井下节流器结构优化在采气过程中的节流作用

刘 凯，王玉斌，方惠军，张晓明，刘中桂，马 勇

(1.中石油煤层气有限责任公司工程技术研究院，陕西 西安 710068)

(2.北京金科龙石油技术开发有限公司，北京 102200)

井下节流器的工程学价值是，在位于含气地层和不含气地层之间的采气套管上布置一个颈缩装置，保持产气地层管道与回采系统之间的压力差，确保天然气排出过程的稳定性和安全性。部分节流器设计为膨胀装置，可以让节流器与井壁形成密闭连接，以增加天然气的产出效率[1]。

因为地质条件的不同，即便采气套管内通径均采用59 mm，选用的节流器节嘴直径也有所不同，一般在2～4 mm[2]。本文在仿真环境下，设定节嘴长度为220 mm，研究不同的节嘴直径、钻孔深度、天然气产出压力、岩层温度等地质条件下节流器的工作状态，以寻求在节流器结构优化过程中的技术突破途径。

1 仿真环境及地质条件设定

在MATLAB下加载SimuWorks组件设定仿真环境，设定开采模式为陆上天然气开采，井深800～2 800 m，井筒直径80 mm，采气套管外径73 mm，采气套管内通径59 mm，井筒角度0°～26°。根据相关文献对天然气实地开采过程的测井数据[3-5]，设定岩层温度为80～220 ℃，天然气涌出量为每天15 000～38 000 m3，井压为16～27 MPa。

参照相关文献的研究路径，将仿真分析分为3个阶段[6-9]：

第一阶段，仿真环境下，研究不同井压、温度条件下，不同节流器节嘴直径与天然气产出压力和节流器内外温差的影响关系。

第二阶段，仿真环境下，研究不同的井深与井筒角度与天然气产出压力和节流器内外温差的影响关系。

第三阶段，分析节流器节嘴直径对应的相关性能曲线的外部影响规律，分析实际天然气开采过程中节流器的选型依据。

2 节流器节嘴直径对节流器两侧压力、温度的特征曲线仿真研究

2.1 节嘴直径与节流器两侧压力的关联仿真分析

节流器的核心作用是通过细孔的减压作用，使节流器外侧压力显著低于内侧，使外部天然气开采系统可以使用较低的压力，一方面降低开采设备的采购、安装、维护成本，另一方面提升天然气开采过程中的安全性、可靠性，且在地质条件发生改变时，确保天然气产量能稳定在一定区间内。常规的天然气开采过程中，开采设备的额定压力一般小于3.0 MPa，压力过高会给开采设备带来负担，而压力过低会影响到天然气的产量。在前文所述的天然气开采仿真环境中测得不同的节流器节嘴直径和不同的地层天然气产出压力条件下的回采系统压力，如图1所示。

图1 节嘴直径与回采系统压力的关联仿真分析结果

由图可知，随着节嘴直径增加，井口回采系统压力显著增加。当地层压力为27 MPa且节嘴直径大于3.6 mm时，其回采系统压力突破3.0 MPa，其余天然气产出压力条件下，虽然在节流器节嘴直径在2.0～4.0 mm条件下回采系统压力均未突破3.0 MPa，但为了确保系统的安全冗余度，应将产气压力控制在2.0 MPa以内[10]，此时地层中天然气产出压力为16 MPa，节流器节嘴直径可以在2.0～4.0 mm范围内安全选型，而其余天然气产出压力条件下，27 MPa时节嘴直径应不超过3.3 mm，23 MPa时节嘴直径不应超过3.6 mm，19 MPa时节嘴直径不应超过3.8 mm。

2.2 节嘴直径与节流器内外温度的关联仿真分析

受到热力学第二定律减压作用的影响，高温高压天然气通过节流器实现减压后，因为压力大幅下降，所以会在节流器节嘴后端出现显著降温现象，由此会造成长烃链析出凝结，严重时可能阻塞天然气开采管道[11]。因此，本文对不同岩层温度和不同节嘴直径条件下形成的节流器降温现象进行分析，得到如图2所示结果。

图2 节嘴直径与节流器节嘴外端温度的关联仿真分析结果

由图可知，不同岩层温度条件下，随着节流器节嘴直径下降，节流器节嘴外端温度急剧下降。以-40 ℃为安全界限[12]，岩层温度为80 ℃时节嘴直径应不小于2.3 mm，120 ℃时节嘴直径不应小于2.8 mm，170 ℃时节嘴直径不应小于3.2 mm，220 ℃时节嘴直径不应小于3.6 mm。

2.3 温度压力特征区间仿真控制结果

对天然气地表开采压力的控制目标决定了节流器节嘴直径的上限，对节流器外端温度的控制目标决定了节流器节嘴直径的下限，由此可得不同天然气产出压力、岩层温度影响下节流器节嘴直径的实际选型区间，见表1。

表1 节流器节嘴直径选型区间仿真结果表 单位：mm

表1中，单纯考察天然气产出压力和地层温度的影响，当天然气产出压力达到23 MPa且岩层温度达到220 ℃时，其选型区间达到临界值，此时仅可选择3.6 mm的节流器节嘴直径才可以满足设计需求，而当天然气产出压力达到27 MPa且岩层温度达到220 ℃时，两个控制目标给出的可用节嘴直径并无交叉，此时需要采用其他设计方案，如多段式节流器或变孔径节流器等，才可以满足设计需求。

