基于OLGA的井下節流工藝在高壓氣井中的應用

宮磊磊 袁朝暉

（1.大慶油田有限責任公司采油工程研究院；2.黑龍江省油氣藏增產增注重點實驗室）

1 概述

大慶油田徐深氣田儲量較大，該氣田氣井具有地層壓力高、建井成本高、產量低、水合物凍堵、開井時率低、穩產能力差、產水的特點，建井成本回收難、甲醇注入量大、存在較大安全環保隱患的問題，需要應用氣井井下節流工藝技術，達到井口降壓、提升穩產能力、降低建井成本、不注入甲醇清潔生產的目的。

氣井下節流工藝是將專用設備放置于生產油管管柱的某一適當的位置，實現井筒節流降壓，使地面生產管道在較低的壓力下運行，并利用氣井地層自身熱量補償節流后井筒產生的溫降，有效防止氣井生產過程中井筒及地面管線水合物形成[1-3]。與傳統地面節流工藝相比，該工藝具有以下幾點優勢：降低地面管線運行壓力；降低地面設備投資成本；防止水合物形成；提高開井時率[4]。

OLGA軟件一款多相流瞬態模擬軟件，是多相流瞬態數模計算領域的標準工具，它能模擬近井儲層、井筒、地面管網以及工藝設備中流體與時間相關的瞬態流動過程，精確預測生產系統中的諸多關鍵參數[5]，例如流量、壓力、溫度等。應用OLGA軟件可準確模擬出徐深氣田火山巖產水氣藏氣井節流前后的生產動態，提高井下節流參數設計的準確性，有效指導井下節流工藝現場施工。

2 井下節流參數設計

井下節流參數設計主要工藝參數有節流器下入深度和節流氣嘴直徑等[6]。

2.1 前期應用的井下節流模型

大慶油田前期試驗應用的是國內其它氣田普遍采用的單相氣體井下節流參數分析模型，具體如下：

1）節流器最小下入深度。井下節流器的下入深度是控制水合物生成的關鍵參數，與節流臨界壓力共同影響著節流后的氣流溫度。節流后的氣流溫度高于節流后壓力條件下水合物形成的初始溫度，是抑制水合物生成的必要條件[7]。井下節流器下入深度超過某一值時，節流后節流器以上氣流溫度就能保證在水合物形成溫度之上，這一深度即為井下節流器的最小下入深度[8]。

井下節流器最小下入深度公式：

式中：Lmin為節流器最小下入深度，m；M0為地溫增率，m/℃；th為水合物形成溫度，℃；t0為地面平均溫度，℃；βk為臨界壓力比；k為天然氣的絕熱系數；Z為壓縮系數。

2）節流器節流嘴直徑。根據氣井配產采用臨界狀態原理確定節流器的節流嘴直徑，在定產、穩產條件下實現井下控壓。在臨界流狀態下，節流嘴

下游壓力的波動不會影響到上游，即節流嘴以后管線和分離器等設備的壓力波動不會影響節流嘴前流體的流動，使通過節流嘴的氣體流量達到最大值[9]。當節流嘴出口與入口端面上壓力的比值為0.55時，即標準狀態下通過節流嘴的日體積流量處于臨界流狀態，此時通過節流嘴的氣體流量最大。此時氣井通過節流嘴的日體積流量計算公式為：

由公式（2）可推算出井下節流器節流嘴直徑的計算公式：

公式（2）、（3）中：qmax標準狀態下通過節流嘴的體積流量，m3/d；d為節流嘴直徑，mm；p1為節流嘴入口端面上的壓力，MPa；P2為節流嘴出口端面上的壓力，MPa；γ為天然氣的相對密度；T1為節流嘴入口端面溫度，℃；Z1為氣嘴入口狀態下的氣體壓縮系數；k為天然氣的絕熱指數。

單相氣體井下節流參數模型僅適用于單相氣體計算，沒有考慮含水對節流嘴壓降溫降的影響，導致產水氣井采用井下節流工藝后節流器氣嘴直徑設計出現較大偏差[10]。

2.2 OLGA軟件的井下節流參數設計

依據徐深氣田火山巖產水氣藏特征、氣井井身結構、產氣量、產水量、溫度、壓力等參數，在OLGA軟件中動態模擬氣井生產系統，完整預測生產系統中溫度、壓力、產氣量、產水量等生產動態，以及各種體系類型下的水合物生長和輸送的整個過程，給出井筒及生產管線被水合物堵塞的可能性。

