下管作业时封堵连续管内部。由于苏里格气田水平井普遍采用压裂生产一体化管柱^[9-10]，井筒内压裂工具多、井斜大，下管时管底预置的常规堵塞器易刮擦管壁和井下工具，导致堵塞器密封失效甚至脱落，故连续管下入深度均位于安全接头以上5~10 m，距井斜35°处最易积液位置长200~250 m，严重影响排水采气效果，为此设计了内嵌式堵塞器，以解决连续管井斜段无法下入问题。

内嵌式堵塞器结构如图 3所示。其上端部设有渐深式滚压槽，通过滚压方式与连续管快速连接，其最大外径与连续管外径一致，便于通过防喷器等装置；堵头采用内嵌式设计，与堵塞器本体通过销钉相连，保证了连接强度；自锁口袋防止堵头打掉后上移回堵；堵塞器本体侧面设有筛孔，便于地层流体产出。

设计参数如下：额定密封压力35 MPa，额定连接强度180 kN，额定工作温度130 ℃，最大外径38 mm，堵头脱落压差2 MPa。

4 主要技术特点

(1) 悬挂器采用双重密封设计，顶丝压缩下密封胶筒来实现第1重密封，向转换法兰侧孔注入密封脂，使上密封胶筒紧包连续管，从而起到第2重密封的作用。

(2) 堵头内嵌式设计巧妙解决了堵头受刮擦难题，从而确保能够将连续管穿越井下工具。

(3) 堵塞器与连续管间采用渐深式滚压连接，连接强度高，安装简单且快速。

(4) 堵头打落至口袋时，自锁扣启动，捕捉堵头，避免开井生产瞬间堵头被气流吹回原位而再次封堵连续管。

(5) 连续管下至井筒最易积液的位置，从而提高了水平井速度管柱排水采气的效果。

5 现场试验效果分析

苏里格气田水平井苏平A井采用内径76 mm油管生产时，由于积液导致油套压差呈波动状上升，产气量降低，采取泡排措施后，效果甚微。2016年9月，采用内嵌式堵塞器成功将连续管下至最易积液的井斜35°处，在速度管柱排水采气试验，油套压差显著降低，产气量增加0.54×10⁴ m³/d；增幅为80%，产水量增加0.4 m³/d，增幅为90%，排水采气效果显著。苏平A井应用速度管柱前、后的生产曲线如图 4所示。

6 结论及认识

(1) 水平井临界携液流量随井斜角增加先增加后减小，水平段最小，井斜角35°左右的斜井段是最易积液位置，其携液流量为直井段的1.35倍。

(2) 一体化悬挂器实现了连续管在采气井口的长期悬挂与密封，内嵌式堵塞器解决了连续管在大斜度井段的下入难题，使连续管能够顺利穿越井下工具，下至斜井段任意位置。

(3) 水平井速度管柱的成功应用不仅解决了该类井的排水采气问题，同时也为其他因井斜大导致工艺措施受限的问题提供了一种新的解决途径。