3 井筒深度及井筒角度对节流器特征曲线的影响

3.1 井筒深度对节流器特征曲线的影响

根据相关研究可知，随着井筒深度增加，岩层温度有所升高，一般每下降1 000 m，温度增加20～40 ℃，但受到火山活动、地下水运动、地表温度等条件影响，该规律仅在同一井筒内有效，不同井筒的温度-深度关系差异性巨大，如该研究统计中涉及到的9个井筒，其岩层温度-岩层深度变化趋势如图3所示。

因为图3并不考察具体井筒的岩层温度-岩层深度关系，所以并未对具体井筒数据做出差别标注。但由图3可以看出，在低温井筒中，岩层深度3 000 m以上时，其岩层温度也没有达到60 ℃，而部分高温井筒，在岩层深度为500 m时岩层温度已经达到了80 ℃。

图3 岩层温度-岩层深度关系特征图

由此可知，影响节流器选型的因素是钻井过程中实测的产气地层的岩层温度，而井筒深度与岩层温度无直接关联，也不能作为节流器选型的依据。在节流器选型过程中应具体问题具体分析，依据岩层温度对节流器节嘴直径进行选型设计。

3.2 井筒角度对节流器特征曲线的影响

仿真环境中，实测井筒角度的区间为0°～26°，即实测水平井筒与缓倾斜井筒的实际地层温度、天然气产出压力变化情况，如图4所示。图中R2为回归关联性指数，R2值越大，说明数据关联性越强，当R2>0.995时，认为数据存在强关联关系。

图4 井筒角度与实际地层温度、天然气产出压力变化情况关联性分析

由图可知，井筒深度为1 000 m，岩层温度和完井时含天然气岩层的天然气产出压力，与井筒角度统计学关系不显著。如：岩层温度与井筒角度的线性回归结果呈现缓上升趋势，但R2=0.327<0.995，远未达到显著统计学关联的阈值；天然气产出压力与井筒角度的线性回归结果呈现缓下降趋势，但R2=0.219<0.995，远未达到显著统计学关联的阈值。

在特定井筒条件下，随着井筒深度增加，井筒温度有增加趋势，但综合不同井筒的数据，该关系并不显著，而在仿真分析中，井筒角度与岩层温度、天然气产出压力之间无统计学关系，同时也没有逻辑关系，因此井筒角度也无法作为节流器节嘴直径选型的依据。但在节流器固定方式等其他辅助功能机械结构设计中，井筒角度对其最终工作性能有一定影响，因为仅针对节嘴直径的设计要素，所以可以断定无需针对井筒角度对节流器节嘴直径选型设定控制目标，而应对开采层天然气产出压力和开采层岩层温度进行重点选型控制。

4 天然气节流器节嘴直径的选型方案

4.1 天然气产出压力、岩层温度与节流器节嘴直径的关系

仿真分析结果显示：1)天然气产出压力越高，节嘴直径越小，且节嘴直径越小带来的压力控制能力越强；2)岩层温度越低，节嘴直径越大，节嘴直径过小会导致减压效应，在节流器后端带来危害性较强的低温环境，造成长链烃类的凝结。实际选型中，通过天然气产出压力控制节嘴直径的上限，通过岩层温度控制节嘴直径的下限，而相关文献的选型方式表明，选择该区间的中位数可以达到设计目标，节流器节嘴直径选型结果见表2。

表2 节流器节嘴直径选型结果表 单位：mm

由表可知，最终选型结果表现出的规律为，天然气产出压力越小，节嘴直径选型结果越大，岩层温度越高，节嘴直径的最终选型结果越大。在仿真分析中也发现，产气岩层的天然气产出压力与岩层温度直接影响节流器节嘴直径选型。

4.2 其他因素对选型结果产生的影响

针对特定井筒，随着井筒深度增加，岩层温度不断升高，但不同岩层的地质条件导致其升温幅度不同、升温起点不同，部分特殊岩层中随着井筒深度增加,岩层温度还有局部下降的趋势。而节流器节嘴直径选型的直接因素是岩层温度而非井筒深度。

经综合分析，井筒深度、岩层结构、地下水活动、火山岩侵入等因素都可能影响岩层温度和天然气产出压力，但因为其影响机制较为复杂，且是各种因素综合产生的影响，所以并没有通过这些因素指导节流器节嘴直径选型。影响节嘴选型结果的的直接因素仅有产气岩层温度和天然气产出压力。

5 结束语

在节流器设计过程中，通过较小直径的节嘴部分，可使高温高压天然气达到一定的减压和降温作用，且其降温幅度不应过大，以防止引起天然气中较重链烃组分析出，进而阻塞天然气回采套管及节嘴部分。通过仿真分析，本文精确获取了不同天然气地层的天然气产出压力和岩层温度条件对节流器节嘴直径的影响特征，从而获得了较为精确的节流器节嘴直径选型结果。在极端条件下，该设计思路无法得到可用的节嘴直径选型结果，即不同控制目标下的可用区间并无交叉，此时就需要采用其他设计思路，如采用多段节流器或者变孔径节流器实现相应功能。