苏里格气田桃7区块井下节流参数优化

2021-10-18汪春浦唐华佳肖高棉陈旭波

石油地质与工程 2021年5期

汪春浦，唐华佳，肖高棉，罗超，陈旭波，李洲

（1.中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院，四川成都 570206；2.中国石化河南油田分公司采油一厂，河南南阳 474750；3.中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳 473132）

井下节流工艺可降低地面管线压力，也可有效防止水合物生成，在苏里格气田得到了广泛应用[1–3]。苏里格气田桃7区块探明地质储量为630.86×108m3，目前已实现稳产10年。随着气藏的不断开发，桃7区块产水井逐渐增多[4]，产水气井比例超过40%，气井产水后，地层能量衰竭较快，容易产生井筒积液，从而影响气井的正常生产。目前，井下节流工艺对气井有效携液能力的影响尚存在争议，部分学者认

为，产水气井经过井下节流气嘴后，液滴变小，更有利于被携带至井口，开发实践表明，有部分气井的携液能力因井下节流而有所增加；但也有部分能正常携液生产的气井在实施井下节流后，因加速积液造成停产[5]。为此，文中针对桃7区块产水气井，在准确预测其井筒压力和温度分布的基础上，分析了井下节流对临界携液流量的影响特征，并对井下节流工艺参数进行了优化分析。

1 井下节流气井压降和温降计算模型

准确地计算气井井筒内压力和温度分布是气井井下节流参数优化设计的关键。气井产水后，井筒内流体呈气液两相混合流动。目前国内外常用的两相流井筒压降计算模型有Hagedorn–Brown模型[6]、Duns–Ros模型[7]、Beggs–Brill模型[8]、Mukherjee–Brill模型[9]等。两相流井筒压降计算模型大多数是在大量实验的基础之上建立起来的，各有其适用范围。由于井筒流体流动的复杂性，在实际应用时，需分别用各种模型进行计算，然后优选与实测压力吻合较好的模型作为该区块的基本模型。井筒内温度分布可采用工程常用的传热机理模型[10]进行计算。此外，由于井下下有节流器，气体经过节流气嘴后压力及温度会发生突降，井下节流气嘴处的压降可用两相流嘴流模型进行计算，相应的温降则考虑节流前后焓值相等来进行计算[11]。

针对桃7区块25口有实测井底流压数据的产水气井，运用Pipesim软件并结合上述模型对其井底流压和温度进行计算，并将计算结果与实测数据进行对比，选用误差最小的计算模型作为该井压力计算方法。结果表明，Hagedorn–Brown模型计算结果与实测数据吻合度高，能够满足工程计算的精度要求，可用于桃7区块气井井筒压力预测。

2 临界携液流量计算模型

气井临界携液流量是指产水气井井筒中不产生积液所需的最小气体流量，常用的气井临界携液流量计算模型有Turner模型[12]、李闽模型[13]等。选取桃7区块生产数据完善的气井83井次，分别采用Turner模型、李闽模型进行携液流量计算（图1、图2）。从图中可知，利用Turner模型预测的临界携液流量偏大，部分气井产气量低于Turner模型计算得到的临界携液流量，但仍能携液生产；李闽模型的计算结果更接近于生产实际，可较好地预测气井积液，指导气田生产。为了分析井下节流对气井连续携液的影响，结合桃7区块产水气井实际情况，文中选用李闽模型计算气井临界携液流量，计算公式如下：

图1 Turner模型预测结果

图2 李闽模型预测结果

式中：σ为液体表面张力，N/m；g为重力加速度，m/s2；ρl为液体密度，g/cm3；ρg为气体密度，g/cm3；CD为曳力系数，取1。

3 气井井下节流参数优化

苏里格气田桃7区块大多井都采用井下一级节流生产。例如，2014年5月对X1井进行投产，产层中部深度（垂深）为3 368.5 m，2015年5月在井深2 055.0 m处下入节流器，气嘴直径为2.1 mm，并于2017年6月进行了开井探测液面测试，测试结果显示环空液面为3 405.0 m，产气量为0.59×104m3/d，井口油压为0.78 MPa，套压为5.63 MPa，根据产水规律预测水气比为1.20 m3/104m3。运用Pipesim软件并结合李闽模型对该井井筒压力及温度剖面进行了计算（图3、图4），计算得到井底流压为6.79 MPa，与按照环空液面计算的井底流压（6.84 MPa）仅相差0.05 MPa；计算得到井底温度为110.0 ℃，与实测温度（109.5 ℃）吻合度非常高（图5），这表明所选的李闽模型计算结果符合实际生产情况。

