王锦昌
中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院
摘 要 鄂尔多斯盆地东胜气田普遍产水，井口温度低，气井井筒和地面管线容易产生水合物发生堵塞，采用井下节流技术可实现有效防堵。但是,现用井下节流工艺参数设计方法仅适用于单相气体的计算，没有考虑含水对节流压差的影响，导致节流器气嘴直径设计出现较大偏差，影响了产液气井的连续稳定生产。通过引入滑脱因子表征气液两相间滑脱效应，根据力平衡原理建立气液两相嘴流耦合模型，提出井下节流气井井筒参数动态预测方法。该方法评价表明，针对实施井下节流工艺的产液气井，新方法计算的井口油压、井口温度与实际值较吻合，基本满足工程设计精度要求。现场应用表明，优化井下节流工艺参数后，能够有效防治气井中水合物的生成，实现水合物抑制剂“零注入”和井筒及管线“零堵塞”，还能有效降低气井临界携液气流量，提升气井的举液能力，改善排液效果，实现气井的连续清洁生产。
关键词 鄂尔多斯盆地 东胜气田 井下节流 参数优化 动态预测 水合物防治 排水采气 临界流量
DOI:10./gaskk.issn.-..02.
0 引言
鄂尔多斯盆地东胜气田面积km2，天然气资源量×m3，为华北油气分公司天然气产量主力接替区，具有良好的开发前景。东胜气田投产气井8口，平均单井产气量1.7×m3/d，平均单井产液量4.9m3/d，平均液气比2.9m3/m3。由于气井井口温度低，冬季4～7℃，夏季14～16℃，易形成水合物，造成井筒和地面管线堵塞。因此，借鉴苏里格、涩北、榆林等气田开发经验[1-4]，东胜气田采用“井下节流、低压集气”模式开采，以减小井筒和地面管线压力，降低水合物生成温度，防止水合物生成，提高东胜气田开发效益。
但是，现用的井下节流工艺参数设计方法仅适用于单相气体的计算，没有考虑含水对节流压差的影响，导致节流器气嘴直径设计出现较大偏差，气井生产稳定性变差，造成气井不能完成配产要求，生产期间多次发生积液、水淹关井现象，影响了产液气井稳定生产。因此，亟需从理论上开展东胜气田井下节流工艺参数优化方法研究，提高嘴径设计精度，实现井下节流动态参数有效预测，指导排水采气工艺优化。
1 井下节流井筒参数动态预测方法优化
1.1 气液两相嘴流物理模型及基本假设
物理模型如图1所示，嘴流可简化为两个控制体，第一个控制体起始于位置①，结束于位置②，代表突缩件；第二个控制体起始于位置②，结束于位置③，代表突扩件。①代表嘴流上游位置；②代表嘴流喉部位置；③代表嘴流下游位置，压力恢复点；“B”代表嘴流出口位置。模型推导过程中，做了以下基本假设：
图1 两相嘴流物理模型
1）流动为一维流动；
2）气液之间分相独立流动，存在相间滑脱；
3）忽略液相的压缩性，气相多变膨胀[5]；
4）整个嘴流过程，滑脱因子为一常数；
5）流动过程无相间变化，气体的质量分数不变。
1.2 基本定义
气液混合物流过节流件时压力降低，气体膨胀，气体流速大于液体，气液间产生滑脱。嘴流过程通常用滑脱因子描述气液之间的速度关系。滑脱因子K定义为
1.3 气液两相嘴流压降模型
对于第一个控制体，起始于位置①，结束于位置②，由力平衡原理得到：
式（10）和式（13）是两相嘴流压降模型的核心关系式。根据式（10）和式（13）可计算出两相流体通过不同嘴径时的节流压降，为节流器嘴径设计提供一种方法。
1.4 井下节流井筒参数动态预测方法
应用节点系统分析方法，以井下节流器为节点，采用气液两相嘴流模型、井筒两相管流模型及产能方程相结合的方式，综合预测井下节流过程压力、温度等动态参数变化规律[6-8]。基本步骤如下：
1）给定井下节流器基本参数（下入深度、嘴径）和井底温度。
2）根据产能方程和配产要求确定井底流压。
3）采用气井管流预测模型[9-12]计算从井底到节流器入口压力和温度。
4）当计算到节流器下深位置时，采用本文节流压降模型计算节流压降、采用李颖川[13-14]节流温降机理模型计算节流温降，从而得到节流器出口压力、温度。
