宮磊磊 袁朝暉

（1.大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院；2.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室）

1 概述

大慶油田徐深氣田儲(chǔ)量較大，該氣田氣井具有地層壓力高、建井成本高、產(chǎn)量低、水合物凍堵、開井時(shí)率低、穩(wěn)產(chǎn)能力差、產(chǎn)水的特點(diǎn)，建井成本回收難、甲醇注入量大、存在較大安全環(huán)保隱患的問題，需要應(yīng)用氣井井下節(jié)流工藝技術(shù)，達(dá)到井口降壓、提升穩(wěn)產(chǎn)能力、降低建井成本、不注入甲醇清潔生產(chǎn)的目的。

氣井下節(jié)流工藝是將專用設(shè)備放置于生產(chǎn)油管管柱的某一適當(dāng)?shù)奈恢茫瑢?shí)現(xiàn)井筒節(jié)流降壓，使地面生產(chǎn)管道在較低的壓力下運(yùn)行，并利用氣井地層自身熱量補(bǔ)償節(jié)流后井筒產(chǎn)生的溫降，有效防止氣井生產(chǎn)過程中井筒及地面管線水合物形成[1-3]。與傳統(tǒng)地面節(jié)流工藝相比，該工藝具有以下幾點(diǎn)優(yōu)勢(shì)：降低地面管線運(yùn)行壓力；降低地面設(shè)備投資成本；防止水合物形成；提高開井時(shí)率[4]。

OLGA軟件一款多相流瞬態(tài)模擬軟件，是多相流瞬態(tài)數(shù)模計(jì)算領(lǐng)域的標(biāo)準(zhǔn)工具，它能模擬近井儲(chǔ)層、井筒、地面管網(wǎng)以及工藝設(shè)備中流體與時(shí)間相關(guān)的瞬態(tài)流動(dòng)過程，精確預(yù)測(cè)生產(chǎn)系統(tǒng)中的諸多關(guān)鍵參數(shù)[5]，例如流量、壓力、溫度等。應(yīng)用OLGA軟件可準(zhǔn)確模擬出徐深氣田火山巖產(chǎn)水氣藏氣井節(jié)流前后的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，提高井下節(jié)流參數(shù)設(shè)計(jì)的準(zhǔn)確性，有效指導(dǎo)井下節(jié)流工藝現(xiàn)場(chǎng)施工。

2 井下節(jié)流參數(shù)設(shè)計(jì)

井下節(jié)流參數(shù)設(shè)計(jì)主要工藝參數(shù)有節(jié)流器下入深度和節(jié)流氣嘴直徑等[6]。

2.1 前期應(yīng)用的井下節(jié)流模型

大慶油田前期試驗(yàn)應(yīng)用的是國內(nèi)其它氣田普遍采用的單相氣體井下節(jié)流參數(shù)分析模型，具體如下：

1）節(jié)流器最小下入深度。井下節(jié)流器的下入深度是控制水合物生成的關(guān)鍵參數(shù)，與節(jié)流臨界壓力共同影響著節(jié)流后的氣流溫度。節(jié)流后的氣流溫度高于節(jié)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(jié)流器下入深度超過某一值時(shí)，節(jié)流后節(jié)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(jié)流器的最小下入深度[8]。

井下節(jié)流器最小下入深度公式：

式中：Lmin為節(jié)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(shù)；Z為壓縮系數(shù)。

2）節(jié)流器節(jié)流嘴直徑。根據(jù)氣井配產(chǎn)采用臨界狀態(tài)原理確定節(jié)流器的節(jié)流嘴直徑，在定產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)條件下實(shí)現(xiàn)井下控壓。在臨界流狀態(tài)下，節(jié)流嘴

下游壓力的波動(dòng)不會(huì)影響到上游，即節(jié)流嘴以后管線和分離器等設(shè)備的壓力波動(dòng)不會(huì)影響節(jié)流嘴前流體的流動(dòng)，使通過節(jié)流嘴的氣體流量達(dá)到最大值[9]。當(dāng)節(jié)流嘴出口與入口端面上壓力的比值為0.55時(shí)，即標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下通過節(jié)流嘴的日體積流量處于臨界流狀態(tài)，此時(shí)通過節(jié)流嘴的氣體流量最大。此時(shí)氣井通過節(jié)流嘴的日體積流量計(jì)算公式為：

由公式（2）可推算出井下節(jié)流器節(jié)流嘴直徑的計(jì)算公式：

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

單相氣體井下節(jié)流參數(shù)模型僅適用于單相氣體計(jì)算，沒有考慮含水對(duì)節(jié)流嘴壓降溫降的影響，導(dǎo)致產(chǎn)水氣井采用井下節(jié)流工藝后節(jié)流器氣嘴直徑設(shè)計(jì)出現(xiàn)較大偏差[10]。

2.2 OLGA軟件的井下節(jié)流參數(shù)設(shè)計(jì)

依據(jù)徐深氣田火山巖產(chǎn)水氣藏特征、氣井井身結(jié)構(gòu)、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、溫度、壓力等參數(shù)，在OLGA軟件中動(dòng)態(tài)模擬氣井生產(chǎn)系統(tǒng)，完整預(yù)測(cè)生產(chǎn)系統(tǒng)中溫度、壓力、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量等生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，以及各種體系類型下的水合物生長(zhǎng)和輸送的整個(gè)過程，給出井筒及生產(chǎn)管線被水合物堵塞的可能性。

