带井下节流器的气井携液能力敏感性分析①

张淼淼，卢怡

(1.巴音郭楞职业技术学院 冶金与资源学院，新疆 库尔勒 841000； 2.中石油塔里木油田公司，新疆 库尔勒 841000)

天然气开采过程中，由于环境温度变化较大，容易形成天然气水合物堵塞管道。为防止天然气水合物生成，采用水套炉加热或加入天然气水合物抑制剂等工艺。井下节流技术不仅可以防止生成水合物，且可降低成本，使气田实现经济有效开发[1]。该技术在很多气田得到很好应用[2-4]。针对低渗透油田也具有很多优势：(1)水合物形成概率大大降低，基本消除其对井筒的影响，取消高压集气注醇系统，减少气体排放和环保费用，节省开发成本[5-7]。(2)减少地面管线，取消井口加热装置，整个井场布置大大简化，地面投资成本大大降低。(3)把节流器装在井筒产层上部的油管中，无需考虑井间干扰。

1 携液临界模型敏感性分析

影响气体携液的因素有压力、温度、油管直径、气体压缩系数、气液密度等[8-10]。

1.1 井口压力对携液的影响

计算不同井口压力下气井携液流量、流速。取天然气相对密度0.597，临界温度197.03 K，临界压力4.56 MPa。不同压力下，密度、压缩系数和表面张力会改变，临界流速、临界流量随之改变，见表1、图1、图2。临界流速与压力负相关，临界流量与压力正相关。压力增大增强了气体携液能力[11]。

图1 井口压力对临界流速变化影响

图2 井口压力对临界流量变化影响

表1 不同压力下的临界流速和临界携液流量

1.2 温度对携液的影响

固定压力值，不同温度下，密度、压缩系数和表面张力都会改变，临界流速和流量也随之改变。取油管直径62 mm，计算不同井口压力、不同温度下的气井携液临界流量和流速[12]，见表2、表3、图3、图4。可以得出，携液临界流速与温度呈正相关，流量与温度呈负相关。温度升高，降低了气体携液能力。

表2 不同井口压力、不同温度下气井的携液临界流速

表3 不同井口压力、不同温度下气井携液临界流量

图3 温度与临界流速关系曲线 图4 温度与临界流量关系曲线

从以上分析可知，压力和温度对携液中两个参数具有相反的影响作用。由密度的计算公式可知，温度与气体密度呈负相关，而压力与气体密度呈正相关。从井底到井口，温度和压力降低，若温度占主导因素，则携液能力增强，反之携液能力减弱。在井底，由于地层温度较高，考虑井筒径向传热，开始气体的温度损失不大，而相对的压力损失较大，此时压力就成了主导因素。

1.3 油管直径对携液的影响

若要保证气井正常生产，必须把井筒中最大液滴带到地面，即日产气要比临界流量值大。由于苏里格气田大都安装井下节流器，井口油压偏低，大部分气井井口平均油压低于3 MPa。表4为不同井口压力、不同油管尺寸下的携液流量。计算结果如图5所示，井口压力一定时，气井的临界流量与管径呈正相关。

图5 不同油管尺寸下的携液流量变化曲线

表4 不同井口压力、不同油管尺寸下携液流量

所以相对来说，小尺寸的油管携液能力更强。但选择油管尺寸时，还要综合考虑其他因素。在气井开采过程中，气井刚开始开发时，为了保证经济有效开采，可以选用大尺寸油管。随着开采的进行，为使气体能够携带出液体，需要改换成小直径油管。

2 井下节流对各参数的影响

以M井为例分析气井井下节流对各参数的影响。2019年10月29日，该井配产为0.8×104m3/d，气层中温119.64 ℃，垂深3694.2 m，井斜角0°，套管外径139.7 mm，内径121.4 mm；油管外径73.0 mm，内径62.0 mm。在2500 m处下入节流器，气嘴直径1.8 mm。

2.1 井下节流对温度压力的影响

井筒压力分布如图6所示：气体经节流嘴时压力差很大，井底流压29.30 MPa，井下节流嘴上游压力27.02 MPa，下游压力13.3 MPa，节流压降达到13.72 MPa，节流后有效控制了井筒压力。气体在流经节流器时，横截面突然变小，发生压降和温降，气体体积膨胀。气体刚经过节流器时，流速增大，喉部压力减小。

从井筒温度分布图7可以看出：温度沿井深基本呈线性变化，考虑井筒径向传热，温度在节流过程中会急剧下降，当气体通过节流嘴后，与地层进行热交换，在节流后温度呈先增加后减小的趋势。产层中部温度119.64 ℃，井下节流嘴上游温度101.35 ℃，下游温度66 ℃，节流温降达到35.35 ℃。

图6 气井井筒压力分布曲线 图7 气井井筒温度变化曲线

2.2 井下节流对密度的影响

图8为井下有、无节流器气井井筒密度张力变化曲线：以节流器为节点，整体上看密度变化很小。流经节流嘴时，发生压降，导致气体体积膨胀，密度突降。从节流嘴至井口，密度呈减小趋势。

2.3 井下节流对表面张力的影响

根据前文的讨论，表面张力随温度压力变化，并由实验数据得出表面张力随温度压力变化的耦合关系。表面张力的值随温度压力升高而降低，气体流经节流嘴后，发生温降和压降，导致表面张力增大，见图9。

图8 气井井筒密度分布曲线 图9 气井井筒表面张力变化曲线

3 井下节流井筒模拟分析

3.1 井筒模拟

以某气井为例，目前日产气量为8000 m3/d，井深3600 m，油管内径62 mm，天然气相对密度为0.597。在2200 m深处安装节流器，节流嘴直径1.5 mm。假设气体经节流器时达到临界流状态，则气体流速达到当地音速，上游压力变化不会影响节流器下游压力。在油管内，气体温度和压力沿井深不断变化。

当井口压力从2 MPa变化到10 MPa时，不同井口压力下临界流量沿井深的分布如图10所示。可以看出，当井口压力为2 MPa和4 MPa时，从节流器到井口位置，临界流量呈减小趋势，说明在流经节流嘴后气体的携液能力增强。当井口压力大于或等于6 MPa时，从节流器到井口位置，临界流量呈增大趋势，在井口位置达到最大，说明气体携液能力降低，此时节流已起不到增强气体携液能力的功能。

图10 不同压力下井筒临界流量分布

3.2 实例分析

图11和图12为有无井下节流的井筒携液临界流量分布图和气体流速分布图。从气井井筒携液临界流量曲线显示，没有安装节流器的气井，携液临界流量呈先减小后增大的趋势。对于气液比较小的气井，相对于压力而言，井筒中温度损失较大，最大值出现在井口位置。对于带井下节流器的气井，携液临界流量在节流嘴位置突降。从节流器至井口位置，呈减小趋势，提高了气体的携液能力。

整个井筒的气体流速分布显示，对于没有安装节流器的气井，气体流速从井底到井口变化很小。对于带井下节流器的气井，流经节流器后，发生压降和温降，流速呈增大趋势，提高了气体的携液能力。

图11 临界携液流量分布 图12 气体流速分布

4 结语

本研究对影响气井携液临界流量的参数做了敏感性分析，包括井口压力、温度和油管直径。分析气井安装井下节流器后对携液临界流量模型中参数的影响，包括温度、压力、密度和表面张力等。通过对带井下节流器的低渗气井进行井筒模拟分析，综合分析了井下节流后气井的携液能力。对于低压气井，井口压力较大时，节流器起不到节流降压的作用，对于没有采取增压开采措施的气井，应及时打捞。