The Technical Advance and Development Suggestions for Leakage Prevention and Plugging Technologies in the Tarim Oilfield
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摘要: 针对塔里木油田复杂地质条件下的井漏问题，结合地层特征分析了该油田的井漏类型，总结了该油田防漏堵漏技术发展历程及取得的技术成果。分析可知，塔里木油田漏失类型包括孔隙性漏失、裂缝性漏失和溶洞型漏失，但以裂缝性和缝洞型漏失为主。该油田的防漏堵漏技术发展经历了基础体系建立阶段和特色技术发展完善阶段，形成了油基钻井液防漏堵漏、高强度承压堵漏、高压盐水层防漏堵漏和缝洞型漏失堵漏等技术。通过分析梳理，明确了塔里木油田防漏堵漏技术现状和依然存在的漏失难题，确定了攻关方向，提出了加强地层预测、研发或引进新型堵漏技术、丰富工程技术手段和开发大数据堵漏软件等技术发展建议。Abstract: With the goal of solving the problem of circulation lost under complicated geological conditions of the Tarim Oilfield, this paper analyzed the types of circulation lost in this oilfield combining its formation characteristics, and summarized the development history and achievements of leakage prevention and plugging technologies in this field. It shows that leakages induced by porosity, fracture and caverns are all encountered in Tarim Oilfield, but mainly caused by fractures and cavity. The development of leakage prevention and plugging technologies in this oilfield has undergone two stages: the establishment of basic system and the development and perfection of characteristic technology. A series of techniques have been formed such as oil-based drilling fluid leakage prevention and plugging, high-strength pressure-bearing plugging, high-pressure brine layer leakage prevention and plugging, and fracture-cavity leakage plugging. From the analysis and sorting, we have clarified the current status of leakage prevention and plugging techniques in Tarim Oilfield and the remaining challenges in leakage control, and determined the trend of research. We proposed suggestions for further development of those technologies, such as strengthening formation prediction, developing or introducing new plugging technologies, enriching engineering techniques, and developing big data plugging software.
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近年来，在积液气井中应用涡流排水采气技术，将涡流工具下至气井预定位置，从而排出井筒中存在的积液，具有工艺简单、安全可靠及成本低等优势[1-4]。2003年，美国马拉松石油公司首次将涡流工具应用于美国Carthage气田等积液气井生产[5-6]；2010年起，中国石油、中国石化先后引进该技术，并进行了现场应用[7-9]。但是，该工具在部分积液井的增产效果不明显，主要原因是对工具的作用机理认识不清，结构参数优化缺乏针对性。为此，国内外专家和学者从数值模拟和试验评价2个方面进行了相关研究[10-11]。数值模拟方面，主要利用FLUNT软件进行分析，李隽等人[12-15]利用该软件证实了气液两相在井筒中呈类环状流动，且气体的流速对螺旋流动的强度能够产生一定的影响；陈德春等人[16-18]利用该软件定量分析了流体轴向上密度和持液率的变化情况；徐建宁等人[19]利用该软件进行了正交试验，分析了影响排采效果的因素。试验评价方面，A. J. Ali等人[20]最早开展了涡流排采室内模拟试验，采用内径50.8 mm、长度38.0 m的PVC圆管进行有、无涡流工具的对比试验，测试结果表明，涡流工具能够提高模拟井筒的携液量，并降低井筒压降；周朝等人[21-25]建立了不同生产条件下的涡流工具结构优化模型，利用试验方法对模型的准确性进行了验证。然而，目前的数值模拟方法仅能分析工具以上2 m内井筒的气液运动规律，而室内试验的温度和压力条件不同于井底的实际情况，因此，需要进一步完善涡流工具结构参数的优化方法。
