苏里格气田井下节流参数优化

刘永辉，周宇驰

(西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500)

王嘉

(川庆钻探工程公司能源合作开发办公室，四川 成都 610051)

张庆，王华

(苏里格气田第三项目部，内蒙古 乌审旗 646001)

苏里格气田井下节流参数优化

刘永辉，周宇驰

(西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500)

王嘉

(川庆钻探工程公司能源合作开发办公室，四川 成都 610051)

张庆，王华

(苏里格气田第三项目部，内蒙古 乌审旗 646001)

[摘要]井下节流工艺是苏里格气田低成本高效开采的关键技术。针对气井产水后井下节流油嘴是否利于携液这一生产技术难题，建立了带井下油嘴的产水气井压力、温度模型。在井下一级节流方面，对比分析了节流前后气液流速、持液率、液体体积流量、举升压降等参数，井下节流后气体流速增幅远大于液体流速，使液体持液率下降，但液体体积流量增大，即携带相同体积流量的液体所需的临界气量更小，证实了井下节流对携液有利。据此在卡瓦安全的前提下推荐井下一级油嘴位置为距产层顶部300～500m。在井下二级节流方面，从节流压降、温降入手对比分析了“下小上大”和“下大上小”两种二级节流技术方案，推荐采用“下小上大”和节流压降等分的设计方案，并根据温度恢复度来确定两个油嘴的间距，完善了井下二级节流技术方案。该研究成果将进一步完善井下节流携液的基础理论，为类似气井采用井下节流低成本高效开采提供了重要的技术支持。

[关键词]苏里格气田；产水气井；井下节流；携液；二级节流

井下节流工艺是苏里格气田低成本高效开采的关键技术。近年来，气田普遍产少量水，井下节流工艺对携液的利弊一直存在争议。国内部分类似气井携液能力增加[1]，同时也存在加速积液造成停产的实例[2]。为此，笔者深入分析了苏里格气田在用的一级节流和二级节流气井井筒参数，找出井下油嘴对各参数的影响规律，进而以携液生产为目的优化井下节流工艺参数，完善了井下节流携液的基础理论，为类似气井采用井下节流低成本高效开采提供了重要的技术支持。

1井下节流气井数学模型

描述井下节流气井数学模型包括井筒和节流油嘴处的压降、温降模型。苏里格气田普遍产水，日产水量小，可采用工程常用的Hagedorn & Brown模型[3]和传热机理模型[4]分别计算井筒压降、温降；节流油嘴处压降采用考虑产水的气水两相嘴流模型[5]计算；温降则考虑油嘴上下游焓值相等[6]进行计算。

2井下一级节流参数优化

苏里格气田主要采用一级节流生产。某井于2010年12月下井下油嘴：深度2038m，嘴径2.6mm。2011年6月测环空液面为2640m，产气量1.0294×104m3/d，井口油压1MPa，套压8.1MPa，产层中深3546m，井口温度38℃。根据产水规律预测水气比为4.28m3/104m3时，其计算的井筒压力、温度剖面见图1，节流压降12.49MPa，计算的井底压力为18.56MPa，与按环空液面计算的井底流压(18.8MPa)相差0.24MPa。节流温降17.62℃，井口温度37.27℃，与实测温度38℃仅相差0.73℃。表明所选模型预测结果与实际情况一致。

2.1节流前后参数对比

从图2的流速看，节流前后对液体和气体影响较大。水流速从节流前的0.13m/s升至节流后0.33m/s，井口流速达到0.49m/s；气流速从节流前的0.33m/s升至2.14m/s，井口流速达到4m/s。节流后气、水流速均急剧增大，但气流速增加的幅度远大于水流速(气水速度比由节流前的2.58增加至节流后的6.27，井口达到了8.11)，即在较小的流量下更易达到携带液滴所需的临界流速。采用Li Min模型[7]计算的临界携液气量(见图3)从节流前的2.25×104m3/d降至节流后的1×104m3/d，对携液有利。

