0 引言

东海A气井于2013年10月投产，是中海油首口单通道井，下部以ϕ88.9 mm套管固井，上部用ϕ88.9 mm生产管柱回接至套管悬挂器。投产初期产气约4×10⁴ m³/d，2017年1月油压由初期的17.0 MPa快速降至流程压力2.6 MPa，产气不足1×10⁴ m³/d，产水量由40 m³/d降至0，面临停喷，亟需采取有效的排采措施维持生产。

速度管柱工艺具有见效快和持续排液的优势。陆地气田速度管柱排采工艺直接用到海上实施时存在误差大、不能全井筒悬挂及作业过程压井液漏失等问题^[1-4]。通过在速度管柱管径优选、悬挂方式设计及施工工艺方案改进等方面展开技术研究，制定了海上气井速度管柱排采方案，并进行了现场试验，取得良好效果。

1 速度管柱下入参数优选

分析气井临界携液模型，生产管柱内径越小，流速越快，携液能力越好。结合管径摩阻分析，管柱直径越小，气井在生产过程中产生的摩阻越大，井筒压力损失越大，反而不利于气井高效生产。因此，速度管柱参数优选要综合考虑临界携液流量、管径压降以及不同参数下的产量是否满足携液等多方面要求。

1.1 携液能力计算

目前国内外常用的临界携液模型有MinLi模型和Turner模型，经过大量文献调研及理论计算^[5-8]，水平井以及定向井井筒内气液流动规律与直井存在明显差异，其携液规律不能简单使用Turner公式或者其修正公式去模拟和计算。东海气井根据自身情况选用定向井携液模型^[6]，其计算结果更加符合东海气田的实际生产情况，具体见公式(1)和公式(2)。

临界携液流速：

(1)

临界携液流量：

(2)

式中：u_cr为气井携液临界流速，m/s；q_cr为气井携液临界流量，10⁴ m³/d；p为井口或者井底压力，MPa；T为井口或者井底温度，℃；Z为气体压缩因子；θ为倾斜角，(°)；λ为摩擦因子，无量纲，与雷诺数和油管表面粗糙度有关，一般取值0.01~0.10；A为流体过流面积，m²。

其中为Turner公式(Turner本人将公式乘1.2倍系数作为最终的计算公式)，(cosθ+λsinθ)^0.25为定向井临界携液流量计算公式修正系数。

对水：σ=0.06 N/m，ρ_l=1 074 kg/m³；

对凝析油：σ=0.02 N/m，ρ_l=721 kg/m³；

气体密度计算式：

(3)

计算东海A气井流程回压2.6 MPa时，自井口至产层中部悬挂外径为31.8、38.1、44.5和50.8 mm等4种管径对应12种规格的小直径管临界携液流量，随井深其变化趋势一致，临界值均出现在小直径管下端，井筒临界携液流量(0.54~1.63)×10⁴ m³/d，见图 1。

计算不同尺寸的速度管柱，在下入深度距离产层中深具有一定距离的深度时，在管柱底部携液流量出现拐点，影响排液效果，见图 2。因此在设计过程中，应尽量将速度管柱下至产层中深位置。

1.2 井筒压降分析

气体在油管、套管或者环形空间中流动时，流体能量变化遵循能量平衡理论。流体所携带的能量包括内能、动能、位能和压力能。根据力学守恒定律，沿井筒的压力梯度表示为^[9-10]：

(4)

式中：表示总梯度；表示举升压降梯度，；表示加速度压降梯度，；表示摩阻梯度，。

油管直径改变，气体流动的环形空间改变，同样流量条件下流动空间在横向上改变，总梯度计算公式中摩阻梯度改变。

达西公式为：

(5)

式中：f为摩阻系数，d为空心管径或气体流动空间横截面相关表征参数，L为流动管长度。

流动面积减小时，同样雷诺数下对应的摩擦因数增大，摩阻梯度增大。井筒流体压降逐渐增大，对生产不利。利用PEOffice软件中的ProdDesignforGas模块计算东海A气井不同直径油管的井筒压降，见表 1。随着小直径管内径减小，井筒压降变大，当小直径管内径不大于31.8 mm时，井筒压降增速变大。在满足气井携液能力条件下，应优选内径在38.1 mm以上的连续管速度管柱。

1.3 产量预测与下入参数优选

根据气井实测温压和静态数据，利用节点分析技术和PEOffice软件中的ProdDesignforGas模块建立气井生产模型，即可预测分析不同流程压力，不同内径速度管柱对应的气井产量，如表 2所示。表中p₁表示流程回压。由表可知，同一流程压力下，随着管径增大，产气量增大；管径一定时随着回压增大，产气量下降。

