蘇里格氣田井下節流參數優化

劉永輝，周宇馳

(西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川 成都 610500)

王嘉

(川慶鉆探工程公司能源合作開發辦公室，四川 成都 610051)

張慶，王華

(蘇里格氣田第三項目部，內蒙古 烏審旗 646001)

蘇里格氣田井下節流參數優化

劉永輝，周宇馳

(西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川 成都 610500)

王嘉

(川慶鉆探工程公司能源合作開發辦公室，四川 成都 610051)

張慶，王華

(蘇里格氣田第三項目部，內蒙古 烏審旗 646001)

[摘要]井下節流工藝是蘇里格氣田低成本高效開采的關鍵技術。針對氣井產水后井下節流油嘴是否利于攜液這一生產技術難題，建立了帶井下油嘴的產水氣井壓力、溫度模型。在井下一級節流方面，對比分析了節流前后氣液流速、持液率、液體體積流量、舉升壓降等參數，井下節流后氣體流速增幅遠大于液體流速，使液體持液率下降，但液體體積流量增大，即攜帶相同體積流量的液體所需的臨界氣量更小，證實了井下節流對攜液有利。據此在卡瓦安全的前提下推薦井下一級油嘴位置為距產層頂部300～500m。在井下二級節流方面，從節流壓降、溫降入手對比分析了“下小上大”和“下大上小”兩種二級節流技術方案，推薦采用“下小上大”和節流壓降等分的設計方案，并根據溫度恢復度來確定兩個油嘴的間距，完善了井下二級節流技術方案。該研究成果將進一步完善井下節流攜液的基礎理論，為類似氣井采用井下節流低成本高效開采提供了重要的技術支持。

[關鍵詞]蘇里格氣田；產水氣井；井下節流；攜液；二級節流

井下節流工藝是蘇里格氣田低成本高效開采的關鍵技術。近年來，氣田普遍產少量水，井下節流工藝對攜液的利弊一直存在爭議。國內部分類似氣井攜液能力增加[1]，同時也存在加速積液造成停產的實例[2]。為此，筆者深入分析了蘇里格氣田在用的一級節流和二級節流氣井井筒參數，找出井下油嘴對各參數的影響規律，進而以攜液生產為目的優化井下節流工藝參數，完善了井下節流攜液的基礎理論，為類似氣井采用井下節流低成本高效開采提供了重要的技術支持。

1井下節流氣井數學模型

描述井下節流氣井數學模型包括井筒和節流油嘴處的壓降、溫降模型。蘇里格氣田普遍產水，日產水量小，可采用工程常用的Hagedorn & Brown模型[3]和傳熱機理模型[4]分別計算井筒壓降、溫降；節流油嘴處壓降采用考慮產水的氣水兩相嘴流模型[5]計算；溫降則考慮油嘴上下游焓值相等[6]進行計算。

2井下一級節流參數優化

蘇里格氣田主要采用一級節流生產。某井于2010年12月下井下油嘴：深度2038m，嘴徑2.6mm。2011年6月測環空液面為2640m，產氣量1.0294×104m3/d，井口油壓1MPa，套壓8.1MPa，產層中深3546m，井口溫度38℃。根據產水規律預測水氣比為4.28m3/104m3時，其計算的井筒壓力、溫度剖面見圖1，節流壓降12.49MPa，計算的井底壓力為18.56MPa，與按環空液面計算的井底流壓(18.8MPa)相差0.24MPa。節流溫降17.62℃，井口溫度37.27℃，與實測溫度38℃僅相差0.73℃。表明所選模型預測結果與實際情況一致。

2.1節流前后參數對比

從圖2的流速看，節流前后對液體和氣體影響較大。水流速從節流前的0.13m/s升至節流后0.33m/s，井口流速達到0.49m/s；氣流速從節流前的0.33m/s升至2.14m/s，井口流速達到4m/s。節流后氣、水流速均急劇增大，但氣流速增加的幅度遠大于水流速(氣水速度比由節流前的2.58增加至節流后的6.27，井口達到了8.11)，即在較小的流量下更易達到攜帶液滴所需的臨界流速。采用Li Min模型[7]計算的臨界攜液氣量(見圖3)從節流前的2.25×104m3/d降至節流后的1×104m3/d，對攜液有利。

