高温高压凝析气井井下节流工艺优化设计

易俊，张宝

(中石油塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆 库尔勒 841000)

薛旭周，王宏亮，李娇龙，张少阳

(能新科(西安)油气技术有限公司，陕西 西安 710000)

库车盆地克拉苏构造带[1,2]南北向以克拉苏断裂为界可进一步划分为克拉区带和克深区带，克深区带东西向可分为4段：阿瓦特段、博孜段、大北段、克深段。博孜区块位于克深区带博孜段，其平均埋深约7000m，地层压力因数达1.76，地温梯度约为1.71℃/100m，天然气甲烷平均体积分数89.33%，平均相对密度0.63，气油比8339～8668m3/m3，属于常温高压凝析气藏。主要产层为巴什基奇克组巴二段，其孔隙度2.5%～7%(平均5%)，渗透率0.05～0.36mD(平均0.12mD)，属于特低孔特低渗储层。天然裂缝发育程度相对较低，以高角度缝为主，大多为方解石半充填。截至2015年12月，区块投产B、C和D井3口井，由于储层致密，自然产能较低(无阻流量(4.52～6.28)×104m3/d)，酸压在一定程度上提高了产能(无阻流量(13.77～20.66)×104m3/d)，但是绝对增量有限[3,4]。由于产量较低，井口温度低，生产过程中经常出现水合物堵塞的情况，严重影响了气井的正常生产。

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[5～7]。由于塔里木油田多为深井和超深井，前3种方法不管是投入成本还是日常维护费用都很高。而采用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，并且在长庆油田[8]、大庆油田[9,10]、涩北气田[11]及塔里木油田[12～14]取得了成功应用。

1 井下节流工艺原理

井下节流工艺是将地面节流过程转移至井筒之中，使天然气的节流降压膨胀过程发生在井内，这样就可以充分利用地热资源对节流后的低温天然气进行加热，防止形成水合物堵塞生产通道。同时，降低井口压力，使输气压力达到正常输气要求，从而有效地防止水合物在井筒和井口产生冻堵的问题。

2 井下节流设计流程

图1 水合物计算流程图

井筒压力和温度分布情况是影响井下节流条件的主要因素，井下节流工艺参数的优化设计主要是耦合了水合物生成条件预测、井筒温度、压力分布、节流压降、温降模型，并根据气井产量设计油嘴下入深度和节流器气嘴(以下简称流嘴)直径，以防止水合物生成。具体计算流程见图1。

3 模型可行性验证

3.1 水合物生成条件预测方法

在工程实践中，目前已有多种预测天然气水合物生成条件的方法[15,16]。最常用的有波诺马列夫经验公式法、经验图解法、统计热力学法。由图2可见，压力越高，形成水合物的临界温度越高，若不采取水合物防治措施，气井生产过程中很容易产生水合物，堵塞井筒，影响生产。3种方法对比，经验图解法与统计热力学计算结果相对较接近，而波诺马列夫经验公式法误差相对较大。笔者采用统计热力学法预测水合物生成条件，得出博孜区块井口外输压力为11MPa，对应形成水合物的温度为19℃。

博孜区块B、C、D这3口井由于产能低，井口温度低，生产过程中出现冻堵现象。由图3可见，3口井井口温度、压力在水合物包络线之内，预测结果与实际情况比较符合。而E井于2016年12月采用加砂压裂大幅度提高气井产量，日产气量为51.68×104m3，井口压力81MPa，井口温度45.4℃，生产过程中没有出现水合物堵塞现象，井口温度、压力在水合物包络线之外，与预测结果相符。

图2 3种方法预测水合物包络线 图3 博孜区块不同井不同产量水合物预测

图4 C井井筒流温、流压拟合曲线

3.2 井筒参数分布预测模型

正确模拟气井井下节流时井筒中流体压力、温度分布，是制定合理工作制度、分析井筒流动动态和预测是否有水合物生成的关键[17]。博孜区块大多数井为套管射孔完井，井筒温度的计算模型需根据工程热力学理论计算油套管及其环空、水泥环、地层之间的导热系数，但通常存在较大的困难。如果采用软件默认值，则不能代表博孜区块的导热系数，其计算结果偏高。如果采用“井口温度单点拟合法”，即通过整体调整导热系数使得模拟井口温度与测量井口温度达到拟合，因没有考虑垂向上沿井筒导热系数的不同，温度预测误差较大。笔者采用“井筒温度剖面拟合法”，即通过调整沿井筒的导热系数，使得模拟的流温剖面与测量的流温剖面达到拟合。根据C井2017年12月11日流温、流压剖面测试实际测量数据，采用Cullender-Smith模型能较好地拟合气井井筒压力分布；通过调整导热系数，使得模拟计算流温剖面与实际流温剖面达到拟合(见图4)，得到了博孜区块沿井筒的导热系数，以预测不同井不同产量下的井温剖面。