图3 节流前后气井井筒压力分布

图4 节流前后气井井筒温度分布

图5 实测温度与模型计算温度拟合曲线

3.1 节流前后参数对比

采用李闽模型对X1井井筒临界携液流量和临界携液流速分布进行计算（图6、图7）。从图6中可以看出，井下安装有节流器的气井，由于节流气嘴位置处压力发生突然下降，临界携液流量较气嘴上游明显降低，流经节流气嘴后气体的携液能力增大。当井口压力较低时，从节流器至井口位置，压力逐渐降低，临界携液流量也逐渐呈减小趋势，提高了气体的携液能力；井下未安装节流器的气井，井筒中气井临界携液流量相对较高。从气体井筒内临界携液流速分布也可以看出，井下未安装节流器的气井，临界携液流速从井底到井口变化相对较小；井下安装有节流器的气井，流经节流器后，由于压降和温降的影响，临界携液流速呈增大趋势，提高了气体的携液能力。

图6 气井井筒临界携液流量分布

图7 气井井筒临界携液流速分布

进一步分析井口压力变化时气井井筒临界携液流量变化特征（图8）。从图中可以看出，当井口压力为1.00 MPa和2.00 MPa时，从节流器到井口位置，临界携液流量呈减小趋势，表明流经节流气嘴后井筒内气体携液能力增大；当井口压力为3.00 MPa时，从节流器到井口位置，临界携液流量呈增大趋势，在井口位置处达到最大，表明流经节流气嘴后井筒内气体的携液能力降低，此时节流器已起不到增大气体携液能力的作用。因此，对于低压产水气井，当井口压力相对较高时，节流器起不到增大气体携液能力的作用，当气井产水后应及时打捞节流器。

图8 不同井口压力下的气井井筒临界携液流量分布

3.2 节流气嘴参数优化

对于井下一级节流问题，需要优化的参数主要有节流器下入深度和气嘴直径，但气嘴直径受到井口输压的控制，此处主要对节流器下入深度进行优化分析。现固定其他参数不变，分别计算X1井不同气嘴下入深度时的压力和温度分布情况（表1）。从表中可以看出，当节流气嘴直径不变时，随着节流器下入深度的增加，节流压降增加幅度小，但井筒总压降降低了1.00 MPa，即当井口压力不变时，相应的井底流压可降低1.00 MPa，生产压差相应可升高1.00 MPa，有利于进一步提高气井产量。

表1 X1井节流器不同下入深度井筒压力和温度分布对比

此外，从表1中可以看出，随着节流器下入深度的增加，节流器上游温度逐渐升高，相应的节流下游温度也更高，从而减小了水合物生成的可能性。为了分析井下节流器不同下入深度对水合物生成的影响，根据X1井气体组成数据，采用波诺马列夫经验公式法来计算预测X1井井筒内天然气水合物生成条件，并与节流器不同下入深度下的井筒温度分布进行对比分析（图9），从图中可以看出，当节流气嘴下入深度小于等于1 000 m时，节流后气体温度接近水合物生成温度，存在生成水合物的风险。而随着节流器下深的增加，节流后由于温度骤降而生成水合物的风险逐渐降低。单从防止水合物生成而言，建议该井节流气嘴下入深度大于1 000 m。

图9 X1井节流器不同下入深度下的温度分布情况

对比X1井井下节流器下入深度为2 055 m和3 000 m处的气井临界携液气量分布情况（图10），可以看出，在节流器下入深度为2 055 m时，节流前气井所需的携液临界流量为1.24×104m3/d，大于该井实际产气量，致使该井积液严重（2019年2月19日测试油管液面为2 096 m，反映井筒积液严重），影响气井正常生产；当将节流器下深增加至3 000 m时，此时节流器上游压力为9.80 MPa，足以将井筒产出的气水混合物推过节流气嘴，而此时油管液面2 096 m处所需的临界携液气量仅为0.59×104m3/d，与气井目前产气量相当，气井能够携液正常生产。由于节流器下入深度距离产层顶部很近，即使井下节流器上游全部积液，对井底流压的影响也相对较小，可确保该井长期携液生产。