在OLGA軟件中，可進行節流參數敏感性分析，得到不同節流嘴徑、不同下入深度節流前后，整個氣井井筒的溫度壓力剖面以及產氣量、產水量、水合物生長的變化趨勢，可有效解決單相氣體井下節流參數模型不適用于產水氣井的問題，能夠提高徐深氣田火山巖產水氣藏井下節流參數設計的準確性，有效指導井下節流工藝現場施工。

應用OLGA軟件進行井下節流參數設計的基本流程：先應用最小下入深度用公式（1）計算出節流器最小下入深度，再使用OLGA軟件對此深度，不同節流嘴徑進行計算，并依據臨界流動理論及水合物與油管內管段溫度差值（DTHYD）和油管內管段與水合物壓力差值（DPHYD）最終確定節流嘴徑的大小及節流器的下入深度。

3 現場應用情況

截止2020年底，徐深氣田累計現場應用井下節流工藝17井次，以S井為例，應用公式（1）計算可知，井下節流器最小下入深度為1284m，在OLGA軟件中，將節流器下入深度設置為1284m，節流嘴徑1～5號算例依次分別設置為2、3、3.5、4、5mm，節流器不同嘴徑壓力溫度曲線如圖1所示。

圖1 節流器不同嘴徑壓力溫度曲線

當節流器嘴徑設置為3.5mm時，節流嘴后與節流嘴前的壓力比值為0.541（小于0.55），節流嘴后的溫度為61℃，井口油壓降低可至7MPa。依據臨界流動理論，確定該節流嘴徑為3.5mm。

水合物與油管內管段溫度差值見圖2，油管內管段與水合物壓力差值見圖3。水合物與油管內管段溫度差值和油管內管段與水合物壓力差值均小于0，這可說明，將節流氣嘴直徑為3.5mm的井下節流器下入至氣井油管內深度為1284m時，可有效解決該井的高壓凍堵問題。

圖2 水合物與油管內管段溫度差值

圖3 油管內管段與水合物壓力差值

S井生產曲線見圖4，在前期的井下節流現場試驗中，應用單相氣體井下節流參數模型進行節流參數設計，得出節流器最小下入深度為1284m，節流嘴徑為2mm，該氣井下入節流器后，完成了井口降低油壓的目的，能夠滿足低壓地面管線的生產需求，但該井長期凍堵，嚴重影響該井的開井時率，無法實現長期穩定生產，為解決凍堵問題需加入大量甲醇（最高800kg/d）維持正常生產，日常注入甲醇及維護費用較高，且存在較大的安全環保隱患。

圖4 S井生產曲線

應用OLGA軟件進行節流參數設計實施井下節流工藝后，在滿足井口節流降壓的同時，有效解決了該井水合物凍堵問題，實現了該井不注甲醇連續穩定生產的目的。

應用OLGA軟件進行徐深氣田產水氣藏井下節流參數設計，可解決單相氣體井下節流參數模型不適用于產水氣藏問題，能夠降低徐深氣田高壓氣井建井成本，消除由于氣井凍堵需注入甲醇造成的安全環保隱患。

4 結論

1）應用OLGA軟件結合最小下入深度及臨界流動理論，進行井下節流參數設計，可模擬計算出全井筒的溫度、壓力剖面，能夠準確得出節流嘴前后壓力、溫度數值，并且能夠計算出節流后水合物與油管內管段溫度差值和油管內管段與水合物壓力差值，提高了徐深氣田產水氣藏井下節流參數設計的準確性。

2）截止2020年底，徐深氣田累計現場應用井下節流工藝17井次，有效解決了高壓氣井由于井口油壓高、水合物凍堵導致的建井成本高、開井時率低、穩產能力差、長期向氣井中注入大量甲醇的問題，降低了建井成本、節省了甲醇及日常維護費用、消除了由于注入甲醇造成的安全環保隱患，為徐深氣田“節能降耗”，提供了技術支撐。