3.3 水合物生成预测模型验证

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，系统压力越高，水合物形成的温度越高，水合物越易形成。通过邻区实际生产数据的统计(见图5)，发现当产量下降到20×104m3/d时，井口容易生成水合物冻堵，造成关井停产。

选取博孜区块C井预测水合物生产临界条件，采用PIPESIM软件分别模拟产量为5×104、10×104、15×104、20×104、25×104、30×104、35×104、40×104m3/d时井筒是否会形成水合物，如图6所示。在高压下，初期产量低于25×104m3/d时，井口温度较低，会形成水合物，与邻区统计结果较类似。

图5 邻区生产井水合物生成临界条件统计 图6 软件模拟不同产量下井筒水合物生成情况

4 井下节流器优化设计

4.1 节流器下深计算

井下节流工艺参数设计的关键在于井下节流器合理下入深度的确定。下入深度过浅，容易导致节流嘴前温度过低，使得高压天然气经过节流之后，节流嘴后的气流温度低于水合物生成温度，形成水合物。下入深度过深，容易导致节流前后的节流压差过大，影响节流嘴密封圈的使用寿命，因此井下节流器需要优化合理下入深度。在临界流状态下井下节流器最小下深计算公式如下：

(1)

式中：Lmin为节流器最小下入深度，m；M0为地温增率，m/K；th为水合物形成温度，℃；βk为临界压力比，1；z1为节流嘴入口端的气体偏差系数，1；k为天然气绝热指数，一般为1.27～1.30；t0为地面平均温度，℃。

4.2 节流嘴直径计算

节流嘴直径主要根据气井产量，并结合节流嘴前的气流温度和节流嘴两端压力来确定。在临界流状态下，节流嘴下游压力的波动不会影响到上游，即节流嘴以后管线和分离器等设备的压力波动不会影响节流嘴前流体的流动，使通过节流嘴的气体流量达到最大值。达到临界流时气井产量公式为：

(2)

式中：qmax为标况下通过节流嘴的体积流量，m3/d；d为节流嘴直径，mm；p1为节流嘴入口处压力，MPa；T1为节流嘴入口端的温度，K；γg为天然气相对密度，1。

由式(2)可得井下节流器节流嘴直径计算公式为：

(3)

图7 节流前水合物生成情况

假设在原始地层压力条件下，初期产气量为20×104m3/d，井口压力11MPa，在不下井下节流嘴条件下，井筒温度曲线与水合物生成温度曲线相交，如图7所示，在距离井口300m处，若有自由水存在就会形成水合物。

4.3 节流后井筒参数优化

优化设计井筒参数结果如图8所示。当节流器下入深度为3000m，节流嘴直径为4.75mm时，能有效防止水合物生成。压力由节流前的97.89MPa下降到节流后的16.73MPa，温度由节流前的68.34℃下降到60℃，节流后温度(21.43℃)高于水合物生成温度(18℃)，沿整个井筒不会形成水合物，可有效防止水合物生成。

图8 C井节流前后井筒参数

5 结论

1)井下节流工艺参数的优化设计主要是耦合水合物生成条件预测、井筒压力、温度分布以及节流压降、温降模型，并根据气井产量设计油嘴下入深度和节流嘴直径大小防止水合物生成。

2)采用波诺马列夫经验公式法、经验图解法和统计热力学法3种方法对水合物生成条件进行预测，并与实际生产数据进行对比，进一步验证模型的可行性。

3)井筒压力和温度分布是影响井下节流条件的主要因素，采用Cullender-Smith模型和“井筒温度剖面拟合法”修正的井筒温度模型可以很好地预测井筒压力、温度。

4)根据确定的临界产量，设计产量在20×104m3/d情况下，下入井下节流器，并优化下入深度和节流嘴直径大小，可有效防止水合物生成。