宋中华, 张士诚, 王腾飞, 沈建新, 段玉明, 刘兰英

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249；2.中国石油塔里木油田分公司开发事业部，新疆库尔勒 841000；3.中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛 266580)

塔里木油田油气分布广，占地面积大。其中，天然气是塔里木油田产量的重要组成部分，也是油田开发的重点。塔里木气藏岩石孔隙度0.32%～7.44%，平均1.16%；渗透率0.007～27.160 mD，平均0.312 mD。气藏属于正常的温度压力系统，地层压力59.48 MPa，地层压力系数1.07～1.13。开发初期产气量高，油压大，生产过程中经常出现水合物堵塞管道的情况，严重影响了气井的正常生产。针对水合物的生成和堵塞问题，国内外开展了大量的技术理论和应用研究[1-4]，针对不同的气井生产情况，提出了不同的水合物防治技术。井下节流技术已经在新疆、四川、长庆等多个油气田进行了现场应用，均取得了较好的应用效果。笔者对水合物防治技术进行了适应性研究，并结合塔里木轮南油田的实际情况，开展了井下节流技术的研究与应用，给出了适用于塔里木高压气井的井下节流设计方法。

1 井下水合物形成原因分析

1.1 气井井下水合物形成情况统计

塔里木轮南油田气井为高压气井，生产过程中易在井筒及油嘴处形成水合物阻塞。该区有44口气井开井生产，近3年有15口井在井筒及气嘴处出现水合物堵塞，关井解堵耗时长，严重影响了气井的正常生产。如DH12井每天机械清理水合物2次，由于清理不及时，关井15 d，开井时率仅32%；LN4-2C 井井口油嘴被水合物堵塞，每天需关井清理水合物1次，影响了气井平稳生产，易造成地层激动和反凝析；LN422井形成的水合物堵塞气嘴和输气管线，关井解堵耗时42 d。

1.2 形成原因分析

在气井生产过程中，气体由井底流向井口时，体积不断膨胀，气流压力和温度不断降低，当其温度低于水合物的生成临界温度时，天然气中的自由水便与烃类气体结合生成水合物，造成堵塞。影响天然气水合物形成的因素主要有[5-6]：

1) 天然气中存在自由水，且天然气的温度不高于体系中水的露点温度；

2) 对于一定组分的天然气，在一定的压力条件下，流体温度低于水合物生成温度；

3) 气流速度越高，经过管线和设备时的搅动越厉害， 因此气流速度越高，越容易生成水合物；

4) H2S等酸性气体在水中的溶解度远高于甲烷等烃类气体，因此当天然气中存在酸性气体时，会促进水合物的生成。

塔里木油田的气井井深一般在5 000 m左右，井内气体处于高压状态，易于生成水合物；在生产过程中，多数气井会有H2S等酸性气体产生，且塔里木气田属于凝析气田，C3和C4组分含量高，更容易生成水合物。

2 高压气井水合物生成预测

2.1 水合物生成温度预测

相平衡理论是统计热力学模型的基础[7]，在水合物体系中同时存在水合物相、气相以及富水相3种相态。由相平衡理论可知，当体系达到平衡时，天然气水合物体系中同一组分在不同相中的化学位相等。例如，对水组分，当体系达到平衡时，水组分在水合物相(H相)和富水相(W相)中的化学位应该相等，则水合物的生成过程中达到平衡时有：

μH=μW

(1)

式中：μH为水合物相中水组分的化学位；μW为富水相中水组分的化学位。

若以完全空的水合物相β的化学位μβ为基准，则有：

ΔμH=ΔμW

(2)

其中ΔμH=μβ-μH

(3)

ΔμW=μβ-μW

(4)

式中：ΔμH为水在水合物相中的化学位差；ΔμW为水在富水相中的化学位差。

水在水合物相的化学位差ΔμH的计算式为：

(5)

(6)

式中：R为通用气体常数，R=0.008 314 kJ/(mol·K)；υi为i型空腔占整个空腔的比例；θij为j组分分子在i类孔隙中的占据率：fj(T,p)为j组分在温度T、压力p下的逸度；Cij为i类孔隙中j组分的Langmuir气体吸附常数；T为温度，K；p为压力，MPa。