为此，笔者在现有涡流工具的基础上研制了喷射旋流复合排液工具，利用自主设计的试验系统进行了喷射旋流复合排液试验，分析了喷射旋流复合排液工具结构参数对模拟井筒压降的影响；以模拟井筒压降最小为目标，通过正交试验和极差分析得到了不同气体流量所对应工具最优的结构参数，并进行了现场试验，为积液气井应用喷射旋流复合排液工具进行排采提供了优化方法和理论依据。
1. 工具结构及工作原理
以现有的涡流工具和射流泵为基础，研制了喷射旋流复合排液工具，其主要由密封条、打捞头、旋流体、导流管、开有吸入孔的喷射管和接箍卡套等部件组成（见图1）。生产流体通过喷射管内部的喷射结构进行加速、旋流体内部的螺旋结构进行分相，最终达到降低井筒压降的目的。
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图 1 喷射旋流复合排液工具的基本结构Figure 1. Basic structure of jetting and helical combination drain tool喷射旋流复合排液工具的打捞头用于连接钢丝作业工具；旋流体用于引导气液两相混合流体做螺旋运动；旋流体上的密封条遇水膨胀后紧贴油管内壁，避免流体通过工具与油管之间的空隙；导流管用于引导流体平稳地从喷射管进入旋流体中；接箍卡套用于将工具卡在油管接箍处，从而将工具固定在井筒中；喷射管用于对气液两相混合流体进行缓慢加速，上面开有4个吸入孔，便于回流的液体被二次吸入；接箍卡套用于将工具固定在预定位置的油管接箍处。
利用钢丝作业将喷射旋流复合排液工具下至预定位置后，井底流体通过喷射管进入工具中，由于喷射管出入口面积不同，流体流出后势能减小，动能增大，速度高于入口流速，便于携带井筒中的积液。然后，流体通过导流管和旋流体向井筒中流动，由于螺旋槽的引导作用和密封条的密封作用，气液混合流体的流动状态由直线紊流变为分相旋流，由于液相的密度较大，其被甩向油管壁并沿管壁以液膜的形式进行螺旋流动，而气相由于密度较小，在油管中心以气柱的形式向上运动。对于摩阻损失，当积液气井的井筒中存在喷射旋流复合排液工具时，气液两相混合流体通过时流体流动路径会变长，会使局部摩阻损失增大；而气液混合流体流过工具后，气液两相混合流动变为气液分相流动，相互干扰明显减少，井筒摩阻损失将会变小。在整个井筒中会出现摩阻损失“一增一减”现象。因此，只有通过优化工具的结构参数，使井筒摩阻损失的降低值小于局部摩阻损失的增加值，才能从整体上降低整个井筒中的摩阻损失，进而提高气井的携液能力。另外，该工具不需要外界补充能量，也不需要后期维护，因此应用成本较低。
2. 工具性能测试试验
根据喷射旋流复合排液工具性能测试需求，研制了测试其性能的试验装置，其主要由空压机、稳压罐、储水罐、阀门、气体流量计、液体流量计、气液混合器、模拟井筒、球阀、气液分离罐、单向阀和压力表组成（见图2）。
工具性能测试试验装置模拟井筒的内径60 mm，高度约15 m。试验用的喷射旋流复合排液工具通过3D打印获得。试验时，气液两相流体通过气液混合器，被均匀混合后进入模拟井筒，测试模拟井筒下入不同结构参数喷射旋流复合排液工具后，在不同气体流量条件下的井筒压降，分析工具结构参数对模拟井筒压降的影响，从而得到不同气体流量条件下工具最优的结构参数。
3. 影响模拟井筒压降的因素分析
3.1 单因素分析
喷射旋流复合排液工具的螺旋角为55°，旋流体长度为300 mm，螺旋体中径为35 mm，螺旋槽宽度为30 mm，喷射管内径为20 mm，喷射管长度为150 mm，吸入孔直径为8 mm。设定气体流量为60，70和80 m3/h，分别测试并记录对应的模拟井筒压降；然后，改变螺旋角，其值分别取25°，35°，45°，65°和75°，重复上述试验过程。根据试验测试结果，得到不同气体流量条件下不同螺旋角工具对应的模拟井筒压降（见图3）。
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图 3 不同气量下不同螺旋角工具所对应的模拟井筒压降Figure 3. Simulated wellbore pressure drops for tools with different helix angles at different gas flow rates从图3可以看出：在气体流量相同的条件下，随着螺旋角增大，模拟井筒压降先减小后增大，其主要原因是随着螺旋角增大，气液两相混合流体通过工具的阻力会减小，故模拟井筒压降会变小；随着螺旋角增大，涡流作用产生的向心力将会变弱，气液两相之间分相的效果变差，故模拟井筒压降又会变大。另外，在不同气体流量下，最小模拟井筒压降所对应的螺旋角各不相同，说明气体流量会对工具的最优螺旋角产生一定的影响。
利用螺旋角对井筒压降的测试评价方法，测试了旋流体长度、螺旋体中径、螺旋槽宽度、喷射管内径、喷射管长度及吸入孔直径对井筒压降的影响。测试结果表明，旋流体长度、螺旋体中径、螺旋槽宽度、喷射管内径、喷射管长度及吸入孔直径的变化也会影响井筒压降。
3.2 正交试验分析