5）再次采用气井管流预测模型，以节流器出口压力、温度为初值计算到井口，得到井口压力及温度，由此得到节流气井全井筒压力温度分布。
6）在求取全井筒压力及温度分布的基础上，进行水合物生成情况预测。
2 井下节流参数优化方法评价与分析
2.1 方法评价
利用东胜气田4口井下节流工艺试验井的测试资料，结合目前生产数据采用本文方法对井下节流参数进行预测，结果如表1所示。采用优化后的井下节流井筒参数动态预测方法，气井井口油压预测值与实测值的相对误差为－7.17%～－1.75%，井口温度预测值与实测值相对误差为－7.32%～6.48%。评价结果表明，本文方法精度相对较高，基本满足工程设计生产要求。
2.2 井筒压力分析
未节流与井下节流显著的区别是井下节流降压在井筒内。从图2可知，井筒压力经过节流器后会发生一个压力突变，从节流器上部井筒至地面，会形成一个低压区，大大降低了地面管线的承受压力，同时降低水合物的生成温度，有效提高了水合物生成的难度。节流器位置不同，下游压力分布基本类似，只是低压力区起始位置不一样。
图2 J66P2S井节流后井筒压力分布曲线图
2.3 井筒温度分析
从图3可看出，节流器位置存在一个很大的温降过程，因此节流器的下入深度必须保证节流后井筒流温高于水合物生成温度。J66P2S井井筒流温始终高于水合物生成温度，确保井筒不会生成水合物。另外，地层本身能量可以很快使节流后的温度恢复到节流前温度，时间的长短取决于地温梯度、节流后的温度、产气量等参数。
图3 J66P2S井节流后井筒温度分布曲线图
2.4井筒携液能力分析
根据气井临界携液理论，当其他参数不变的情况下，气体举液所需要的最小临界携液气流量随着井筒压力的降低而减少。从图4可知，采用井下节流工艺后，由于降低了井筒压力，J66P2S井井筒的临界携液气流量减少，有效提高了气井的举液能力[15-16]。
图4 J66P2S井节流后井筒携液流量分布曲线
3 现场应用
3.1 典型井基本情况
J66P2S井生产层位为S1，完钻井深m，造斜点m，A点斜深m，水平段长m。该井于年6月15日—8月1日对S1层进行水平井多级管外封隔器分段压裂，压后返排平均日产水14.4m3/d，求取S1层天然气无阻流量为9.05×m3/d。
3.2 节流工艺参数优化
J66P2S井于年12月29日投放节流器进行井下节流降压生产，配产2.5×m3/d，参考苏里格气田开发经验，节流器下深设计为m，嘴径设计2.8mm。初期气井虽然实现了连续开井生产，却一直完不成配产要求，井筒逐渐积液，最终导致气井于年4月27日水淹关井。分析原因认为由于东胜气田单井产液量和液气比高于苏里格气田，导致前期设计的节流工艺参数不合理，给气井后期排液带来了极大难题。
为了解决气井积液和水淹问题，年4月28日利用本文方法对节流器工艺参数进行了优化，设计气嘴尺寸3.4mm，下入深度优化为m，配产2.5×m3/d。J66P2S井于年4月29日开井生产，目前已经连续生产d，平均产气量为m3/d，平均产液量为2.94m3/d，平均液气比为1.21m3/m3，其生产曲线见图5，节流工艺参数优化前后气井生产效果如表2所示。
图5 J66P2S井采气生产曲线图
表2 J66P2S井节流工艺参数优化前后效果对比表
由图5、表2可看出，通过优化节流器嘴径和下深，有效提高了气井的举液能力，J66P2S井排液效果得到了极大改善，产气量、产液量、液气比均高于优化前生产水平，产气量由试验前的1.×m3/d增加至2.×m3/d；产液量由试验前的1.06m3/d增加至2.94m3/d；液气比由试验前的0.87m3/m3增加到1.22m3/m3。同时，通过优化井下节流参数后，气井井筒未发生水合物堵塞现象，防治水合物效果明显，且有效生产时率由试验前的84.9%提高至99.2%，气井在低压集输模式下实现了连续携液稳定生产。
