蘇里格氣田桃7區塊井下節流參數優化

汪春浦，唐華佳，肖高棉，羅 超，陳旭波，李 洲

（1.中國石油川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院，四川成都 570206；2.中國石化河南油田分公司采油一廠，河南南陽 474750；3.中國石化河南油田分公司石油工程技術研究院，河南南陽 473132）

井下節流工藝可降低地面管線壓力，也可有效防止水合物生成，在蘇里格氣田得到了廣泛應用[1–3]。蘇里格氣田桃7區塊探明地質儲量為630.86×108m3，目前已實現穩產10年。隨著氣藏的不斷開發，桃7區塊產水井逐漸增多[4]，產水氣井比例超過40%，氣井產水后，地層能量衰竭較快，容易產生井筒積液，從而影響氣井的正常生產。目前，井下節流工藝對氣井有效攜液能力的影響尚存在爭議，部分學者認

為，產水氣井經過井下節流氣嘴后，液滴變小，更有利于被攜帶至井口，開發實踐表明，有部分氣井的攜液能力因井下節流而有所增加；但也有部分能正常攜液生產的氣井在實施井下節流后，因加速積液造成停產[5]。為此，文中針對桃7區塊產水氣井，在準確預測其井筒壓力和溫度分布的基礎上，分析了井下節流對臨界攜液流量的影響特征，并對井下節流工藝參數進行了優化分析。

1 井下節流氣井壓降和溫降計算模型

準確地計算氣井井筒內壓力和溫度分布是氣井井下節流參數優化設計的關鍵。氣井產水后，井筒內流體呈氣液兩相混合流動。目前國內外常用的兩相流井筒壓降計算模型有Hagedorn–Brown模型[6]、Duns–Ros模型[7]、Beggs–Brill模型[8]、Mukherjee–Brill模型[9]等。兩相流井筒壓降計算模型大多數是在大量實驗的基礎之上建立起來的，各有其適用范圍。由于井筒流體流動的復雜性，在實際應用時，需分別用各種模型進行計算，然后優選與實測壓力吻合較好的模型作為該區塊的基本模型。井筒內溫度分布可采用工程常用的傳熱機理模型[10]進行計算。此外，由于井下下有節流器，氣體經過節流氣嘴后壓力及溫度會發生突降，井下節流氣嘴處的壓降可用兩相流嘴流模型進行計算，相應的溫降則考慮節流前后焓值相等來進行計算[11]。

針對桃7區塊25口有實測井底流壓數據的產水氣井，運用Pipesim軟件并結合上述模型對其井底流壓和溫度進行計算，并將計算結果與實測數據進行對比，選用誤差最小的計算模型作為該井壓力計算方法。結果表明，Hagedorn–Brown模型計算結果與實測數據吻合度高，能夠滿足工程計算的精度要求，可用于桃7區塊氣井井筒壓力預測。

2 臨界攜液流量計算模型

氣井臨界攜液流量是指產水氣井井筒中不產生積液所需的最小氣體流量，常用的氣井臨界攜液流量計算模型有Turner模型[12]、李閩模型[13]等。選取桃7區塊生產數據完善的氣井83井次，分別采用Turner模型、李閩模型進行攜液流量計算（圖1、圖2）。從圖中可知，利用Turner模型預測的臨界攜液流量偏大，部分氣井產氣量低于Turner模型計算得到的臨界攜液流量，但仍能攜液生產；李閩模型的計算結果更接近于生產實際，可較好地預測氣井積液，指導氣田生產。為了分析井下節流對氣井連續攜液的影響，結合桃7區塊產水氣井實際情況，文中選用李閩模型計算氣井臨界攜液流量，計算公式如下：

圖1 Turner模型預測結果

圖2 李閩模型預測結果

式中：σ為液體表面張力，N/m；g為重力加速度，m/s2；ρl為液體密度，g/cm3；ρg為氣體密度，g/cm3；CD為曳力系數，取1。

3 氣井井下節流參數優化

蘇里格氣田桃7區塊大多井都采用井下一級節流生產。例如，2014年5月對X1井進行投產，產層中部深度（垂深）為3 368.5 m，2015年5月在井深2 055.0 m處下入節流器，氣嘴直徑為2.1 mm，并于2017年6月進行了開井探測液面測試，測試結果顯示環空液面為3 405.0 m，產氣量為0.59×104m3/d，井口油壓為0.78 MPa，套壓為5.63 MPa，根據產水規律預測水氣比為1.20 m3/104m3。運用Pipesim軟件并結合李閩模型對該井井筒壓力及溫度剖面進行了計算（圖3、圖4），計算得到井底流壓為6.79 MPa，與按照環空液面計算的井底流壓（6.84 MPa）僅相差0.05 MPa；計算得到井底溫度為110.0 ℃，與實測溫度（109.5 ℃）吻合度非常高（圖5），這表明所選的李閩模型計算結果符合實際生產情況。