圖1　井筒壓力、溫度計算　　　　　　　　　　　圖2　井筒氣、水流速及其流速比剖面

從圖4的持液率看，持液率從油嘴上游的15.72%下降到下游的6.13%。這是由于節流后氣體流速增幅大于液體，相同油管截面積下氣體占據的截面積更大，持氣率增大所致。持液率下降率由節流前的0.25%/1000m，升至節流后的1.04%/1000m，說明相同流量下，低壓下氣水流速比增加不利于攜液。

圖3　井筒臨界攜液氣量剖面　　　　　　　　　　　　　　　　圖4　井筒持液率剖面

從圖5的液體體積流量看，由節流前5.23m3/d下降到5.21m3/d，主要是由于節流處壓力和溫度急劇降低，使中心形成氣體射流，與周邊環境速度差異大，攜液量下降；節流后溫度逐漸恢復，氣體射流逐漸變成整個油管截面積的流動，攜液流量逐漸增加到5.24m3/d，比節流前的體積流量增加0.01m3/d。對比有無節流油嘴的體積流量發現，節流后水的體積流量較無節流時整體增加了0.02～0.03m3/d；且水體積流量下降率由節流前的0.053m3/(d·1000m)降至節流后的0.038m3/(d·1000m)，即在氣體流速增加和持液率下降的雙重作用下，氣體流速占主導地位，使節流后液體回落量降低，或者說滯留于井筒的液體體積流量下降。因此井下節流是利于攜液的。

從圖6的壓力能耗看，節流后氣體和液體流速增加，摩阻壓降梯度由1.63Pa/m升至4.93Pa/m，井口達到7.65Pa/m；但摩阻壓降梯度的增加相對于總壓降梯度而言較小，總壓降梯度由節流前的2.47kP/m降至0.76kPa/m，井口達到最小(0.48kPa/m)。因此節流后舉升壓降更小。

圖5　井筒液體流量剖面　　　　　　　　　　　　圖6　井筒總壓降梯度與摩阻壓降梯度剖面

2.2節流油嘴參數優化

油嘴參數包括井下節流位置和油嘴尺寸，由于油嘴尺寸受產氣量和井口輸壓控制，現固定其他參數不變，分別計算井下節流位置為1500、2000、2500、3000、3400m時的壓力和溫度剖面，其對應參數結果見表1。隨著節流位置下移，節流壓降差(12.54～12.68MPa)極小，井筒舉升壓降逐漸減小。當節流位置從1500m增加到3400m時，舉升壓降從5.91MPa降到2.73MPa，下降了3.18MPa，即在井口輸壓不變的情況下，井底流壓可下降3.18MPa，儲層生產壓差相應增大3.18MPa，產量可進一步增加。同時隨著節流油嘴的下移，節流壓降變化甚小，節流溫降也較小(16.25～16.77℃)，但節流上游溫度逐漸從70.76℃增至112.19℃，使得節流下游溫度更高(53.99～95.94℃)，生成水合物的可能性更低。井下節流位置下移后，節流油嘴上游壓力溫度增加，對節流油嘴的固定或卡瓦要求更高。因此在條件允許時，力爭將節流油嘴下至距產層頂部300～500m處。

表1　蘇59-15-49井不同節流位置參數對比

圖7　井下節流不同位置對臨界攜液氣量的影響

現對比目前井下節流位置(2000m)和距離產層頂部100m(井下3400m)的臨界攜液氣量，結果如圖7所示。3400m節流時，距離產層頂部僅229m，而上游15.91MPa的壓力足以將井筒產出的氣水混合物推過節流油嘴，而節流后攜液氣量僅1.08×104m3/d，與產氣量1.0294×104m3/d相當，能攜液正常生產。因此即使井下節流油嘴的上游全部積液，對井底流壓的影響也較小，可確保該井長期攜液生產。而目前油嘴為2000m，距離產層1629m，節流前攜液所需氣量2.25×104m3/d，遠大于實際產氣量，致使節流前積液嚴重(該井2011年6月6日測試環空液面達到906m，液柱壓力達9MPa)，影響氣井正常生產。

