高压气井两级节流试验效果分析*

孙靖虎 唐宏 李朝曾 葛晓波 赵红宁 钟华国

（1.长庆油田分公司第六采气厂；2.中国石油运输有限公司长庆运输公司）

长庆气田苏里格南区地处鄂尔多斯盆地陕北及内蒙古自治区鄂尔多斯市境内，冬季环境温度较低，昼夜温差大。因部分气井压力高，导致形成水合物温度高。当管线运行温度低于水合物形成温度时，逐渐形成水合物，造成管线堵塞甚至冻堵。国内外在水合物防治方面做过大量研究与试验，一般通过气井加注水合物抑制剂或者井口节流加热等方式来抑制水合物的形成。但部分高压集气模式气井，由于产水量大、采气管线过长、所处地势起伏大，故在冬季运行期间频繁冻堵。采用水合物抑制剂等方法，成本高，所耗人力物力大，且无法确保气井连续正常生产。通过计算节流后水合物生成的温度在小于实际温度时，得出控制节流后的最小压力，从而通过调节井口针阀控制压力，保证管线温度在水合物形成温度之上，进而确保气井稳定连续生产。

1 高压气井生产运行现状

1.1 集气模式

采用单根管线进站，站内加热、节流、分离、外输[1-3]，高压集气工艺流程如图1 所示。

1.2 存在问题

目前苏里格气田南区高压下古气井整体运行平稳，但部分气井在生产运行上存在一些问题：产水量大，单井管线长，造成管线易积液；单井管线所处地势起伏大，造成管线低洼处易积液；投产时，气体杂质较多，部分滞留在管线内，造成管线摩阻增加，导致气井运行不正常。

综合分析：井口压力高，产水量大，单井管线长；同时所处的地势起伏较大，造成管线温度降较大，使得管线输气过程中易形成水合物[4-10]，影响气井正常生产。

图1 高压集气工艺流程

2 两级节流技术

2.1 应用思路

根据苏里格气田南区高压气井现状分析，现有工艺能改变的就是管线运行压力，通过控制井口节流针阀开度来合理降低管线运行压力。高压模式系统压力为5.0 MPa，井口压力最低可控在系统压力之内，以保持气井能根据配产稳定生产，并使得压力降与温度降处在最优的平衡点，从而形成井口、站内的“两级节流”。

2.2 理论分析

气井在运行过程中，主要是确保不形成水合物，再对水合物形成条件进行分析，形成相应的理论基础。

根据波诺马列夫法对天然气水合物生成温度进行计算，可得

当T＞273.1 K 时，根据节流过程中温度与压力的关系，可得

在实施过程中，需要确保节流后水合物生成的温度T≤T2，将式（2） 带入式（1），可得最小节流后压力为

式中：P为压力，MPa；B、K为参数因子；T为温度，K；T1为节流前水合物生成的温度，℃；T2为节流后水合物生成的温度，℃；P1为节流前压力，MPa；P2为节流后压力，MPa。

3 现场应用

3.1 理论计算

根据实际情况，选定4 口气井进行两级节流试验。通过上述公式（1）～（3），对节流后的压力进行计算。理论计算节流后压力数据见表1。

3.2 效果分析

根据实际情况，对选定4 口气井进行井口操作，控制气井管线运行压力。经过1 个月运行，气井能够正常稳定生产。试验前后数据对比参数见表2。

XX-1 气井井口压力从17.68 MPa 下降到10.35 MPa，井口气流温度由46 ℃降至27 ℃。

3.2.1 产气量趋于稳定

试验前生产不稳定，管线冻堵频繁；试验后产量趋于稳定，可按照配产连续稳定生产，有效提高气井产量，试验前、后产量变化见图2、图3。

表1 理论计算节流后压力数据

表2 试验前后数据对比

图2 试验前产量变化

图3 试验后产量变化

3.2.2 进站压力趋于平稳

试验前进站压力变化幅度大，试验后进站压力趋于稳定，从压力验证该试验有效性，试验前、后进站压力变化如图4、图5 所示。

图4 试验前进站压力变化

图5 试验后进站压力变化

3.2.3 井口油压趋于稳定

通过对气井井口油压进行连续观察发现，试验前井口压力波动频率很大；试验后每天井口油压由节流前的大幅度波动趋于一个相对平稳的状态，试验前、后油压变化如图6、图7 所示。

图6 试验前油压变化

图7 试验后油压变化

3.2.4 进站温度平稳

通过对进站温度监测发现，气井试验前后进站温度基本一致，进站温度集中在3～4 ℃，说明气体在输送过程中整体的温降基本一致，试验前、后进站温度变化如图8、图9 所示。

图8 试验前进站温度变化

图9 试验后进站温度变化

3.2.5 冻堵频次

试验前12 月份，XX-1 气井地面管线发生冻堵21 次；试验后1 月份，仅堵井1 次，该气井正常生产，有效降低气井管线冻堵。

3.2.6 甲醇注入量

试验前，X 气井日注醇量为2 600 L 。采取两级节流技术后，该气井1 月份日注醇量逐渐开始下降（连续监测15 天），日注入量约为2 300 L，大大降低了甲醇消耗。

3.3 整体实施效果

通过对4 口试验气井冻堵次数、日均注醇量对比来看，两级节流技术现场试验效果明显，能够降低管线压力，防止气井冻堵，确保气井正常生产，试验气井日均注醇量见图10、试验气井井堵次数见图11 所示。

图10 试验气井日均注醇量

图11 试验气井井堵次数

4 结论及建议

1）通过两级节流技术在苏里格气田南区高压气井的应用效果分析，确定该技术可降低气井管线压力，降低水合物形成温度，确保气井正常生产。

2）两级节流技术可以降低甲醇使用量和气井堵频次，提高开井时率。

3）通过理论分析，确定节流后压力与油压的关系，保证了节流降压与降温最优参数关系。

4）从经济效益方面来看，应用两级节流技术可大大减小人力、物力的消耗，降低注醇量，减少部分经济投入。