综合分析气井临界携液量、管径压降及不同管径下的产量，在满足携液能力的同时，推荐A气井优选外径50.8 mm、内径45.3 mm的小直径管自井口下到产层中深位置，以获得井口最大产气量。

2 海上速度管柱下入方案设计 2.1 速度管柱悬挂方式设计

海上气井存在井下安全阀，实施速度管柱作业时如果按照陆地方法全井筒悬挂连续管^[11-14]，安全阀将无法实现正常开关功能。若在安全阀以下悬挂连续管速度管柱，安全阀以上井筒携液流量较大，极限条件下积液将对井底造成较大回压。

综合考虑海上气井生产条件，设计2级悬挂方式，分别是安全阀以下至产层中深位置设计1级悬挂，以及安全阀以上至油管挂位置增加1级悬挂^[15-16]。2级悬挂工艺可在保证井下安全阀正常开关功能的基础上，最大限度地提高井筒携液能力。气井携液流量分布见图 3。极限情况下积液阻力可忽略不计。2级悬挂管柱结构见图 4。

2.2 速度管柱不压井作业方法设计及试验

海上实施速度管柱作业，应尽量做到不压井，以保护储层。不压井工艺核心部件为剪切底座。速度管柱下入过程中，在井口连接悬挂器及坐封服务工具时需切割连续管，为保证隔绝井内压力，在速度管柱端部安装剪切底座。作业结束后，通过井口加压剪切底座连通地层^[17-20]。剪切底座实物图见图 5。

剪切底座材料选用13Cr，其扣型采用ϕ50.8 mm连续管内螺纹连接，外形尺寸为ϕ65.5 mm×196.6 mm，销钉剪切压力3 MPa，销钉数量为8(可调整)。

速度管柱到位后，坐封悬挂器装置。采用液体介质，加压坐封悬挂器，完成后使用膜制氮设备采取环空加压氮气方式验封。验封合格后酸化泵向速度管柱内继续加压至25 MPa，释放悬挂器坐封辅助工具，起工具串至井口，坐封用的液体介质随坐封辅助工具带出井口。之后利用氮气加压至剪切底座剪切压力，剪切底座。整个作业过程确保了液体介质的零漏失。

2.3 施工程序

(1) 作业设备吊装就位。

(2) 组装连续管作业井口，连接设备，启动设备进行功能测试，井口防喷系统试压30 MPa×15 min，合格。

(3) 速度管柱通水试验，结束后氮气清扫管线，在连续管下端安装剪切底座。

(4) 下入第1级速度管柱，到位后井口切割油管，连接悬挂器和坐封工具等。

(5) 继续下放速度管柱至坐封位置，使用淡水加压至18 MPa，坐封悬挂器。

(6) 连续管及油管环空使用氮气加压验封悬挂器密封性，加压15 MPa×10 min，合格。

(7) 连续管内继续加压至25 MPa，释放坐封辅助工具，起出释放辅助工具，检查工具完好。

(8) 下入第2级速度管柱，施工工序与第1级相同。

(9) 氮气加压至12 MPa，剪切底座，建立井筒连通。

(10)恢复井口，拆除作业设备，作业结束。

3 现场实施效果评价

东海A气井于2017年1月22日完成现场作业，施工周期6 d。作业结束后立即倒入生产流程诱喷生产，经过接近4个月的稳定生产，6月份日增气1.4×10⁴ m³，日产液由作业前的0.1 m³增至13.0 m³。图 6为该井生产动态曲线图。速度管柱作业完成后，该井生产趋于稳定，根据油藏预测，可延长自喷周期1 a以上，经济效益可观。

4 结论与认识

通过对陆上速度管柱排采工艺改进和创新，包括速度管柱优选方法完善、悬挂工艺设计改进及创新性实践不压井工艺等，在海上气田尝试应用该工艺，首次实施即获得成功。应用结果表明：

(1) 速度管柱工艺适用于海上产水井的排液采气，排采效果良好。

(2) 完善补充了速度管柱参数设计方法，该方法通过现场实践，符合性较好。

(3) 形成一套适用于海上作业的速度管柱施工工艺程序，2级悬挂技术在最大限度提高管柱携液能力的同时，确保井下安全阀正常开关；利用氮气加压剪切球座及验封确保了整个作业过程的零漏失，储层得到有效保护。