产水气井井下节流技术应用条件分析

周 舰

中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院

0 引言

对于产水气井的合理配产、水侵速度，前人多有研究。但根据排液角切入，考虑气井产能、举液能力和临界携液能力的井下节流技术应用条件，进行实践，则目前的研究并不深入。东胜气田属于鄂尔多斯盆地北部边缘致密低渗边际气田，采用井下节流、低压集输模式开采[1-5]，不仅可防治水合物生成，而且有效降低地面投资，有利于提高气田开发效益。但是，由于气井普遍产水，且对井下节流技术应用条件认识不清，造成部分高液气比井采用井下节流工艺后出现积液减产、水淹停产现象，影响了气井连续稳定生产。因此，亟需开展产液气井井下节流技术应用条件研究，科学合理的开展井下节流工艺选井工作，提高工艺实施成功率，有效改善东胜气田气井生产排液效果，也为井下节流技术的高效推广应用提供依据。

1 井下节流井筒携液能力影响因素分析

通过现场试采资料分析，气井产能、井筒积液程度以及积液面与节流器相对位置时影响井下节流条件下泡沫排水效果的主要因素。室内试验表明，气井产能越高，积液高度及积液面与节流器相距越小，则泡沫排液效果越好[6-8]。因此，以东胜气田气井基本参数（表1）为依据，从气井压力、产气量、产水量、节流器下深等主要因素对井下节流井筒携液能力进行敏感性分析[9]。

表1 东胜气田气井基本参数

1.1 节流器下深

产水气井生产初期，地层能量充足，流体通过节流器的流态为临界流[10-13]，根据嘴流动态关系，此时影响气井稳定排液的主要因素是节流器入口压力和临界携液气流量。在其他条件不变情况下，分别计算了节流器下深为1 500 m、2 000 m、2 500 m条件下气井节流器入口压力和临界携液气流量的变化规律（图1、2）。

图1 节流器下深与节流器入口压力的变化关系图

由图可知，随着节流器位置下移，节流器入口压力是逐渐增大的，说明井筒流体通过节流器的流态越稳定，越有利于气井稳定生产。同时，节流器位置下移，节流器离井底越近，越有利于节流器下部高压井筒稳定携液；并且节流器上部低压井筒得到有效延长，其排液所需要的临界携液气流量减小，也有利于提高气井携液能力。因此，在投捞工艺允许的条件下，节流器下深越大，越有利于排液。考虑到节流器后期打捞带来的作业风险，东胜气田水平井投产初期节流器下深一般不超过造斜点位置为最佳。

图2 节流器下深对井筒临界携液气流量变化规律图

1.2 压力

井下节流气井要保证正常携液生产，必须具有足够的举液压力。在其他参数不变情况下，分别计算气井不同产液量、不同产气量条件下需要的举液压力值（图3）。产水量越大、产气量越小，气井需要的举液压力越大。因此，必须对气井产水量和产气量进行约束，保证气井井底流压始终高于举液压力值，此时气井具备足够的能量，能够将井底液体顺利举升出井口，保证气井连续稳定携液生产。

图3 不同液气比与举液压力变化关系图

1.3 产水量

在其他参数不变情况下，分别计算产水量为3 m3/d、5 m3/d、10 m3/d条件下气井井筒压力和临界携液气流量沿井深的剖面分布规律（图4、5）。随产水量增大，气井需要的举液压力和临界携液气流量表现出逐渐增大的趋势。说明气井产水量越大，越不利于气井稳定排液。

图4 不同产水量条件下井筒压力剖面分布规律图

图5 不同产水量条件下井筒临界携液气流量剖面分布规律图

图6 产水量与井筒举液压力变化曲线图

图6 为气井产水量与对应的井筒举液压力的变化关系。随着产水量增大，井筒所需要的举液压力值呈现逐渐变大的趋势，且其增加幅度越来越大。当气井产水量低于5 m3/d或最佳液气比低于2 m3/ 104m3时，举液压力随产水量变化相对平缓（图6），此时气井安装节流器后不会对排液效果产生影响，有利于气井稳定排液。

1.4 产气量

东胜气田89%的气井生产管柱外径为60.3 mm，根据气井临界携液理论[14-15]，井下节流气井全井筒所需要的最小临界携液流量为5 000 m3/d左右（图7），因此，气井产气量至少要大于5 000 m3/d，才能保证节流器上部低压井筒稳定携液。

