帶井下節流器的氣井攜液能力敏感性分析①

張淼淼，盧怡

(1.巴音郭楞職業技術學院 冶金與資源學院，新疆 庫爾勒 841000； 2.中石油塔里木油田公司，新疆 庫爾勒 841000)

天然氣開采過程中，由于環境溫度變化較大，容易形成天然氣水合物堵塞管道。為防止天然氣水合物生成，采用水套爐加熱或加入天然氣水合物抑制劑等工藝。井下節流技術不僅可以防止生成水合物，且可降低成本，使氣田實現經濟有效開發[1]。該技術在很多氣田得到很好應用[2-4]。針對低滲透油田也具有很多優勢：(1)水合物形成概率大大降低，基本消除其對井筒的影響，取消高壓集氣注醇系統，減少氣體排放和環保費用，節省開發成本[5-7]。(2)減少地面管線，取消井口加熱裝置，整個井場布置大大簡化，地面投資成本大大降低。(3)把節流器裝在井筒產層上部的油管中，無需考慮井間干擾。

1 攜液臨界模型敏感性分析

影響氣體攜液的因素有壓力、溫度、油管直徑、氣體壓縮系數、氣液密度等[8-10]。

1.1 井口壓力對攜液的影響

計算不同井口壓力下氣井攜液流量、流速。取天然氣相對密度0.597，臨界溫度197.03 K，臨界壓力4.56 MPa。不同壓力下，密度、壓縮系數和表面張力會改變，臨界流速、臨界流量隨之改變，見表1、圖1、圖2。臨界流速與壓力負相關，臨界流量與壓力正相關。壓力增大增強了氣體攜液能力[11]。

圖1 井口壓力對臨界流速變化影響

圖2 井口壓力對臨界流量變化影響

表1 不同壓力下的臨界流速和臨界攜液流量

1.2 溫度對攜液的影響

固定壓力值，不同溫度下，密度、壓縮系數和表面張力都會改變，臨界流速和流量也隨之改變。取油管直徑62 mm，計算不同井口壓力、不同溫度下的氣井攜液臨界流量和流速[12]，見表2、表3、圖3、圖4。可以得出，攜液臨界流速與溫度呈正相關，流量與溫度呈負相關。溫度升高，降低了氣體攜液能力。

表2 不同井口壓力、不同溫度下氣井的攜液臨界流速

表3 不同井口壓力、不同溫度下氣井攜液臨界流量

圖3 溫度與臨界流速關系曲線 圖4 溫度與臨界流量關系曲線

從以上分析可知，壓力和溫度對攜液中兩個參數具有相反的影響作用。由密度的計算公式可知，溫度與氣體密度呈負相關，而壓力與氣體密度呈正相關。從井底到井口，溫度和壓力降低，若溫度占主導因素，則攜液能力增強，反之攜液能力減弱。在井底，由于地層溫度較高，考慮井筒徑向傳熱，開始氣體的溫度損失不大，而相對的壓力損失較大，此時壓力就成了主導因素。

1.3 油管直徑對攜液的影響

若要保證氣井正常生產，必須把井筒中最大液滴帶到地面，即日產氣要比臨界流量值大。由于蘇里格氣田大都安裝井下節流器，井口油壓偏低，大部分氣井井口平均油壓低于3 MPa。表4為不同井口壓力、不同油管尺寸下的攜液流量。計算結果如圖5所示，井口壓力一定時，氣井的臨界流量與管徑呈正相關。

圖5 不同油管尺寸下的攜液流量變化曲線

表4 不同井口壓力、不同油管尺寸下攜液流量

所以相對來說，小尺寸的油管攜液能力更強。但選擇油管尺寸時，還要綜合考慮其他因素。在氣井開采過程中，氣井剛開始開發時，為了保證經濟有效開采，可以選用大尺寸油管。隨著開采的進行，為使氣體能夠攜帶出液體，需要改換成小直徑油管。

2 井下節流對各參數的影響

以M井為例分析氣井井下節流對各參數的影響。2019年10月29日，該井配產為0.8×104m3/d，氣層中溫119.64 ℃，垂深3694.2 m，井斜角0°，套管外徑139.7 mm，內徑121.4 mm；油管外徑73.0 mm，內徑62.0 mm。在2500 m處下入節流器，氣嘴直徑1.8 mm。