图1　井筒压力、温度计算　　　　　　　　　　　图2　井筒气、水流速及其流速比剖面

从图4的持液率看，持液率从油嘴上游的15.72%下降到下游的6.13%。这是由于节流后气体流速增幅大于液体，相同油管截面积下气体占据的截面积更大，持气率增大所致。持液率下降率由节流前的0.25%/1000m，升至节流后的1.04%/1000m，说明相同流量下，低压下气水流速比增加不利于携液。

图3　井筒临界携液气量剖面　　　　　　　　　　　　　　　　图4　井筒持液率剖面

从图5的液体体积流量看，由节流前5.23m3/d下降到5.21m3/d，主要是由于节流处压力和温度急剧降低，使中心形成气体射流，与周边环境速度差异大，携液量下降；节流后温度逐渐恢复，气体射流逐渐变成整个油管截面积的流动，携液流量逐渐增加到5.24m3/d，比节流前的体积流量增加0.01m3/d。对比有无节流油嘴的体积流量发现，节流后水的体积流量较无节流时整体增加了0.02～0.03m3/d；且水体积流量下降率由节流前的0.053m3/(d·1000m)降至节流后的0.038m3/(d·1000m)，即在气体流速增加和持液率下降的双重作用下，气体流速占主导地位，使节流后液体回落量降低，或者说滞留于井筒的液体体积流量下降。因此井下节流是利于携液的。

从图6的压力能耗看，节流后气体和液体流速增加，摩阻压降梯度由1.63Pa/m升至4.93Pa/m，井口达到7.65Pa/m；但摩阻压降梯度的增加相对于总压降梯度而言较小，总压降梯度由节流前的2.47kP/m降至0.76kPa/m，井口达到最小(0.48kPa/m)。因此节流后举升压降更小。

图5　井筒液体流量剖面　　　　　　　　　　　　图6　井筒总压降梯度与摩阻压降梯度剖面

2.2节流油嘴参数优化

油嘴参数包括井下节流位置和油嘴尺寸，由于油嘴尺寸受产气量和井口输压控制，现固定其他参数不变，分别计算井下节流位置为1500、2000、2500、3000、3400m时的压力和温度剖面，其对应参数结果见表1。随着节流位置下移，节流压降差(12.54～12.68MPa)极小，井筒举升压降逐渐减小。当节流位置从1500m增加到3400m时，举升压降从5.91MPa降到2.73MPa，下降了3.18MPa，即在井口输压不变的情况下，井底流压可下降3.18MPa，储层生产压差相应增大3.18MPa，产量可进一步增加。同时随着节流油嘴的下移，节流压降变化甚小，节流温降也较小(16.25～16.77℃)，但节流上游温度逐渐从70.76℃增至112.19℃，使得节流下游温度更高(53.99～95.94℃)，生成水合物的可能性更低。井下节流位置下移后，节流油嘴上游压力温度增加，对节流油嘴的固定或卡瓦要求更高。因此在条件允许时，力争将节流油嘴下至距产层顶部300～500m处。

表1　苏59-15-49井不同节流位置参数对比

图7　井下节流不同位置对临界携液气量的影响

现对比目前井下节流位置(2000m)和距离产层顶部100m(井下3400m)的临界携液气量，结果如图7所示。3400m节流时，距离产层顶部仅229m，而上游15.91MPa的压力足以将井筒产出的气水混合物推过节流油嘴，而节流后携液气量仅1.08×104m3/d，与产气量1.0294×104m3/d相当，能携液正常生产。因此即使井下节流油嘴的上游全部积液，对井底流压的影响也较小，可确保该井长期携液生产。而目前油嘴为2000m，距离产层1629m，节流前携液所需气量2.25×104m3/d，远大于实际产气量，致使节流前积液严重(该井2011年6月6日测试环空液面达到906m，液柱压力达9MPa)，影响气井正常生产。

