淺析瑪湖油田雙節流水合物凍堵防治技術

辛曉知 王典 許譯文 冉令博 薛亮 馬曉勇

1.中國石油新疆油田公司工程技術研究院 2.中國石油大學(北京)石油工程學院 3.中國石油新疆油田公司百口泉采油廠

瑪湖油田三級石油地質儲量豐富，是新疆油田增儲上產的重要部分。瑪湖油田部分井區油井天然氣含量高，高油壓條件下經常發生水合物凍堵問題，需要進行水合物凍堵預防與解堵措施。

水合物凍堵問題一般發生于天然氣氣井中，常通過加注化學劑與井下節流技術來解決[1]。化學劑種類雖多，但只能在一定程度上降低水合物發生條件，水合物預防效果有限[2-3]，在瑪湖油田有一定的實施效果。井下節流水合物防治技術可以大幅降低油管壓力，井口壓力等于管線回壓，可以完全解決水合物凍堵問題[4-5]，但瑪湖油田高含氣油井，本質屬于自噴油井范疇，需要保留井口油嘴來調產，常規的井下節流技術無法直接采用。瑪湖油田先前主要采用化學劑與井口放噴兩種措施進行生產，但是井口放噴瞬時產量增大存在隱患，頻繁放噴容易誘導致地層出砂與裂縫閉合，造成嚴重的儲層傷害[6-7]。

為此，新疆油田開展了深入的理論研究，在井下節流技術基礎上提出了井下與井口雙節流技術，研究雙節流工藝條件下水合物防治與產量調節機理，在現場進行了5口井的試驗，取得了良好的效果。

1 油管與噴嘴溫壓計算方法

雙節流工藝包括井下與井口兩級節流，井下節流用于水合物凍堵預防，井口油嘴用于產量調整。雙節流工藝理論研究需要計算井下油管溫壓分布、兩級噴嘴壓降與溫降、水合物生成的溫壓曲線。

采用管流PIPESIM軟件進行雙節流工藝設計。基于瑪湖油田氣體與原油組分，選取組分模型進行計算，以實測組分數據進行賦值，選取Beggs&Brill方法計算油管壓力，選取Ramey法計算地層與井筒傳熱，選取Mechanistic方法計算噴嘴壓降與溫降，狀態方程選取Peng-Robinson方程。

基于瑪湖油田井身結構建模，井下油管2 000 m位置安裝井下節流器，地面井口安裝油嘴。利用PIPESIM軟件計算雙節流噴嘴流動特征，計算油管溫壓分布與水合物風險曲線，研究雙節流噴嘴設計方法。

2 雙節流工藝水合物防治與調產理論研究

基于PIPESIM軟件計算井下油管溫壓分布、雙節流噴嘴壓降與溫降、水合物生成溫壓曲線，改變雙節流噴嘴直徑，研究雙節流噴嘴流動特征、井下節流油嘴對水合物防治的影響規律，以及井口油嘴對產量的調節能力。

2.1 雙節流噴嘴對水合物預防機理研究

瑪湖油田131井區產氣量高，井下油管與地面容易發生水合物凍堵現象。2020年,完成了6井次的雙節流設計與現場試驗，以M1井為例進行水合物凍堵理論分析。表1為M1井生產數據統計。由表1可知，井口油嘴直徑由3.5 mm更換為4.5 mm后，產氣量與產液量均有所增加，但隨著氣液比的增大，水合物清理周期相對縮短，水合物凍堵問題更加嚴重，隨著井口放噴水合物清理頻率增加，日產氣量與日產液量波動程度也大幅增加。

表1 M1井生產數據統計油嘴尺寸/mm壓力/MPa產能/m3油壓回壓套壓日產氣量日產液量氣液比水合物清理情況次數/次間隔時間/天3.5191.322～2521 00020～30500～1 0001015.04.5181.320～2220 000～42 00030～501 000～1 30049.3

考慮單油嘴流條件下油嘴直徑4.5 mm，井下節流噴嘴選用4.5 mm，井口油嘴按雙節流噴嘴直徑試算(見表2)，油嘴間級差間隔設置為0.5 mm。計算不同雙節流噴嘴直徑組合條件下油管與噴嘴溫壓分布規律，研究雙節流水合物防治機理與產量調整原理。

表2 雙節流噴嘴直徑組合參數mm油嘴直徑井下噴嘴直徑油嘴直徑井下噴嘴直徑4.04.55.04.55.54.56.04.56.54.57.04.57.54.58.04.5

采用PIPESIM軟件計算油管與噴嘴壓力分布規律，繪制井口油嘴直徑對壓力隨井深分布以及噴嘴壓降影響曲線(見圖1)。在2 000 m位置有兩個壓力值，兩者之差是井下節流噴嘴壓降。在井深為0 m的位置也有兩個壓力值，兩者之差是井口油嘴壓降。井下節流噴嘴壓降的產生降低了井下油管的整體壓力及井口位置的油壓。由圖1還可知，隨井口油嘴直徑增加，井下節流壓降增大，井口油嘴壓降減小。綜上所述 ，井下節流對井下油管與井口管線水合物凍堵有預防作用，預防能力可以通過井口油嘴直徑進行調整。