在OLGA軟件中，可進(jìn)行節(jié)流參數(shù)敏感性分析，得到不同節(jié)流嘴徑、不同下入深度節(jié)流前后，整個(gè)氣井井筒的溫度壓力剖面以及產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、水合物生長(zhǎng)的變化趨勢(shì)，可有效解決單相氣體井下節(jié)流參數(shù)模型不適用于產(chǎn)水氣井的問題，能夠提高徐深氣田火山巖產(chǎn)水氣藏井下節(jié)流參數(shù)設(shè)計(jì)的準(zhǔn)確性，有效指導(dǎo)井下節(jié)流工藝現(xiàn)場(chǎng)施工。

應(yīng)用OLGA軟件進(jìn)行井下節(jié)流參數(shù)設(shè)計(jì)的基本流程：先應(yīng)用最小下入深度用公式（1）計(jì)算出節(jié)流器最小下入深度，再使用OLGA軟件對(duì)此深度，不同節(jié)流嘴徑進(jìn)行計(jì)算，并依據(jù)臨界流動(dòng)理論及水合物與油管內(nèi)管段溫度差值（DTHYD）和油管內(nèi)管段與水合物壓力差值（DPHYD）最終確定節(jié)流嘴徑的大小及節(jié)流器的下入深度。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

截止2020年底，徐深氣田累計(jì)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用井下節(jié)流工藝17井次，以S井為例，應(yīng)用公式（1）計(jì)算可知，井下節(jié)流器最小下入深度為1284m，在OLGA軟件中，將節(jié)流器下入深度設(shè)置為1284m，節(jié)流嘴徑1～5號(hào)算例依次分別設(shè)置為2、3、3.5、4、5mm，節(jié)流器不同嘴徑壓力溫度曲線如圖1所示。

圖1 節(jié)流器不同嘴徑壓力溫度曲線

當(dāng)節(jié)流器嘴徑設(shè)置為3.5mm時(shí)，節(jié)流嘴后與節(jié)流嘴前的壓力比值為0.541（小于0.55），節(jié)流嘴后的溫度為61℃，井口油壓降低可至7MPa。依據(jù)臨界流動(dòng)理論，確定該節(jié)流嘴徑為3.5mm。

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

圖2 水合物與油管內(nèi)管段溫度差值

圖3 油管內(nèi)管段與水合物壓力差值

S井生產(chǎn)曲線見圖4，在前期的井下節(jié)流現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中，應(yīng)用單相氣體井下節(jié)流參數(shù)模型進(jìn)行節(jié)流參數(shù)設(shè)計(jì)，得出節(jié)流器最小下入深度為1284m，節(jié)流嘴徑為2mm，該氣井下入節(jié)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(chǎn)需求，但該井長(zhǎng)期凍堵，嚴(yán)重影響該井的開井時(shí)率，無法實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)期穩(wěn)定生產(chǎn)，為解決凍堵問題需加入大量甲醇（最高800kg/d）維持正常生產(chǎn)，日常注入甲醇及維護(hù)費(fèi)用較高，且存在較大的安全環(huán)保隱患。

圖4 S井生產(chǎn)曲線

應(yīng)用OLGA軟件進(jìn)行節(jié)流參數(shù)設(shè)計(jì)實(shí)施井下節(jié)流工藝后，在滿足井口節(jié)流降壓的同時(shí)，有效解決了該井水合物凍堵問題，實(shí)現(xiàn)了該井不注甲醇連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)的目的。

應(yīng)用OLGA軟件進(jìn)行徐深氣田產(chǎn)水氣藏井下節(jié)流參數(shù)設(shè)計(jì)，可解決單相氣體井下節(jié)流參數(shù)模型不適用于產(chǎn)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(huán)保隱患。

4 結(jié)論

1）應(yīng)用OLGA軟件結(jié)合最小下入深度及臨界流動(dòng)理論，進(jìn)行井下節(jié)流參數(shù)設(shè)計(jì)，可模擬計(jì)算出全井筒的溫度、壓力剖面，能夠準(zhǔn)確得出節(jié)流嘴前后壓力、溫度數(shù)值，并且能夠計(jì)算出節(jié)流后水合物與油管內(nèi)管段溫度差值和油管內(nèi)管段與水合物壓力差值，提高了徐深氣田產(chǎn)水氣藏井下節(jié)流參數(shù)設(shè)計(jì)的準(zhǔn)確性。

2）截止2020年底，徐深氣田累計(jì)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用井下節(jié)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(dǎo)致的建井成本高、開井時(shí)率低、穩(wěn)產(chǎn)能力差、長(zhǎng)期向氣井中注入大量甲醇的問題，降低了建井成本、節(jié)省了甲醇及日常維護(hù)費(fèi)用、消除了由于注入甲醇造成的安全環(huán)保隱患，為徐深氣田“節(jié)能降耗”，提供了技術(shù)支撐。