由单因素分析结果可知，螺旋角、旋流体长度、螺旋体中径、螺旋槽宽度、喷射管内径、喷射管长度和吸入孔直径等结构参数均会对模拟井筒压降产生影响。为了得到在某一气体流量下工具最优的结构参数，采用正交试验方法优化工具的结构参数[26]。
3.2.1 正交试验方案
根据已有涡流工具的结构参数，考虑喷射旋流复合排液工具本身的结构特征，并结合工具结构参数单因素分析结果，确定了喷射旋流复合排液工具各影响因素的取值水平（见表1）。
表 1 各影响因素取值水平Table 1. Value level of each influencing factor水平 影响因素 旋流体长度/mm 螺旋角/（°） 螺旋体中径/mm 螺旋槽宽度/mm 喷射管内径/mm 喷射管长度/mm 吸入孔直径/mm 1 200 35 30 10 15 100 4 2 300 45 35 20 20 150 6 3 350 55 40 30 25 200 8 4 400 65 45 40 30 250 10 根据表1确定的工具主要结构参数及取值水平，采用正交试验方法制定试验方案，利用3D打印了32个不同结构参数的喷射旋流复合排液工具。在气体流量为60 m3/h的条件下，32个不同结构参数工具的压降测试结果见表2。
表 2 不同结构参数喷射旋流复合排液工具的模拟井筒压降Table 2. Simulated wellbore pressure drops for jetting and helical combination drain tools with different structural parameter序号 旋流体长度/mm 螺旋角/（°） 螺旋体中径/mm 螺旋槽宽度/mm 喷射管内径/mm 喷射管长度/mm 吸入孔直径/mm 井筒压降/kPa 1 200 35 30 10 15 100 4 12.23 2 200 45 35 20 20 150 6 12.71 3 200 55 40 30 25 200 8 14.69 4 200 65 45 40 30 250 10 10.69 5 300 45 35 40 15 100 6 9.85 6 300 35 30 30 20 150 4 12.05 7 300 65 45 20 25 200 10 10.07 8 300 55 40 10 30 250 8 9.30 9 350 65 40 40 15 150 8 8.00 10 350 55 45 30 20 100 10 10.81 11 350 45 30 20 25 250 4 9.33 12 350 35 35 10 30 200 6 7.52 13 400 55 45 10 15 150 10 9.20 14 400 65 40 20 20 100 8 9.56 15 400 35 35 30 25 250 6 10.69 16 400 45 30 40 30 200 4 10.02 17 200 65 30 30 15 250 4 9.13 18 200 55 35 40 20 200 6 9.49 19 200 45 40 10 25 150 8 9.98 20 200 35 45 20 30 100 10 8.38 21 300 55 35 20 15 250 6 9.69 22 300 65 30 10 20 200 4 12.93 23 300 35 45 40 25 150 10 11.91 24 300 45 40 30 30 100 8 8.69 25 350 35 40 20 15 200 8 11.07 26 350 45 45 10 20 250 10 12.10 27 350 55 30 40 25 100 4 8.80 28 350 65 35 30 30 150 6 7.44 29 400 45 45 30 15 200 10 8.83 30 400 35 40 40 20 250 8 8.62 31 400 65 35 10 25 100 6 9.56 32 400 55 30 20 30 150 4 6.21 3.2.2 正交试验结果分析
以螺旋角、螺旋槽宽度和旋流体中径等7个参数为影响因素，以模拟井筒压降最小为试验目标，根据正交试验结果，采用极差分析方法，确定最优试验方案（见表3）。
表 3 极差分析结果Table 3. Range analysis results计算结果 旋流体长度 螺旋角 螺旋体中径 螺旋槽宽度 喷射管内径 喷射管长度 吸入孔直径 K1 87.5 83.3 80.7 83.8 83.0 77.9 80.7 K2 76.5 72.5 74.9 80.0 84.1 77.5 77.0 K3 78.2 82.1 79.9 75.3 75.2 84.6 76.5 K4 77.4 81.7 84.0 80.4 77.3 79.6 82.4 最大值 87.5 83.3 84.0 82.8 84.1 84.6 82.4 最小值 76.5 72.5 74.9 76.3 75.2 77.5 76.5 极差 11.0 10.8 9.1 8.5 8.9 7.1 5.9 根据极差分析结果，可以得到各影响因素对压降的影响程度，其排序为螺旋角>旋流体长度>螺旋槽宽度>旋流体中径>喷射管长度>喷射管内径>吸入孔直径。对实际的积液气井进行优化时，可以重点关注影响程度较大的螺旋角、旋流体长度及螺旋槽宽度等因素。同时，得到了喷射旋流复合排液工具最优的结构参数：螺旋角45°，旋流体长度300 mm，螺旋体中径35 mm，螺旋槽宽度30 mm，喷射管内径25 mm，喷射管长度150 mm，吸入孔直径8 mm。利用同样的方法，得到气体流量分别为70和80 m3/h时，工具最优的结构参数（见表4）。
