井下节流工艺在广安气田的应用

叶长青 李大鹏 郑 丽 胡秀银 唐 瑜

(1．中国石油西南油气田公司采气工程研究院 2.中国石油西南油气田公司川中油气矿)

1 气田概况

广安气田储层物性具低孔、低渗高含水饱和度的特征，自然产能低，大多数井需要通过加砂压裂增产改造才能获得产能。整个气田为“低渗难采”气田，单井产量低、产气时间短。产层为须家河组，产层中深在2200 m左右，气藏产出流体有油、气、水三相，天然气属湿气范畴，天然气品质优，不含H2S，含有少量的凝析油(表1)。地层压力在20～30 MPa，地温梯度为2.2 ℃/100 m，气层温度为62.1～71.04 ℃。

表1 天然气组分统计1

在不同的压力下，水合物生成温度是不同的(图1、表2)。广安气田的井口平均温度在22～30 ℃，井口油压在8～15 MPa，大多数井口压力在15 MPa，可以看出，井筒不会生成水合物。

图1 广安气藏天然气水合物相图

由于井口油压大于管网输压4 MPa，必须节流降压，节流后的温度与水合物情况见表3。

可见当井口压力高于8 MPa，通过针阀节流均有可能发生水合物堵塞，为了不堵塞必须采取加热或者加入抑制剂来控制。如果采用地面针阀节流，地面生产流程投入大，建设工期长，不能满足气藏高效开发和气井快速投产的要求，并且需要配备管理人员，增加了开发管理成本，要实现经济有效开发就必须走低成本开发之路，而简化优化地面流程、降低建设投资是实现低成本开发的有效手段之一。

表2 不同压力下水合物温度数据

表3 针阀节流水合物生成情况

2 井下节流工艺原理

井下节流工艺是依靠井下节流嘴来实现降压，同时充分利用地温能量，使节流后的温度高于节流后压力对应的水合物形成温度，从而实现气井生产过程中的水合物防治。节流前后压力对比及水合物对比见图2、图3，通过气井井下节流及水合物防止技术的应用，可以实现取消单井地面水套炉，减少井岗管理人员、降低劳动强度，降低生产成本，提高气井自动化管理水平等目的，具有显著的经济效益和社会效益。

图2 井下节流与地面节流压力对比图

图3 井下节流与地面节流水合物形成温度对比图

现有井下节流器主要有活动式井下节流器和固定式井下节流器两种，二者的主要区别在于座放方式不同，固定式节流器有座放短节(工作筒)，节流器通过绳索作业座放在座放短节内，而活动式节流器无需座放短节，节流器直接卡定在油管上，座放位置可调。

3 应用情况及效果

3.1 井下节流工艺应用情况

广安气田须家河气藏主要产层为须四、须六，井深1800～2600 m， 2006年6月须六气藏投入试采，2007年气藏开始大规模建产，日产气规模从2007年年初的9.65×104m3上升到年底的247×104m3。截至2011年底，投产井达到76口，除了前期已经建好流程的井外，全气藏共55口井采用了井下节流工艺(采用固定式的井34口，活动式的井21口)，目前还有27口井采用井下节流生产，平均在役时间397 d，最长时间1846 d，节流器下入深度在1000～1200 m。应用的条件见表4、表5。

表4 固定式应用的条件统计

表5 活动式应用的条件统计

从整个应用情况看，无论是密封还是打捞的可靠性，固定式井下节流器都优于活动式井下节流器，使用过程中开井失效的4口井中活动式3口井，固定式1口井。

3.2 取得的成效

(1)加快了建设周期

加快了气井投产周期，实现当年建产，当年投产，极大地简化了地面生产流程，取消了地面水套炉加热生产，实现了单井无人值守，提高了自动化管理水平。改变了“一个井岗、一套设备、一套班组”的传统采气工艺模式，为须家河组气藏实行气液混输、多井集气、集中分离、轮换计量、自动控制、集中管理的模式提供了技术支撑，井下节流工艺实施前后的地面采气流程对比见图4。

(2)节约了投资

截至2011年12月底，累计产气19.7×104m3，累产油1.65×104t，通过应用井下节流工艺后，节约人工110人，节约占地85000 m2，年平均节水1.69×104m3，节电13.2×104kWh、节气4×104m3，总节约投资约1.06亿元。

4 井下节流工艺完善

由于广安气田须家河组属凝析气藏，在这类气藏中使用井下油嘴，凝析油对其密封胶皮容易产生溶胀破坏，为了达到这个要求，引进了国外用特殊材料制成的密封件，该密封件在注入凝析油的模拟井内带压浸泡20天后起出，密封件完好无损。运用该密封件的节流器在广安须家组河气藏多口井试验，结果表明这种带新型密封件的井下节流器完全能够适应广安气田凝析气藏的要求。

为了解决井下节流技术给气藏评价、气井动态分析和生产治理带来的新难题，在广安2和广安002-42两口井进行了气井的适应性试验，电子脱挂器的投、捞均一次成功，并获得了试验期间的井下压力和温度的连续监测数据。该技术解决了广安气田须家河气藏气井采用井下节流工艺生产后无法录取气层压力和温度的难题。

图4 井下节流工艺实施前后的地面采气流程对比图

储层加砂压裂后出砂较为严重，陶粒对节流器产生冲蚀和砂卡，一方面可能使中心杆变短，打捞时中心杆不能行走到位，导致卡瓦不能收回而打捞失败。另一方面，大量出砂可能造成打捞头砂埋，导致节流器无法打捞，刺坏的井下节流器见图5。研制出的能防20～40目陶粒的防砂装置，可避免或减少压裂砂对工具的冲蚀和砂卡，改良后的井下节流器防砂罩见图6。

图5 刺坏的井下节流器

图6 改良后的井下节流器防砂罩

5 结论

(1)广安气田直接采用针阀节流需采取加热或者加入抑制剂来控制水合物的生成，不能满足气藏高效开发和气井快速投产的要求。

(2)井下节流工艺的实施加快了气井投产周期，实现当年建产，当年投产，极大地简化地面生产流程，提高了自动化管理水平，为广安气田的高效开发提供了技术支持。

(3)针对广安气田含凝析油、压裂后出砂、动态监测困难等难题，进行了工艺改进和完善，解决了节流器橡胶抗凝析油、防压裂砂、节流井测温测压困难的问题。

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