基于管流PIPESIM軟件計算結果，繪制油嘴直徑對油管與噴嘴溫降影響曲線(見圖2)。在2 000 m節流器位置的兩個溫度值之差為井下節流噴嘴溫降，井深為0 m位置的兩個溫度值之差是井口油嘴溫降，兩者均由噴嘴壓降導致的氣體膨脹降溫所致，不同的是井下節流產生的溫降會被地層加熱抵消回來。由圖2還可知，井口油嘴前的溫度隨油嘴直徑增大而提高，油嘴后的地面管線溫度隨油嘴直徑增大而提高。一般來說，油嘴前的溫度升高是油嘴直徑增大導致產量增加所攜帶的地層熱量增加所致，油嘴后的溫度隨油嘴直徑的增大而升高是井下節流壓降增大導致的油嘴壓降減小所致。所以，井下節流對地面管線水合物凍堵有預防作用，預防能力可以通過井口油嘴直徑進行調整。

安裝井下油嘴后，水合物凍堵預防能力可以通過井口油嘴直徑進行調整。針對M1井天然氣組分，基于PIPESIM軟件計算結果，繪制了水合物生成風險預測曲線。圖3底部黑色曲線為水合物生成溫壓臨界線，另外8條曲線為不同油嘴直徑條件下的油管溫壓曲線。曲線左側第一點對應的是過井口油嘴后的地面管線溫壓值，第二點是油嘴前的井下油管溫壓值。由圖3可知：當井口油嘴直徑≥6.0 mm時，地面管線無水合物凍堵風險；井口油嘴直徑≥6.5 mm時，井下油管無水合物凍堵風險；井口油嘴直徑與井下節流噴嘴極差越大，離水合物生成曲線越遠，水合物生成風險越低。

2.2 雙節流噴嘴流動特征與調產能力分析

基于管流PIPESIM軟件計算結果，統計油嘴直徑對井下節流壓力比與產氣量的影響規律，研究井口油嘴對產量的調節能力。節流壓力比為井下節流噴嘴嘴后與嘴前的壓力比值，用于判別井下節流噴嘴流動特征。對于單相氣體流動來說，節流壓力比大于0.546時屬于亞臨界流，氣流進入噴嘴降壓膨脹加速，最大速度恒小于當地聲速；節流壓力比小于0.546時屬于臨界流，氣流進入噴嘴降壓加速，噴嘴內最大速度只能等于當地聲速，氣流過噴嘴后可以繼續降壓膨脹加速，增加的速度來源于體積膨脹，質量流量保持不變[8-10]。

氣液兩相流動判據不是定值，但可以參考單相氣體流動判據。由表3可知：當井口油嘴直徑≥6.5 mm時，井下節流噴嘴流動接近臨界流，出現類似單相氣體的限流特征，產氣量隨井下節流噴嘴壓降增大而增加有限，井口油嘴直徑對產量的調節能力下降；當井口油嘴直徑<6.5 mm時，噴嘴直徑極差減小，井下節流噴嘴屬于亞臨界流動，噴嘴內速度隨井下節流噴嘴壓降增大而增大，井口油嘴直徑對產量具有良好的調節能力。

表3 井口油嘴直徑對產能的調節能力井口油嘴直徑/mm節流壓力比產氣量/104 m34.00.861.945.00.742.515.50.673.056.00.623.526.50.563.967.00.514.077.50.474.168.00.434.23

2.3 雙節流工藝條件下水合物放噴解堵分析

本節針對M1井進行雙節流條件下放噴解堵機理分析。由表3可知，如果按噴嘴組合5.5～4.5 mm進行設計，井下噴嘴處于亞臨界流特征，具有良好的產量調整能力。但由圖3可知，該噴嘴組合下井下油管有水合物凍堵風險，需要在井口將油嘴去掉，進行井口放噴解堵作業。

圖4為井口放噴條件下的壓力分布圖，黑色線為雙節流條件下的油管壓力分布曲線，橙色線為在井下節流放噴條件下的壓力分布曲線，綠色線為井下無節流放噴條件下的壓力分布曲線。井下節流條件下井口放噴解堵時，井下節流噴嘴壓降大幅增加，上方油管壓力大幅下降，有助于快速解除井下油管發生的凍堵問題。井下無節流條件下井口放噴解堵時，瞬間產量增加導致井底流壓大幅下降，井下油管壓力分布大幅降低，有助于快速解除井下油管發生的凍堵問題。井下節流輔助放噴條件下的油管壓力分布比無井下節流的井口放噴低，但解堵效果還需結合溫度影響綜合分析。