ΔμW的计算式为：

式中：ΔhW为摩尔焓差，J/mol；ΔVW为摩尔体积差,m3/mol；aW为水在富水液相中的活度，在不含抑制剂的情况下，水在富水液相中的活度近似等于富水液相中水的摩尔分数。

利用以上关系式进行迭代计算，即可求得天然气在不同压力条件下的生成温度。塔里木油田高压气井LN422井的水合物生成温度和压力预测曲线如图1所示。

图1 LN422井水合物生成压力温度预测曲线Fig.1 Hydrate formation pressure-temperature prediction curve for Well LN422

由图1可知，压力较高时，水合物生成临界温度很高。例如，压力为20和30 MPa时，水合物生成临界温度分别为26.8和30.0 ℃。因此，若不采取水合物防治措施，气井生产过程中很容易生成水合物，阻塞井筒。

2.2 水合物生成位置预测

2.2.1 井筒温度预测模型

气井井筒温度预测模型为：

(8)

(9)

式中：M0为地温梯度，K/m；y为井深，m；b为折算地表温度，K；H为气藏深度，m；WC为热流当量，W/K；λb为地层传热系数，W/(m·K)；μ为从油管内壁到套管外壁的传热系数，W/(m·K)；d为油管直径，m。

2.2.2 井筒压力预测模型

已知地层温度变化，将整个井筒分成若干段，每一段长度为Δh。在每一段内进行计算，得每段压力降计算式为：

(10)

(11)

E2=3.484×10-3γg

(12)

(13)

(14)

式中：qsc为产气量，m3/d；γg为气体相对分子质量；Zin，Zout分别为计算段入口、出口的气体压缩因子；pin，pout分别为计算段入口、出口的压力，MPa；Tin，Tout分别为计算段入口、出口的温度，K；f为摩阻系数；Δh为计算段的高度，m。

根据井筒温度、压力分布预测模型可预测井筒中的温度压力分布，然后根据水合物生成温度判断是否生成水合物以及生成水合物的位置。如LN422井深5 200 m，节流前产气量40 023 m3/d，井底温度125.0 ℃，井口温度21.0 ℃，井底压力50.0 MPa，井口压力29.2 MPa，气体相对密度0.63，井筒流动压力和流动温度如图2所示。

图2 LN422井井筒压力和温度分布曲线Fig.2 Wellbore pressure and temperature distribution of Well LN422

由图2可知，500 m以浅井段，井筒温度小于水合物生成的临界温度，即在该井段极易生成水合物而阻塞井筒。因此，为了稳定生产需要对LN422井采取水合物防治措施。

3 水合物防治技术优选

目前，油田现场主要采用除水、加热降压、加注化学抑制剂和安装井下节流器等方法来抑制水合物的生成[8]。

塔里木油田气井多为深井、超深井，除水、加热、降压均难以做到，而甲醇等化学抑制剂价格较高，且井越深所需注入的化学抑制剂越多。如 LN4-2C 井注醇深度为700 m，如果注甲醇，每月用量为225.6 kg；如果注乙醇，每月用量为492.3 kg，用量大，成本高。因此，采用注入化学抑制剂的方法不具有工业价值。井下节流技术工艺简单、易于实施，能够有效抑制水合物生成，并提高气井携液能力，可以很好地用于超深井，因此选用井下节流技术防治塔里木油田高压气井的水合物。

井下节流技术[9-12]是在井下安装节流气嘴，气体通过气嘴时产生压力降和温度降，由于地热对井筒的加热作用，节流后的气体的温度会迅速恢复，如果节流嘴直径和节流嘴安装位置恰当，天然气气流通过节流气嘴后的温度将高于该处的水合物生成温度，从而避免水合物的生成，达到防治水合物堵塞的目的。

4 井下节流关键技术

4.1 井下节流气嘴下入深度设计

为了保证井下节流技术的有效性,必须使节流后的天然气温度高于节流后压力条件下生成水合物的临界温度，而节流器在井下所处的位置对节流后天然气温度有决定性影响。当节流气嘴在井下超过某一深度后,节流后能确保天然气温度高于水合物生成的临界温度,该深度即为节流气嘴下入的最小深度[13]：

式中:Lmin为不生成水合物的节流气嘴最小下入深度,m；th为水合物形成温度(由水合物预测曲线求得),℃；t0为地面平均温度,℃；βk为临界压力比，取0.546;k为天然气的绝热系数，取1.3；Z为节流器入口处气体偏差因子。