图7 不同生产管柱对应的临界携液气流量随压力变化规律图

2 井下节流技术应用条件确定

基于上述排液影响因素分析，创新提出一种考虑气井产能、举液能力和临界携液能力的产水气井井下节流技术应用条件判断方法（图8）。该方法基本步骤为：

图8 产水气井井下节流技术应用条件判断方法框图

1）根据气井动静态资料和测试数据，确定气井流入曲线和油管流出曲线；

2）确定气井配产气量，并根据气井流入曲线和油管流出曲线确定对应的气井井底流压值和油管举液压力值；

3）如果气井井底流压值大于油管举液压力值，则判定气井具备下入井下节流器的压力条件；

4）如果气井具备下入井下节流器的压力条件，则根据气井临界携液理论计算得到全井筒不同位置处对应的临界携液气流量以及气井的最小临界携液气流量；

5）当所述气井配产气量大于所述最小临界携液气流量时，判定气井具备下入井下节流器的气量条件；

6）如果所述气井同时满足所述压力条件和所述气量条件，则判定所述气井适合下放井下节流器；反之不适合下放节流器。

根据产水气井井下节流技术应用条件判断方法，明确东胜气田井下节流技术应用条件。

1）产气条件：气井产气量大于5 000 m3/d。

2）产水条件：气井产水量低于5 m3/d或最佳水气比小于2 m3/ 104m3。

3）压力条件：气井不同液气比条件下所需要的最小举液压力值见表2所示。根据东胜气田目前生产特征，当气井井底压力低于7 MPa时，井底没有足够压力将液体举升至地面，此时建议打捞节流器，有利于提高气井排水采气效果。

4）节流器下深：水平井下至造斜点上部50 m左右，有利于气井排液。

表2 东胜气田井下节流技术压力条件表

3 现场应用

3.1 总体应用效果

根据井下节流技术应用条件，优选130口井推广应用井下节流技术，现场符合率达95.8%，气井生产指标逐年提升，平均生产时率和配产完成率稳居95%以上（图9），实现了气井清洁稳定生产，为井下节流技术规模化推广提供技术指导。

图9 东胜气田井下节流技术应用效果图

3.2 单井实例分析

J66P2S井生产层位为S1，完钻井深3 611 m，造斜点2 250 m，A点斜深2 834 m，水平段长777 m。该井于2013年6月15日—8月1日对S1层进行水平井多级管外封隔器分段压裂，测试地层压力22.54 MPa，流压12.4 MPa，稳定产气量6.53 104m3/d，稳定排液4.2 m3/d，求取天然气无阻流量9.05 104m3/d。

通过分析，J66P2S井满足节流器下入条件，于2014年12月29日投放节流器进行井下节流降压生产，配产2.5 104m3/d，前期节流器下深设计为1766 m，嘴径设计3.4 mm。初期气井虽然实现了连续开井生产，却一直完不成配产要求，导致井筒排液不连续而产生积液水淹。

为了解决气井积液和水淹问题，2015年4月28日对节流器下深进行优化，气嘴尺寸为3.4 mm，下入深度优化为2 200 m，配产2.5 104m3/d。J66P2S井于2015年4月29日开井生产，目前已经连续生产275 d，平均产气量为24 239 m3/d，平均产液量为2.94 m3/d，平均液气比为1.21 m3/104m3，其生产曲线见图10，节流工艺参数优化前后气井生产效果见表3所示。

图10 J66P2S井采气生产曲线图

表3 J66P2S井优化节流器下深前后试验效果对比表

由图10、表3可看出，通过优化节流器下深，有效提高了气井的举液能力，J66P2S井排液效果得到了极大改善，产气量、产液量、液气比均高于优化前生产水平。同时气井井筒未发生水合物堵塞现象，防治水合物效果明显，且有效生产时率由试验前的86.1%提高至99.2%，气井在低压集输模式下实现了连续携液稳定生产。

4 结论

1）首次提出一种考虑气井产能、举液能力和临界携液能力的产水气井井下节流技术应用条件判断方法，评价表明新方法符合率达95.8%，有效弥补该领域的研究空白。

2）通过井下节流井筒携液能力影响因素分析，明确东胜气田井下节流技术应用条件，即要求气井井底压力大于7 MPa、产气量大于5 000 m3/d、产液量低于5 m3/d或最佳液气比低于2 m3/104m3。

3）现场应用表明，通过优化井下节流技术应用条件和节流器参数，气井在井下节流＋增压外输条件下防堵和排液效果得到明显改善，生产时率达99.2%，实现产液气井清洁稳定生产。