3井下二级节流参数优化

苏里格气田部分气井采用了井下二级节流工艺，各单级节流的压力、温度规律与一级节流相同。

3.1节流前后参数对比

3口二级节流井数据见表2。构建了“下小上大”和“下大上小”两种技术方案。

表2　井下二级节流参数对比

注：一级为下部油嘴，二级为上部油嘴。

从表2的节流压降看，由于X2井和X3井一级节流油嘴直径较二级节流油嘴大，使得一级节流压降小，二级节流压降过大，对二级节流油嘴的固定或卡瓦提出了更高要求。从表3的节流压降占节流总压降的比例来看，一级节流压降仅占11.15%和20.47%，节流作用较小，随着产能的进一步降低，该级节流将自动失效，转为一级节流。而X1井采用“下小上大”的节流方案，一、二级节流压降比例接近1∶1，可确保一级节流长期有效，且小直径节流油嘴位置在下面可确保气井流量能顺利通过比自己大的二级节流油嘴。

表3　井下二级节流压降对比

为了确定两油嘴的合理间距，定义理论恢复温度为无井下节流油嘴时，流体流到二级节流位置处的温度。利用二级节流前的温度与理论恢复温度之比为温度恢复度。若两级油嘴间距过小，一级节流后温度没有恢复到理论恢复温度，再进行二级节流可能由于二级节流前温度过低节流后会生成水合物。从表4的温度恢复度来看，X3井一级节流温降仅有5.37℃，99m的间距使得温度恢复度达到了97.07%；而X1井一级节流温降为19.88℃，采用244m的间距温度恢复度仅94.97%。因此两级节流的油嘴间距可根据温度恢复度来确定。

表4　井下二级节流温降对比

综上所述，推荐“下小上大”的二级节流方案(节流压降比为1∶1，提高一级节流有效作用时间)，两级节流油嘴的间距根据温度恢复度来确定。

3.2节流油嘴参数优化

下面对X3井二级节流方案进行调整：一级节流位置在3300m，直径4mm油嘴；二级节流位置在3000m，直径4.8mm油嘴。从图8的节流压降看，一级节流压降4.28MPa，二级节流压降4.01MPa，计算的井底压力为11.48MPa，与原方案12.04MPa，仅差0.56MPa。从节流温度看，一级节流温降13.84℃，二级节流理论恢复温度104.51℃，温度恢复度为98.26%，温降14.34℃，井口温度32.32℃，与原方案一致。从图9临界携液流量看，原方案产层至一级节流前，临界携液气量大于实际产气量，可能存在井底积液，而新方案则不存在积液。

图8　X3井新方案井筒压力、温度剖面　　　　　　　　　图9　X3井新方案与原方案临界气量剖面对比

4结论

1)对比分析了井下节流前后的气水流速、持液率、液体体积流量、举升压降等参数，证实了井下节流对携液有利，并推荐在卡瓦安全的前提下井下油嘴位置为距离产层顶部300~500m。

2)对比了“下小上大”和“下大上小”两种二级节流技术方案，推荐采用“下小上大”和节流压降等分的技术方案，并根据温度恢复度来确定两油嘴的间距，完善了二级井下节流技术方案。

[参考文献]

[1]雷群.井下节流技术在长庆气田的应用[J].天然气工业，2003，23(1)：81～83.

[2]王志彬. 有水气井井下节流携液机理研究[D].成都：西南石油大学，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]刘建仪，李颖川，杜志敏.高气液比气井气液两相节流预测数学模型[J].天然气工业，2005，25(8)：85～87.

[6]李颖川，胡顺渠，郭春秋.天然气节流温降机理模型[J].天然气工业，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.

[编辑]黄鹂

[引著格式]刘永辉，周宇驰，王嘉，等.苏里格气田井下节流参数优化[J].长江大学学报(自科版) ,2015,12(14):66~70.

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2015)14-0066-05

[中图分类号]TE375

[作者简介]刘永辉(1977-)，男，博士，副教授，主要从事采油采气工艺的教学和科研工作，swpilyh@126.com。

[基金项目]国家自然科学基金项目(50974104)。

[收稿日期]2014-11-14