张 波，薛 媛，王晓荣，王 惠

（中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710021）

1 目前生产工艺及存在的问题

苏里格气田加大水平井开发力度，通过现场技术试验，初步形成了水平井系列配套技术。通过半年来的试生产，水平井在井筒、地面设备、管线配套工艺以及生产管理方面暴露出一些问题，为此，及时进行现场跟踪，分析各主要节点的影响因素，以确保水平井平稳正常生产。苏里格气田水平井生产工艺分为节流器生产方式和加热炉生产方式。井下节流生产方式：井下节流器-井口针阀-紧急截断阀-流量计-阀门-管线。

图1 井下节流地面流程示意图

井口加热节流生产方式：井口针阀-紧急截断阀-加热炉/三相分离器-流量计-阀门-管线。

节流器生产工艺流程为：天然气经井下节流后从采气井口采出，到井场高低压紧急截断阀，再经智能旋进流量计计量后，接入采气干管/或单井输往集气站。加热炉生产工艺流程为：天然气经采气井口采出后，通过加热炉节流、加热到井场高低压紧急截断阀，再经智能旋进流量计计量后，接入采气干管或单井输往集气站。

图2 井口加热节流地面流程示意图

通过半年来的试生产，生产工艺方面暴露出一些问题：节流器生产时，气井出砂、节流器砂堵影响正常生产；分离器、加热炉故障，更换设备，影响连续生产；地面管线冻堵、截断阀频繁起跳，影响连续生产。

通过分析发现：管网规格不匹配，单井配产超出管输能力，管线升压，导致地面管线冻堵，截断阀频繁起跳；配产过大，井底气流流速较高，出砂严重，导致节流器损坏、积砂，甚至刺漏阀门，损坏井口装置；单井进站气井，出现故障的井较少；只要不出砂，井口加热节流和井下节流，都能平稳生产。

图3 水平井井口工艺自控流程图

2 水平井生产方式选择

苏里格气田已投产水平井生产方式目前主要为节流器生产和加热炉生产方式，在试生产中发现，节流器上产方式和加热炉生产方式都存在优势和缺点，因此，选择水平井的生产方式是水平井正常生产的关键。

图4 井下节流器加热炉生产示意图

2.1 节流器生产

天然气节流是一个降压降温过程，井下节流工艺是依靠井下活动节流气嘴来实现井筒节流降压，同时充分利用地温加热，使节流后井口温度基本能恢复到节流前温度[3]。天然气水合物是否形成主要取决于天然气组分、压力和温度，在天然气组分一定的条件下，系统的压力越高，形成水合物的初始温度越高，水合物越易形成。采用井下节流后，由于大大降低了节流器以上系统的压力，从而使形成水合物的初始温度降低，可减少或防止水合物形成。同时，节流器生产可以节约成本，降低生产安全风险，但地层出砂（陶粒）易造成节流器堵塞。

图5 节流器堵塞和冲蚀破坏

2.2 加热炉生产

利用加热炉生产方式，井筒通畅无堵塞，还可以增加地面管线温度，防止生成水合物，但仍存在众多问题如：大压差条件下地层出砂（陶粒）容易造成针阀刺漏；冬季生产容易出现自用气管线积液或者冻堵；加热炉成本也比节流器高，地面工艺复杂；长期使用、无人值守管理，具有一定的安全隐患和生产安全风险。

通过实验井分析，解决以上问题，可以在压裂试气过程中，紧密观察井口出砂情况，试气求产后，可以放大产量生产1~2 h（固定产量或变产量），观看井口出砂的情况；如果无明显出砂迹象，且井身结构及井口工艺满足节流器投放条件，投放节流器生产；如果出砂比较明显，出砂量持续不减，建议加热炉生产一段时间后，采用节流器生产，要求节流器生产配产低于加热炉生产配产；如果出砂只是因为配产过高引起，建议降低配产（一般建议低于10万m3/d），下节流器生产。

3 水平井进站方式选择

水平井进站方式可以为井间串接进站，也可以单井直接进站，选择合适的进站方式是解决地面管线冻堵、截断阀频繁起跳的重要途径[4]。

目前11口水平井中，有3口采用井间串接模式，8口井采用单井进站模式。管线规格共有3种：φ114、φ150、φ108。从夏季和冬季分别对不同管径对应的节点压力进行了分析。

如果气井配产低于3万m3/d，且距离集气站较近（2 km以内），可以选择单井进站，也可以井间串接；如果气井距离集气站较远（5 km以外），建议进一步降低配产、井间串接、低配长稳，可以有效节约采气管线，同时也可以长期稳产；如果气井配产介于4~6万m3/d，且距离集气站较远，建议降低配产，串接进站；如果配产比预计配产高，且管径较小或者距离较远，建议单井进站；如果水平井配产大于10万m3，距离集气站距离大于2 km，建议单井进站；当水平井生产进入低压、低产阶段，管输气流速下降，携液能力降低，可以将水平井采气管线变为干管，串接其他弥补递减井生产，综合降低成本。

4 其他生产工艺技术因素

4.1 封隔器

在投产的水平井中，存在一些井封隔器未解封，套压无显示，在目前靠节流器生产的采气工艺下，无法对

气井生产过程中压力的变化进行分析，为水平井的动态分析造成了较大影响。

表1 夏季Φ114 mm管径对应节点压力分析

表2 冬季Φ114 mm管径对应节点压力分析

表3 夏季Φ150 mm管径对应节点压力分析

表4 冬季Φ150 mm管径对应节点压力分析

表5 夏季Φ108 mm管径对应节点压力分析

表6 夏季Φ108 mm管径对应节点压力分析

4.2 流量计

苏里格气田单井都安装有流量计远传设备，但因室外环境恶劣，有些单井流量计损坏，为考虑成本，几口井共用一个流量计计量，这样对单井录取数据进行动态跟踪分析造成很大的不便，建议水平井井口必须安装流量计，保证气井生产数据的正常录取。

4.3 数字化远传设备

随着苏里格气田开发的深入，单井生产时间的延长，单井增多，气井的管理及资料的录取需要大量的人力物力，苏里格气田开发了苏里格气田生产管理系统，各类数据库先后建立,涉及生产经营管理、分析、决策支持等功能。目前投产水平井中，全部安装有井口数据采集及远程开关井控制系统，大幅度的减少巡井工作量，提高工作效率，将各单井的井口油压，采用数据传输电台传输到集气站，以及厂控制中心。

5 结论

（1）在选择单井生产方式上，可以根据现场观察气井出砂情况以及配产情况选择。如果选择井下节流生产，一般单井降低配产低于10万m3/d。

（2）选择单井进站方式上，可根据单井配产、单井距集气站距离远近进行合理选择。如果气井距离集气站较远（5 km以外），需进一步降低配产、井间串接、低配长稳，可以有效节约采气管线，降低成本。

（3）其他因素如封隔器、流量计、远传设备等是保证气井动态分析的必要生产工艺设备，其设备故障或者未安装将导致单井无法动态跟踪。

[1]何光怀，李进步，等.苏里格气田开发技术新进展及展望[J].天然气工业，2011，31（2）:12-16.

[2]冯朋鑫，李进步，等.水平井技术在苏里格气田低渗气藏中的应用[J].石油化工应用，2010，29（8）:37-42.

[3]吴革生，王效明，韩东，等.井下节流技术在长庆气田试验研究及应用[J].钻井工程，2005，25（4）:65-67.

[4]杨小龙，李战平，李富生.长北气田地面工程技术[J].天然气工业，2007，27（10）:106-108.