苏里格气田井下节流器积液过程分析与研究

杨旭东刘双全田 伟汪雄雄

（1.长庆油田公司油气工艺研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018）

苏里格气田井下节流器积液过程分析与研究

杨旭东1，2刘双全1，2田 伟1，2汪雄雄1，2

（1.长庆油田公司油气工艺研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018）

苏里格气田气井普遍采用井下节流工艺，随着气田的开发，气井压力和产量逐渐下降，井下节流器无法排液，井筒产生积液现象，造成井底回压大，影响气井生产。为延长气井变为低产、低效井的时间，有必要对节流器的合理打捞时机进行研究。针对井下节流条件下的井筒积液及排除问题，采用软件模拟和生产、测试数据分析等方法，通过对井下节流井井筒积液流态分析、过程研究及不同积液程度下的主控机理分析，明确了造成节流气井压力、产量迅速下降现象的起点为节流器上段开始积液时，并以此为基础确定了苏里格气田积液井节流器的合理打捞时机，为生产现场节流器打捞时机提供了理论及实践经验。

苏里格气田；井下节流器；压力分布；流态；井筒积液；测试数据；打捞时机

井下节流技术是实现苏里格气田中低压集输模式的关键技术。苏里格气田属于“三低”气田，气井具有普遍性小水量的特点［1-4］，随着气田的不断开发，气井压力下降，不能满足最小携液流量的要求，井底及井筒便产生积液，当积液量到达一定程度时，气井压力、产量会显著降低，严重影响气井稳定生产和最终采收率。通过文献调研，目前国内外采用“井下节流，地面中低压集气”模式整体开发的气田较少，与之相关的井下节流井井筒积液及排除的研究文献也未见报道。

1 井下节流井井筒积液现象与过程

1.1 井筒积液现象

一般认为由于节流降压作用，使得节流井在节流器下游的气体膨胀、气流速度增加，从而使节流器下游气体的携液能力增加［5-8］，节流器下游的流体中不容易出现积液。然而根据现场测试结果发现，目前苏里格气田许多节流气井在节流器上段的井筒内出现了明显的积液现象。统计发现，所选取苏里格气田46口节流气井中，43口气井节流器下段积液，21口气井节流器出现了上段积液。所有节流器上段积液的气井，节流器下段都出现了积液现象，而节流器下段未出现积液的气井，节流器上段也未出现积液现象。

以桃B井为例，此井井深3600 m，节流器下深位置为1700 m，井深0～1700m采用压力计测压绘出的压力曲线显示井深1400 m处曲线出现拐点，说明节流器以上积液300 m；由于节流器以下无法采用压力计实测，所以采用井口回声仪测试，由所测数值绘出的曲线显示井深3050 m处曲线出现拐点，说明节流器以下油管内积液550 m，桃B井压力测试分布曲线见图1。

图1 桃B井压力测试分布曲线

1.2 积液过程分析

井下节流气井生产过程中，井筒内同样可能出现雾状流、环状流、过渡流、段塞流和气泡流等流态。由于节流器节流影响，在节流器出口端形成压力突降区，进而对节流器附近的流体流动形态产生较大的影响。根据室内节流实验观察，节流器对不同流态影响也略有不同。

（1）当井筒流态为雾状流和环状流，气体流速高，尤其在节流器出口处，流速甚至可达到当地音速，能够将进入井内的水全部带出而不产生滑脱，节流器下上方均无积液。

（2）随着气井压力下降，节流器下段流态为段塞流，液体段塞经过节流孔时，液体段塞在气孔剪切作用以及高速气流的冲击下变成尺寸相对较小的液体，节流器上段流态变为雾状流，与液体段塞相比，携带小液滴所需的能量较小，造成上方无积液下方有积液，此时气井依旧能够较稳定地产出一定量的水，而且气井能持续生产很长时间。

（3）当气井压力损失很大，液体段塞经过节流孔时，由于气流流速很低，气孔不再对液体段塞产生作用，经过气孔的段塞逐渐累积，节流器上段便变为泡状流，此时节流器上方压力梯度迅速增大，致使节流器下上方基本不存在节流压差，天然气只以气泡形式穿过液柱缓慢上升，节流器上下方充满积液。