2.1 井下節流對溫度壓力的影響

井筒壓力分布如圖6所示：氣體經節流嘴時壓力差很大，井底流壓29.30 MPa，井下節流嘴上游壓力27.02 MPa，下游壓力13.3 MPa，節流壓降達到13.72 MPa，節流后有效控制了井筒壓力。氣體在流經節流器時，橫截面突然變小，發生壓降和溫降，氣體體積膨脹。氣體剛經過節流器時，流速增大，喉部壓力減小。

從井筒溫度分布圖7可以看出：溫度沿井深基本呈線性變化，考慮井筒徑向傳熱，溫度在節流過程中會急劇下降，當氣體通過節流嘴后，與地層進行熱交換，在節流后溫度呈先增加后減小的趨勢。產層中部溫度119.64 ℃，井下節流嘴上游溫度101.35 ℃，下游溫度66 ℃，節流溫降達到35.35 ℃。

圖6 氣井井筒壓力分布曲線 圖7 氣井井筒溫度變化曲線

2.2 井下節流對密度的影響

圖8為井下有、無節流器氣井井筒密度張力變化曲線：以節流器為節點，整體上看密度變化很小。流經節流嘴時，發生壓降，導致氣體體積膨脹，密度突降。從節流嘴至井口，密度呈減小趨勢。

2.3 井下節流對表面張力的影響

根據前文的討論，表面張力隨溫度壓力變化，并由實驗數據得出表面張力隨溫度壓力變化的耦合關系。表面張力的值隨溫度壓力升高而降低，氣體流經節流嘴后，發生溫降和壓降，導致表面張力增大，見圖9。

圖8 氣井井筒密度分布曲線 圖9 氣井井筒表面張力變化曲線

3 井下節流井筒模擬分析

3.1 井筒模擬

以某氣井為例，目前日產氣量為8000 m3/d，井深3600 m，油管內徑62 mm，天然氣相對密度為0.597。在2200 m深處安裝節流器，節流嘴直徑1.5 mm。假設氣體經節流器時達到臨界流狀態，則氣體流速達到當地音速，上游壓力變化不會影響節流器下游壓力。在油管內，氣體溫度和壓力沿井深不斷變化。

當井口壓力從2 MPa變化到10 MPa時，不同井口壓力下臨界流量沿井深的分布如圖10所示。可以看出，當井口壓力為2 MPa和4 MPa時，從節流器到井口位置，臨界流量呈減小趨勢，說明在流經節流嘴后氣體的攜液能力增強。當井口壓力大于或等于6 MPa時，從節流器到井口位置，臨界流量呈增大趨勢，在井口位置達到最大，說明氣體攜液能力降低，此時節流已起不到增強氣體攜液能力的功能。

圖10 不同壓力下井筒臨界流量分布

3.2 實例分析

圖11和圖12為有無井下節流的井筒攜液臨界流量分布圖和氣體流速分布圖。從氣井井筒攜液臨界流量曲線顯示，沒有安裝節流器的氣井，攜液臨界流量呈先減小后增大的趨勢。對于氣液比較小的氣井，相對于壓力而言，井筒中溫度損失較大，最大值出現在井口位置。對于帶井下節流器的氣井，攜液臨界流量在節流嘴位置突降。從節流器至井口位置，呈減小趨勢，提高了氣體的攜液能力。

整個井筒的氣體流速分布顯示，對于沒有安裝節流器的氣井，氣體流速從井底到井口變化很小。對于帶井下節流器的氣井，流經節流器后，發生壓降和溫降，流速呈增大趨勢，提高了氣體的攜液能力。

圖11 臨界攜液流量分布 圖12 氣體流速分布

4 結語

本研究對影響氣井攜液臨界流量的參數做了敏感性分析，包括井口壓力、溫度和油管直徑。分析氣井安裝井下節流器后對攜液臨界流量模型中參數的影響，包括溫度、壓力、密度和表面張力等。通過對帶井下節流器的低滲氣井進行井筒模擬分析，綜合分析了井下節流后氣井的攜液能力。對于低壓氣井，井口壓力較大時，節流器起不到節流降壓的作用，對于沒有采取增壓開采措施的氣井，應及時打撈。