羊草气田井下节流技术适用性研究

崔雷（大庆钻探工程公司试油测试公司）

羊草气田主要目的层为下白垩统泉头组泉四、三段的扶余和杨大城子油层。为低产（气藏千米井深稳定日产量平均为0.51×104m3）、中孔隙度（孔隙度14%）、低渗透率（渗透率3.5 mD）气田。扶余油层顶面埋藏深度1 090～1 710 m 。自1987 年升81井投入开发以来，目前有3口生产井，初期平均地层压力15.62 MPa。扶杨油层地层压力系数0.894～0.996。全区扶杨油层温度为58～88 ℃。设计新井5口，预计建成产能5.68×104m3/d，建成年产能0.19×108m3。为有效降低气井井口压力，节约地面管线建设成本，预防水合物生成，同时提高气井携液能力，开展井下节流适用性研究。

1 井下节流技术原理及特点

1.1 节流降压原理

井下节流工艺是通过钢丝投送节流器，坐卡在井下适当位置[1]，气体通过节流嘴时产生压降，使节流后的气流温度高于该压力条件下的水合物形成温度，有效防止水合物生成、取消地面保温装置、减少注醇量、节约维护成本，提高气井携液能力。同时降低地面管线承压指标和冲蚀，节约管线投资成本。

1.2 技术特点

井下节流技术通过钢丝作业投捞节流器，作业不需要关井，在不影响气井生产的情况下，通过节流可以降低气井液柱重力梯度，使气体举升液体能力增加[2]，提高气井排水增气能力；同时降低井口压力，节约地面输气管道成本，提高经济收益率；还可以破坏水合物形成条件，有效预防水合物冻堵。

2 井下节流参数设计

2.1 新井井口温度、压力预测

按照地层压力为15.62 MPa，地层温度88 ℃，油管尺寸为2in条件下生产，利用PIPESIM软件对宋18-2 井、升71-1 井、宋183-1 井、宋171-1井、宋18-1 井等五口井进行了井口温度、压力预测（图1～图2）。经过软件预测井口温度范围为9～13 ℃，井口压力范围为13～14 MPa。

图1 节流前预测井口温度

2.2 节流参数计算

羊草气田外输压力为3 MPa，节流后的井口压力稍高于外输压力，据此计算了井下节流气嘴的直径和下入深度，计算最小下入深度为720 m。由于初期气井产凝析水，故将气嘴放在凝析水析出点以下，有利于凝析水的携出，最终计算结果见表1。升81 井等待报废，不考虑节流；宋18 井井口油压稍大于外输压力，不考虑节流。

表1 节流参数设计

3 水合物分析

气井水合物形成主要取决于天然气组分、压力和温度[3]，在天然气组分一定条件下，系统的压力越高，形成水合物的初始温度越高，水合物越易形成。

羊草气田升81 区块根据升81 井天然气分析资料，扶杨油层天然气属于干气，天然气相对密度为0.605 2，甲烷含量91.6%，乙烷含量1.1%，氮气含量6.1%。碳同位素（C13）值为-29‰～-36‰，重烃含量小于10%，与深层侏罗系天然气性质相似。宋18区块根据升71、宋17、宋18、宋20井天然气分析资料，扶杨油层天然气属于干气，天然气相对密度0.584 7，甲烷93.5%，乙烷1.41%，丙烷0.46%。碳同位素（C13）值为-31.30‰～-37.68‰，属深层侏罗系与中浅层混合气。

利用羊草气田天然气组分含量计算水合物生成曲线（图3），节流前井口温度为8～12 ℃，压力为13～14 MPa，井口压力大于水合物生成压力，具备水合物生成条件；节流后井口温度为10～15 ℃，压力为4～6.5 MPa，压力低于水合物生成压力，因此不具备水合物生成条件。但受季节（环境温度）及生产制度变化（开、关井时井口温度、压力变化）影响，冬季生产、开关井过程中有生成水合物的可能。

图3 水合物生成曲线

4 积液分析

4.1 羊草气田气、水分析

依据《羊草气田开发方案》，3 年稳产期内，5口新井的产气量、产水量相对稳定。3 年以后产气量按10%规律递减，产水量按50%规律递增。并且从单井剖面来看为上气下水，没有统一的气水界面。

生产初期，5 口新井产出水为凝析水，由饱和含水量与析出水量随深度变化曲线可以看出：两条曲线的交叉点即为凝析点，凝析点深度分布在960～1 210 m，随着气藏的持续开采，凝析点加深，并且产出水转换成地层水[4]（图4）。

4.2 气井携液能力分析

依据8口气井的温度、压力预测、计算了各井临界携液气量（图5）。8口气井配产气量均小于临界携液气量，表明8 口气井产水后携液能力较差，气井一旦出水面临积液的危险。

根据设计的气嘴嘴径和下入深度计算得出节流后的实际产气量也小于临界携液气量（图6），节流后同样面临气井积液的问题。节流后应辅助排水采气措施，推荐采用定期泡沫排水措施，防止节流后井筒积液，影响气井产气量[5-6]。

图4 开发年限与凝析点深度

图5 节流前携液能力

图6 节流后携液能力

5 节流成本分析

对羊草气田6口井的施工工艺经费进行了测算（表2），包括单井测试费用，单井工具费用，有效期和年度总费用。

测算标准：单井单次井下节流成本6万元，其中节流器费用每套3万元；测试费用每井次3万元。

表2 节流工艺成本费用估算

从表2可以看出：在气井稳产期内，有效期按照12个月计算，6口井井下节流工艺施工年度总费用为36 万元。稳产期后，有效期按照6 个月计算，6口井井下节流工艺施工年度总费用为72万。

6 结论

1）依据羊草气田开发方案配产数据，羊草气田井下节流在技术上可行，井下节流后气井不具备水合物生成条件。但考虑到季节、生产制度的变化，建议做好水合物防治措施。

2）稳产期内产气量稳定、产水量较少，井下节流后可以不考虑积液问题。稳产期后产气量下降，产水量上升，气田可能面临积液问题，并限制井下节流技术的应用，需要做好排水采气准备。

3）稳产期内，节流器有效期按照12 个月，6口井年费用为36 万元；稳产期后，节流器有效期按照6个月，6口井年费用为72万元。

4）从降低地面投资角度考虑，需要进行节流前后的地面投资预算井下节流技术能够实现节流降压目的，节流后气体流速增高，有利于气井携液，提高气井产气量。