2 苏里格气田节流气井积液机理研究

根据现场实测数据，从节流器下游的流体相态、流态及流体携液特征等角度进行分析发现导致节流气井井筒存在积液因素主要有气液两相雾流自身携液特征、节流器节流对流体产生的特殊作用及上段积液层对节流气体的淹没射流作用等方面。

2.1 低速气流的携液规律

图2为在管径为62 mm的油管内，压力为10 MPa，温度为27 ℃条件下，产水量为1.5 m3/d时的气流携液分布。可以看出，当气流速度低于临界流速时，可稳定存在的液滴尺寸变大，低速气流无法带走所有的液滴，但是分布在气流可携带尺寸以下的小液滴仍可以被带走，从而实现部分携液，致使节流器上方可能无积液。

2.2 节流器下游的“回流效应”和掺混作用

节流下游的流体回流等效应是导致节流器下游出现积液的主要因素，以苏C节流井为例，采用Flunent软件，进行了节流流场CFD模拟。该井生产数据见表1，节流器下深2 000 m，节流嘴直径2.5 mm。模拟结果如图3。

表1 苏C井生产数据

由图3节流流场模拟结果可以发现，虽然在节流下游的主流区，气体流速增加，携液能力增加，但是在主流区外侧气流速度非常低。节流嘴出口下游处的2个大涡流区表明节流嘴出口外面主流区外侧的气流速度很低。轴线附近的低速流体首先接受喷出的高速流体的动能，随高速流体向下游流动，由于流体的黏性作用，这部分带动的流体在沿轴向流动的同时，又要向与它接触的低速流体传递动能，动能以这种方式一层一层向涡流中心传递，在逐级的传递过程中，动能是逐渐衰减的，涡流区中心的流速最低。低速气体与喷射出来的高速气体相互影响，在能量传递的作用下作漩涡流动，在节流后主流区两旁产生了回流现象，导致主流区外侧的流体回落。

图3 苏C井节流速度分布云图（单位：m/s）

主流区外侧由于气流速度低，气流中的液滴直径较大，气体所能携带的液量随气流速度减小迅速衰减，如图4，外侧分散液滴的速度明显降低，主流区外侧随气流速度降低的携液量明显降低。伴随高速气体的回流，流体中的大量液滴回落，沉积在节流器两侧的台阶上。同时，由于液体对管壁的润湿性，还有少量液体以膜的形式附着于管壁，在节流外侧的低速区沿管壁慢慢回落，滞留于节流器附近。

图4 苏C井节流器下游液滴速度分布（单位：m/s）

上述作用导致下游气流中的液体沉积在节流器附近并不断堆积。节流器内高速气流的冲击作用和节流嘴的毛细管堵塞作用导致节流器上端积累的液体不可能轻易在重力作用下沿节流器返流至节流器下端。随气井持续生产，滞留于节流器下游台阶附近的液体不断聚集，从而在节流器上段形成积液段，且液柱高度不断增加。

2.3 节流器上端积液的“淹没射流”作用

当节流器上段形成一定高度的积液液柱时，将对节流器下游射入的高速气流产生非常强烈的阻碍作用，使得高速流体在不断的阻碍和交换作用下，动量逐渐消失在积液层内，气相流体被淹没，形成淹没射流。淹没射流使得从气嘴上游高速喷出的液体和下游析出的液体在井筒内滞留。

在积液重力及黏滞力的作用下，节流器下游气流的膨胀受到限制，从而使得节流器下游气流速度较原来没有积液的情况下明显降低，气流携液能力降低。更重要的是当携带了部分小液滴的高速气体冲入上段近乎静止的积液层内时，流动气体将部分动量传递给周围的积液，导致射流的速度逐渐降低，这种能量交换及气液间的掺混作用，最后导致射流气体的动量逐渐消失在空间流体中，气体也将淹没、分散在上段井筒积液液柱内。主体流体流态由节流器出口处的高速雾流转变为低速的泡流或段塞流。液体的滞留使得上段积液越积越多，而同时积液液柱的升高又进一步促进了液体的滞留。随时间的推移使得节流器上段的积液现象更为明显，当井筒积液高度达到一定时，液柱产生的井底回压与地层压力平衡，此时气井就会被“淹死”。