截止到年年底，东胜气田已开展8口井井下节流工艺试验，井下节流+增压外输方式解防堵效果显著，见图6。气井生产时率稳定在99.2%，实现水合物抑制剂“零注入”，井筒及管线“零堵塞”，单井节约抑制剂L/d，实现清洁生产，满足现场生产要求。
图6 东胜气田井下节流技术防堵效果评价图
4 结论
1）引入滑脱因子表征气液间滑脱效应，优化嘴流压降模型，建立井下节流工艺参数设计方法。评价表明，新方法预测井口油压、温度与实际测试值较接近，基本满足工程设计要求。
2）气井安装节流器后，井筒流体参数在节流器位置发生突变，表现为压力突降、而温度先降后升的现象，改变水合物生成条件，提高水合物生成的难度。
3）现场应用表明，通过新方法优化井下节流工艺参数，不仅能有效防治气井中水合物的生成，实现水合物抑制剂的“零注入”和井筒、管线的“零堵塞”，而且有效降低气井临界携液气流量，提高气体的举液能力，改善排液效果，实现气井的连续清洁生产。
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,,23(1):81-83.
[2]牟春国,胡子见,王惠,韩勇.井下节流技术在苏里格气田的应用[J].天然气勘探与开发,,33(4):61-65.
[3]韩丹岫,李相方,候光东.苏里格气田井下节流技术[J].天然气工业,,27(12):-.
[4]张宗林,郝玉鸿.榆林气田井下节流技术研究与应用[J].天然气技术,2,31(1):-.
[5]王志彬,李颖川,王宇,尹强,吕川峣.气井气水两相节流实验研究及模型评价[J].钻采工艺,,31(5):78-80.
[6]王宇,李颖川,佘朝毅.气井井下节流动态预测[J].天然气工业,,26(2):-.
[7]曾焱,陈伟,段永刚,唐治平.井下节流气井的生产动态预测[J].西南石油大学学报(自然科学版),2,31(6):-.
[8]安永生,曹孟京,兰义飞,高月.井下节流气井的生产动态模拟新方法[J].天然气工业,,36(4):55-59.
[9]宫克勤,胡登辉,郭翠翠.对天然气节流井筒参数的探讨[J].科学技术与工程,,10(30):-.
[10]HagedornARBrownKE.Experimentalstudyofpressuregradientsoccurringduringcontinuoustwo-phaseflowinsmalldiametervericalconduits[J].JournalofPetroleumTechnology,,17(4):-.
[11]BeggsHDBrillJP.Astudyoftwophaseflowininclinedpipes[J].JournalofPetroleumTechnology,,25(5):-.
[12]MukherjeeHBrillJP.PressureDropCorrelationsforInclinedTwo-PhaseFlow[J].JournalofEnergyResourcesTechnology,,(4):-.
[13]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,,23(3):70-72.
[14]李颖川,王志彬,唐嘉贵,石红艳.气井气水两相节流温降模型[J].天然气工业,,30(3):57-59.
[15]刘永辉,张中宝,陈定朝,唐治平,胡世强.高气液比气井井下节流携液分析[J].新疆石油地质,,32(5):-.
[16]张春,金大权,李双辉,张金波.苏里格气田排水采气技术进展及对策[J].天然气勘探与开发,,39(4):48-52.
（修改回稿日期 -04-13 编 辑 孔 玲）
基金项目：国家科技重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”（编号：ZX）。
第一作者：王锦昌，年生，工程师，硕士；现从事采气工程工艺研究及技术管理工作。北京最好白癜风医院地址白癜风治愈的方法