4.2 井下节流气嘴直径设计

井下节流器气嘴的直径与天然气井的产量密切相关，因此根据配产要求设计节流气嘴尺寸。在临界流状态下,节流气嘴处的流速趋近声速，下游压力即节流气嘴后压力的波动不会穿越气嘴影响到节流气嘴前的压力,从而使通过节流气嘴的天然气流量达到最大值[14-15]。达到临界流状态时的气井天然气产量计算式为:

(16)

式中：qmax为临界流状态下的最大流量，m3/d；d为气嘴直径，mm；p1为气嘴入口处的压力，MPa；γg为天然气相对密度，一般取0.65；T1为气嘴入口处的温度，K；Z1为在气嘴入口处的气体偏差因子。

由式(16)可得井下节流气嘴直径计算式:

(17)

水合物的生成主要与压力和温度有关，而温度又和气嘴下深有关。从防止水合物生成角度出发，由式(15)可得到井下节流气嘴在井筒中的上限位置；考虑井下节流气嘴的工作寿命，投放位置越深，其工作环境温度越高，承受的压力也越大，对井下节流气嘴工作寿命影响越大。根据实际工艺需要，井下节流气嘴的适用深度为1 800～2 500 m。

4.3 井下节流设计方法

首先进行井筒水合物生成预测，预测水合物的生成位置及生成温度，然后根据式(15)计算节流气嘴最小下入深度和节流气嘴入口压力温度，再根据式(17)进行节流气嘴直径设计，最后计算出口温度压力及节流气嘴后温度压力分布。如LN422井水合物生成位置在500 m处，水合物生成温度为31.6 ℃，地温梯度33.3 m/℃，利用以上数据可计算出节流气嘴最小下入深度为1 908.3 m，考虑安全系数，设计下入深度2 000 m，计算节流气嘴直径3.01 mm，取3.00 mm。

5 应用实例

塔里木轮南油田轮古东地区气井在生产时，井下和地面经常产生水合物堵塞。现以该气田LN422井和 LN4-2C 井为例，研究井下节流技术的水合物防治效果。LN4-2C 井井深5 680 m，节流前日产气量38 041 m3，井底温度135.0 ℃，井口温度18.0 ℃，井底压力55 MPa，井口压力26.8 MPa。

根据目前工艺流程要求，井下节流后井口回压为8～12 MPa。结合目前生产情况和LN422井和 LN4-2C 井井下节流气嘴设计结果，确定分别下入φ3.0和φ4.0 mm气嘴，下入深度分别为2 000和2 100 m。2013年2月下入井下节流气嘴后，2口井实测井口压力分别由29.2和26.8 MPa降至12.0和9.5 MPa,井口温度分别由21.0和18.0 ℃升至23.7和24.8 ℃，产气量分别为33 000和45 800 m3/d。节流前后2口井的生产情况见表1。

在气井井筒温度压力预测模型基础上，采用节点系统分析方法，以节流气嘴为节点，预测节流后井筒压力和温度分布(见图3和图4)。

井号节流情况井口压力/MPa井口温度/℃计算实测计算实测LN422节流前28.529.222.321.0节流后11.512.025.023.7LN4-2C节流前26.126.818.818.0节流后9.09.525.924.8

图3 LN422井节流前后井筒压力分布Fig.3 Wellbore pressure of Well LN422 down and up throttling

图4 LN422井节流前后井筒温度分布Fig.4 Wellbore temperature of Well LN422 down and up throttling

由图4可知，节流前，LN422井在井深0～500 m时，井筒温度小于水合物生成的临界温度；井下节流后，井筒中各处的温度均高于该处节流后的水合物生成温度，表明井下节流技术可显著降低气井生产过程中水合物阻塞井筒的风险。截至目前，该井下节流器后开井稳定生产已达4个月，运行效果良好。

6 结 论

1) 在研究水合物形成机理的基础上，建立了水合物生成模型，该模型可以有效预测气井生产中水合物的形成趋势。

2) 分析了塔里木油田高压气井的开采特点，确定了采用井下节流技术防治水合物的生成和堵塞，给出的计算模型简单可靠。

3) 井下节流技术可降低井筒压力、地面管线压力及水合物的生成风险，可在油气田现场推广应用。

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