3 结论

通过对苏里格气田节流积液井井筒流态分析及苏C井携液机理分析，结果表明：当节流嘴下游段开始积液时，气井的压力和产量显著降低，降低率出现拐点。所以，对于发生积液的井下节流气井，当节流嘴下游开始积液时需要打捞节流器，并采取相应的辅助携液生产措施，确保气井稳定生产。

［1］杨旭东，白晓弘，李耀德，等.苏里格气田智能柱塞气举排水采气技术研究［J］.钻采工艺，2013，36（5）：55-57．

［2］杨旭东，卫亚明，肖述琴，等.井下涡流工具排水采气在苏里格气田探索研究［J］.钻采工艺，2013，36（6）：125-127．

［3］杨亚聪，穆谦益，田伟，等.苏里格气田自然间喷气井采气技术［J］.石油钻采工艺，2012，34（1）：82-84.

［4］田伟，白晓弘，郭彬．连续油管排水采气技术在苏里格气田的应用研究［J］.化工技术与开发，2010，39（10）：14-15.

［5］刘鸿文，刘德平.井下油嘴节流机理研究及应用［J］.天然气工业，1990，10（5）：57-62.

［6］杨志，马吉祥，侯攀，等.井下节流及其对携液能力的影响研究［J］.内蒙古石油化工，2012（7）：6-9.

［7］蒋代君，陈次昌，伍超，等.天然气井下节流嘴前后压力温度分布的数值计算［J］.四川大学学报：工程科学版，2006，38（6）：47-50.

［8］吴东垠，林宗虎.气液两相流流经突缩再突扩管道的压力降研究［J］.热能动力工程，1995，10（6）：366-369.

（修改稿收到日期 2013-12-16）

〔编辑 薛改珍〕

Analysis and study on liquid loading process of downhole throttle in Sulige Gas Field

YANG Xudong1,2,LIU Shuangquan1,2,TIAN Wei1,2,WANG Xiongxiong1,2
（1.Oil &Gas Technology Institute,Changqing Oil Field Company,Xi’an710018,China;2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields,Xi’an710018,China）

The downhole throttle technique is wildly used in development of Sulige Gas Field.With gas field development,gradual decrease of gas well pressure and output,downhole throttle cannot drain the liquid,causing liquid loading of well bore and large bottom back pressure,thus affecting the production of gas well.To prolong the period before the gas well becomes low productivity and low efficiency,it is necessary to study the reasonable fishing time of throttle.For the liquid loading of well bore in downhole throttling condition and problem solution,the methods such as software simulation and analysis of production and testing data,are adopted.The flow pattern analysis of liquid loading of well bore under downhole throttling well,process study and analysis of main control mechanism under different liquid loading show that the starting point of rapid decrease of throttling gas well pressure and output is when the liquid loading of throttle starts and defines the reasonable fishing time of throttle of liquid loading well of Sulige Gas Field based on this to provide theories and practical experience for throttle fishing time on production site.

Sulige Gas Field;downhole throttle;pressure distribution;flow pattern;liquid loading;testing data;fishing time

杨旭东，刘双全，田伟，等.苏里格气田井下节流器积液过程分析与研究［J］.石油钻采工艺，2014，36（1）：97-99

TE377

：A

1000-7393（2014）01-0097-03

10.13639/j.odpt.2014.01.026

中国石油天然气股份有限公司科技重大专项“长庆油田油气当量上产5000万吨关键技术”（编号：2008 E-13）。

杨旭东，1980年生。2007年毕业于中国石油大学油气井工程专业，现从事采气工艺研究工作，工程师，硕士。电话：029-86593279，13991254210。E-mail：yangxudong_cq@petrochina.com.cn。