圖5為井下節流輔助放噴溫度分布對比圖。與井下節流壓力分布規律對應，井下節流輔助放噴條件下節流噴嘴位置溫度大幅下降，隨后逐漸被地溫加熱補償回來，井口位置沒有節流溫降，井口溫度相對放噴前大幅上升，有助于快速解除地面管線的凍堵問題。無井下節流條件下放噴在井下沒有溫降，油管與井口溫度相比放噴前均大幅提高，有助于快速解除井下油管與地面管線發生的凍堵問題。無井下節流輔助放噴條件下油管與地面管線溫度比有井下節流的高，解堵效果需綜合壓力影響與水合物生成曲線進行對比分析。

兩種放噴模式對水合物解堵效果需要根據水合物生成曲線來綜合分析。圖6為井下節流輔助水合物解堵效果對比分析圖。圖中黑色溫壓分布曲線表明放噴前存在水合物凍堵風險，橙色線為井下節流輔助放噴條件下溫壓分布曲線，綠色線為無井下節流井口放噴溫壓分布曲線。由圖6可知，兩種放噴模式下的溫壓點，左側第一點與第二點均遠離水合物生成曲線，說明兩種放噴模式都具有良好的解堵效果，都可以快速解除井下油管或地面管線的水合物凍堵問題。單純對比的話，無井下節流條件下放噴解堵效果會更快些。

進一步觀察圖4可知：井下節流噴嘴壓降大幅下降導致井下噴嘴流動特征由亞臨界流轉為臨界流，放噴時瞬時產量增加會受到臨界流限制，計算結果表明，瞬時氣量由日產3.05×104m3增加到4.50×104m3，由此可知，瞬時放噴對儲層影響較小；無節流放噴壓降主要集中在儲層生產壓差上，說明無節流放噴時瞬時產量大幅增加，計算結果表明，瞬時產氣量由雙節流的日產3.05×104m3增加到了10.00×104m3，瞬時放噴的產量增加對地層滲流會有較大影響。

綜上所述，兩種放噴模式都可以有效地解除井下油管與井口管線水合物凍堵問題，考慮瞬時放噴對儲層的影響，雙節流條件下的井下節流輔助放噴解堵作業具有明顯優勢。

3 現場應用實例分析

基于以上方法，進行了6口井的雙節流工藝設計，于2020年陸續開展了雙節流工藝現場試驗。表4為現場試驗井采用的雙節流噴嘴設計參數、實際使用參數及水合物預防效果。表4中的設計直徑是按水合物被完全預防的標準進行，現場使用過程中以此為基礎考慮調產需要而進行了調整。M1與M2井下節流噴嘴直徑與設計值相同，井口油嘴直徑大于設計值，水合物防治效果良好。M3井下節流噴嘴直徑略大于設計值，調大井口油嘴直徑增加噴嘴極差后水合物預防效果良好。M4與M5井下節流噴嘴直徑大于設計值，井下噴嘴處于亞臨界流狀態，水合物預防效果改善有限，井下節流噴嘴作業后配合井口放噴進行生產。

表4 現場試驗參數與實施效果分析井號噴嘴直徑/mm水合物防治效果分析設計直徑現場直徑生產天數/天清理次數/次平均間隔時間/天防治效果M16.5～4.54.5(單油嘴)3749.37.0～4.5172357.3效果良好M26.5～4.04.5(單油嘴)31215.57.0～4.04608.0～4.0530效果良好M36.5～4.55.0(單油嘴)187199.86.0～5.055511.07.0～5.0990增大油嘴效果良好M45.0～4.04.0(單油嘴)156917.36.0～5.01901019.0井下節流輔助放噴M57.5～4.04.5(單油嘴)1819.07.0～4.5175919.4井下節流輔助放噴

4 結論

(1) 雙節流工藝可以降低瑪湖油田高含氣油井水合物凍堵風險。井下節流噴嘴具有降低井下油管壓力與提高地面管線溫度的雙重作用，通過更換井口油嘴直徑、增大噴嘴直徑極差可以提高對水合物凍堵的預防能力。

(2) 雙節流工藝可以進行調產，當雙節流噴嘴直徑極差較小、井下節流噴嘴處于亞臨界流特征時，井口油嘴具有良好的產量調整能力；當雙節流噴嘴直徑極差大、井下節流噴嘴處于臨界流特征時，井口油嘴對產量調節能力很小。

(3) 雙節流工藝條件下放噴解堵時，井下節流噴嘴流動由亞臨界流轉為臨界流，井下油管與地面管線降壓升溫的同時，限制瞬時產量的增加，相比于無井下節流放噴具有保護油藏的效果。

(4) 基于雙節流工藝，現場完成了6口高含氣油井設計，現場試驗過程中有3口井沒有出現水合物凍堵問題，另有3口井有水合物凍堵風險，配合井口放噴解堵進行生產，均取得了良好的效果。