3井下二級節流參數優化

蘇里格氣田部分氣井采用了井下二級節流工藝，各單級節流的壓力、溫度規律與一級節流相同。

3.1節流前后參數對比

3口二級節流井數據見表2。構建了“下小上大”和“下大上小”兩種技術方案。

表2　井下二級節流參數對比

注：一級為下部油嘴，二級為上部油嘴。

從表2的節流壓降看，由于X2井和X3井一級節流油嘴直徑較二級節流油嘴大，使得一級節流壓降小，二級節流壓降過大，對二級節流油嘴的固定或卡瓦提出了更高要求。從表3的節流壓降占節流總壓降的比例來看，一級節流壓降僅占11.15%和20.47%，節流作用較小，隨著產能的進一步降低，該級節流將自動失效，轉為一級節流。而X1井采用“下小上大”的節流方案，一、二級節流壓降比例接近1∶1，可確保一級節流長期有效，且小直徑節流油嘴位置在下面可確保氣井流量能順利通過比自己大的二級節流油嘴。

表3　井下二級節流壓降對比

為了確定兩油嘴的合理間距，定義理論恢復溫度為無井下節流油嘴時，流體流到二級節流位置處的溫度。利用二級節流前的溫度與理論恢復溫度之比為溫度恢復度。若兩級油嘴間距過小，一級節流后溫度沒有恢復到理論恢復溫度，再進行二級節流可能由于二級節流前溫度過低節流后會生成水合物。從表4的溫度恢復度來看，X3井一級節流溫降僅有5.37℃，99m的間距使得溫度恢復度達到了97.07%；而X1井一級節流溫降為19.88℃，采用244m的間距溫度恢復度僅94.97%。因此兩級節流的油嘴間距可根據溫度恢復度來確定。

表4　井下二級節流溫降對比

綜上所述，推薦“下小上大”的二級節流方案(節流壓降比為1∶1，提高一級節流有效作用時間)，兩級節流油嘴的間距根據溫度恢復度來確定。

3.2節流油嘴參數優化

下面對X3井二級節流方案進行調整：一級節流位置在3300m，直徑4mm油嘴；二級節流位置在3000m，直徑4.8mm油嘴。從圖8的節流壓降看，一級節流壓降4.28MPa，二級節流壓降4.01MPa，計算的井底壓力為11.48MPa，與原方案12.04MPa，僅差0.56MPa。從節流溫度看，一級節流溫降13.84℃，二級節流理論恢復溫度104.51℃，溫度恢復度為98.26%，溫降14.34℃，井口溫度32.32℃，與原方案一致。從圖9臨界攜液流量看，原方案產層至一級節流前，臨界攜液氣量大于實際產氣量，可能存在井底積液，而新方案則不存在積液。

圖8　X3井新方案井筒壓力、溫度剖面　　　　　　　　　圖9　X3井新方案與原方案臨界氣量剖面對比

4結論

1)對比分析了井下節流前后的氣水流速、持液率、液體體積流量、舉升壓降等參數，證實了井下節流對攜液有利，并推薦在卡瓦安全的前提下井下油嘴位置為距離產層頂部300~500m。

2)對比了“下小上大”和“下大上小”兩種二級節流技術方案，推薦采用“下小上大”和節流壓降等分的技術方案，并根據溫度恢復度來確定兩油嘴的間距，完善了二級井下節流技術方案。

[參考文獻]

[1]雷群.井下節流技術在長慶氣田的應用[J].天然氣工業，2003，23(1)：81～83.

[2]王志彬. 有水氣井井下節流攜液機理研究[D].成都：西南石油大學，2012.

[3]Hagedorn A R, Brown K E. Experimental study of pressure gradients occurring during continuous two-phase flow in small-diameter vertical conduits [J]. JPT,1965,17(4):475～484.

[4]Hasan A R， Kabir C S. Aspects of wellbore heat transfer during two-phase flow[J]. SPE22948-PA, 1994.

[5]劉建儀，李穎川，杜志敏.高氣液比氣井氣液兩相節流預測數學模型[J].天然氣工業，2005，25(8)：85～87.

[6]李穎川，胡順渠，郭春秋.天然氣節流溫降機理模型[J].天然氣工業，2003，23(3)：70～72.

[7]Li Min，Li S L，Sun L T.New view on continuous-removal liquids from gas wells[J].SPE70016，2002.

[編輯]黃鸝

[引著格式]劉永輝，周宇馳，王嘉，等.蘇里格氣田井下節流參數優化[J].長江大學學報(自科版) ,2015,12(14):66~70.

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)14-0066-05

[中圖分類號]TE375

[作者簡介]劉永輝(1977-)，男，博士，副教授，主要從事采油采氣工藝的教學和科研工作，swpilyh@126.com。

[基金項目]國家自然科學基金項目(50974104)。

[收稿日期]2014-11-14