圖3 節流前后氣井井筒壓力分布

圖4 節流前后氣井井筒溫度分布

圖5 實測溫度與模型計算溫度擬合曲線

3.1 節流前后參數對比

采用李閩模型對X1井井筒臨界攜液流量和臨界攜液流速分布進行計算（圖6、圖7）。從圖6中可以看出，井下安裝有節流器的氣井，由于節流氣嘴位置處壓力發生突然下降，臨界攜液流量較氣嘴上游明顯降低，流經節流氣嘴后氣體的攜液能力增大。當井口壓力較低時，從節流器至井口位置，壓力逐漸降低，臨界攜液流量也逐漸呈減小趨勢，提高了氣體的攜液能力；井下未安裝節流器的氣井，井筒中氣井臨界攜液流量相對較高。從氣體井筒內臨界攜液流速分布也可以看出，井下未安裝節流器的氣井，臨界攜液流速從井底到井口變化相對較??；井下安裝有節流器的氣井，流經節流器后，由于壓降和溫降的影響，臨界攜液流速呈增大趨勢，提高了氣體的攜液能力。

圖6 氣井井筒臨界攜液流量分布

圖7 氣井井筒臨界攜液流速分布

進一步分析井口壓力變化時氣井井筒臨界攜液流量變化特征（圖8）。從圖中可以看出，當井口壓力為1.00 MPa和2.00 MPa時，從節流器到井口位置，臨界攜液流量呈減小趨勢，表明流經節流氣嘴后井筒內氣體攜液能力增大；當井口壓力為3.00 MPa時，從節流器到井口位置，臨界攜液流量呈增大趨勢，在井口位置處達到最大，表明流經節流氣嘴后井筒內氣體的攜液能力降低，此時節流器已起不到增大氣體攜液能力的作用。因此，對于低壓產水氣井，當井口壓力相對較高時，節流器起不到增大氣體攜液能力的作用，當氣井產水后應及時打撈節流器。

圖8 不同井口壓力下的氣井井筒臨界攜液流量分布

3.2 節流氣嘴參數優化

對于井下一級節流問題，需要優化的參數主要有節流器下入深度和氣嘴直徑，但氣嘴直徑受到井口輸壓的控制，此處主要對節流器下入深度進行優化分析?，F固定其他參數不變，分別計算X1井不同氣嘴下入深度時的壓力和溫度分布情況（表1）。從表中可以看出，當節流氣嘴直徑不變時，隨著節流器下入深度的增加，節流壓降增加幅度小，但井筒總壓降降低了1.00 MPa，即當井口壓力不變時，相應的井底流壓可降低1.00 MPa，生產壓差相應可升高1.00 MPa，有利于進一步提高氣井產量。

表1 X1井節流器不同下入深度井筒壓力和溫度分布對比

此外，從表1中可以看出，隨著節流器下入深度的增加，節流器上游溫度逐漸升高，相應的節流下游溫度也更高，從而減小了水合物生成的可能性。為了分析井下節流器不同下入深度對水合物生成的影響，根據X1井氣體組成數據，采用波諾馬列夫經驗公式法來計算預測X1井井筒內天然氣水合物生成條件，并與節流器不同下入深度下的井筒溫度分布進行對比分析（圖9），從圖中可以看出，當節流氣嘴下入深度小于等于1 000 m時，節流后氣體溫度接近水合物生成溫度，存在生成水合物的風險。而隨著節流器下深的增加，節流后由于溫度驟降而生成水合物的風險逐漸降低。單從防止水合物生成而言，建議該井節流氣嘴下入深度大于1 000 m。

圖9 X1井節流器不同下入深度下的溫度分布情況

對比X1井井下節流器下入深度為2 055 m和3 000 m處的氣井臨界攜液氣量分布情況（圖10），可以看出，在節流器下入深度為2 055 m時，節流前氣井所需的攜液臨界流量為1.24×104m3/d，大于該井實際產氣量，致使該井積液嚴重（2019年2月19日測試油管液面為2 096 m，反映井筒積液嚴重），影響氣井正常生產；當將節流器下深增加至3 000 m時，此時節流器上游壓力為9.80 MPa，足以將井筒產出的氣水混合物推過節流氣嘴，而此時油管液面2 096 m處所需的臨界攜液氣量僅為0.59×104m3/d，與氣井目前產氣量相當，氣井能夠攜液正常生產。由于節流器下入深度距離產層頂部很近，即使井下節流器上游全部積液，對井底流壓的影響也相對較小，可確保該井長期攜液生產。

圖10 X1井井下不同節流位置對臨界攜液氣量的影響

由上述分析可以看出，適當增加節流器下入深度可有效地提高氣井攜液能力，且可以減少節流后形成水合物的可能性。當井下節流氣嘴下入位置下移后，節流氣嘴上游壓力、溫度增加，這對節流氣嘴的固定或卡瓦要求更高，節流氣嘴密封部件也更容易損壞。

選取桃7區塊內23口典型氣井采用上述方法對井下節流器下入深度進行了優化分析，綜合分析結果并結合現場經驗，建議將節流氣嘴下至距產層頂部約300～500 m處。

4 結論

（1）通過對比桃7區塊產水氣井井下節流前后的臨界攜液流量剖面、臨界攜液流速剖面和舉升壓降等參數分析得到，對于低壓氣井，井下節流后氣體攜液能力增大，但井口壓力相對較高時，節流器起不到增大氣體攜液能力的作用，當氣井產水后應及時打撈節流器。

（2）基于優選的壓降和溫降計算模型，結合水合物生成條件，對桃7區塊23口典型產水氣井井下節流參數進行了優化分析。結果表明，節流氣嘴下入深度越深，越有利于氣井攜液，同時可有效地避免井筒中水合物的生成。在卡瓦安全的前提下，建議將節流氣嘴下至距產層頂部約300～500 m處。