表 4 不同气体流量下喷射旋流复合排液工具的最优结构参数Table 4. Optimal structural parameter combinations of jetting and helical combination drain tool at different gas flow rates气体流量/
（m3·h−1）最优结构参数 旋流体长度/mm 螺旋角/（°） 旋流体中径/mm 螺旋槽宽度/mm 喷射管内径/mm 喷射管长度/mm 吸入孔直径/mm 60 300 45 35 30 25 150 8 70 300 45 40 30 25 150 8 80 300 55 40 40 25 150 8 从表4可以看出，不同气体流量下，喷射旋流复合排液工具最优的结构参数不同。因此，对于实际积液井，需要根据生产动态数据选择气体流量，优化喷射旋流复合排液工具的结构参数。
4. 现场试验
喷射旋流复合排液工具需要依靠气井自身能量排出井筒积液，仅适用于还有自喷能力的气井。根据选井原则，选择西南地区M气田的A井开展了先导试验。该井为水平井，井深4 200 m，水平段长1 050 m，下喷射旋流复合排液工具前间歇生产，井筒处于积液状态。该井的井底温度105 ℃，井底压力3.8 MPa，气体压缩系数0.96，气体在地面的温度为15 ℃，气体在地面的压力为0.1 MPa，利用气体状态方程，得到井底过喷射旋流复合排液工具气体流量为1 374 m3/d，因此，试验气体流量为60 m3/h对应最优结构参数的工具适合该积液气井。为此，选择表4中气体流量60 m3/h对应的最优结构参数加工喷射旋流复合排液工具；随后，将其下入该井井深约3 000 m、井斜角约50°的位置。
该井投产后，选取喷射旋流复合排液工具入井后的3个间歇生产周期与未下该工具前最后3个间歇生产周期的生产情况进行对比，结果如图4所示。
从图4可以看出：下入喷射旋流复合排液工具前3个间歇周期的累计产气量分别为18.22×104，19.72×104和18.19×104 m3/d，而下入该工具后3个间歇周期的累计产气量分别为22.13×104，22.72×104和23.04×104 m3，平均提高了20.95%；下入该工具前3个间歇周期的累计产水量分别为15.97，17.00和17.93 m3，下入该工具后3个间歇周期的累计产水量分别为20.74，20.17和20.98 m3，平均提高了21.59%。应用该工具后，产气量和产水量均有所增加，说明该工具能够起到排液增产的作用。
5. 结论与建议
1）喷射旋流复合排液工具利用喷射管内部的喷射结构加速和旋流体内部的螺旋结构分相，能够实现低成本排水采气。
2）利用自主设计的喷射旋流复合排液工具性能测试系统，完成了不同条件下不同结构参数喷射旋流复合排液工具的压降测试试验。利用正交试验测试了工具的性能，利用极差分析方法，得到了不同气体流量所对应工具最优的结构参数。
3）与下入喷射旋流复合排液工具前相比，A井下入该工具后累计产气量平均提高20.95%，累计产水量平均提高21.59%，说明该工具能够在积液气井中起到排液增产的效果。
4）为了进一步提高喷射旋流复合排液工具的排液增产效果，建议在优化该工具结构参数的基础上优化该工具的下入位置和下入级数，并扩大该工具的应用规模。
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表 1 精细控压钻井技术在塔中I号气田的应用情况
Table 1 Application of precise pressure management drilling technology in the Tazhong I Gas Field
井号 井型 控压钻进井段/m 钻井液
漏失量/m3中古105H 水平井 6 285.00～6 829.00 0 TZ26-H7 水平井 4 223.00～5 699.00 0 TZ26-H9 水平井 4 343.00～4 637.00 0 TZ26-H10 水平井 4 547.00～5 643.00 0 TZ26-H11 水平井 4 588.00～5 175.00 0 TZ721-8H 水平井 5 033.00～6 705.00 0 TZ5-H2 水平井 6 296.00～7 810.00 0 
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表 2 缝洞型漏失封堵技术应用效果
Table 2 Application effect of plugging technology for fracture-cavity leakage
井号 漏失量/
m3投球 施工效果 数量/个 直径/mm ZG-a 885.7 4 000 19 堵漏成功 ZG-b 3 728.0 10 000 10 堵漏成功，地层承压能力提高了7.5 MPa ZG-c 2 284.0 5 000 19 堵漏成功 ZG-d 3 078.0 10 000 19 堵漏成功 30 000 19 堵漏球无法架桥，效果不明显 ZG-e 1 263.9 30 000 19 施工效果不明显 ZG-f 2 732.6 30 000 19 堵漏后，油气活跃程度明显降低，不再出现液面上升或套压升高现象 ZG-g 3 989.6 30 000 19 堵漏后，采用1.08 kg/L钻井液钻进21 m，未漏 10 000 19 施工效果不明显 ZG-h 1 924.6 45 000 19 堵漏后恢复钻进，堵漏成功
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