超高压气井井下节流技术应用和设计方法

于 洋 王威林 彭 杨 谭 昊 董宗豪 周 玮

中国石油西南油气田公司工程技术研究院, 四川 成都 610017

0 前言

天然气井下节流技术是将地面节流移至井下适当位置,使其在实现井筒节流降压的同时,充分利用地温对节流后的天然气进行加热,达到防止水合物生成的目的,目前已成为一种有效的天然气开采方式。与地面节流工艺相比,井下节流工艺不仅施工作业相对简单,而且大大减少了对地面水套炉的投资建设,节约了单井生产成本。井下节流技术已经在我国辽河、四川、长庆、华北和大庆等油气田得到了较为成功的应用。英国北海、墨西哥湾的多口高温高压气井已经成功采用,说明井下节流技术具有广泛的应用前景[1-5]。

随着天然气勘探开发的深入,超高压气井越来越多,地层压力高达130 MPa。目前的超高压气井多采用地面井口加热、多级节流的集输工艺[6]。在生产过程中存在如下问题:井口压力高,地面节流工艺及流程复杂,存在安全隐患;每次开关井各级均需人员操作,现场生产组织及开关井操作不便;在节流过程中各级压力、流量分配不合理,当天然气的温度低于对应压力下水合物生成温度时,极易在井口、节流管汇及地面集输流程形成水合物,造成设备损坏[7-13]。

超高压气井井下节流压差大(80～100 MPa),现有井下节流器的最大节流压差为70 MPa,不能满足生产要求。因此开展超高压气井双级节流方案的研究尤为重要,有必要从井下节流技术的理论入手,对超高压气井双级节流方案的可实施性进行论证。

1 管流与嘴流模型

井下节流设计基于节流压降模型和节流温降模型进行设计。

1.1 节流压降模型

临界流是指流体在油嘴孔道里被加速到声速时的流动状态。在临界状态下,油嘴下游压力变化对气井产量没有影响。相对密度为0.6的天然气,当节流后压力与节流前压力之比小于0.546时,为临界流,否则为亚临界流[14-15]。

对于亚临界流状态,气嘴直径直接按式(1)计算:

(1)

对于临界流,气嘴直径按式(2)计算:

(2)

1.2 节流温降模型

当单位质量气体稳定流动时,能量守恒方程为:

(3)

2 双级节流器设计思路

双级节流因为存在两次降压降温过程,设计时需考虑以下三点:

1)两个节流油嘴如何分配整个节流压差,首选节流压降等分的设计方案。

2)两个节流油嘴之间的距离,可根据温度恢复度来确定两个节流油嘴之间的距离,保证节流后的温度高于对应压力条件下水合物的生成温度。

3)两个节流油嘴尺寸相互之间的影响,考虑两个节流油嘴尺寸的差异是否会导致另一个节流油嘴失效[16-18]。两个节流油嘴示意图见图1,两个节流油嘴深度设计步骤见图2。

图1 两个节流油嘴示意图Fig.1 Schematic diagram of the doubling throttle nozzles

图2 两个节流油嘴深度设计步骤图Fig.2 In-depth design steps of the doubling throttle nozzles

3 双级节流论证

以超高压含硫气井ST 10井为例建立模型,气井基本参数如下:井深7 640.88 m,地层压力131 MPa,地层温度157.46 ℃,配产15×104m3/d,地面采气集输系统的压力约为10 MPa。

3.1 井下+地面双级节流

采用井下节流器配以地面“安全”油嘴的做法,主要是用井下小尺寸节流器控制产量,用地面大尺寸油嘴保障场站的安全[19-20]。节流器设计下入深度1 800 m,井下+地面双级节流设计结果见表1,在配产15×104m3/d的条件下,井下一级节流后,地面仍有44.5 MPa的节流压差,导致地面节流温降较大,地面节流后温度明显低于地面水合物生成温度。于是考虑增大产气量,重新进行设计,找出“临界”产量。当产气量低于52×104m3/d时,地面节流后温度仍低于地面水合物生成温度,地面须配备水套炉。当产气量高于52×104m3/d时,地面节流后温度高于地面水合物生成温度,不需要额外配备水套炉。

3.2 井下双级节流

以ST 10井为例,配产为15×104m3/d,以两个节流器平均分配整个节流压差为原则,根据双级节流设计方法,第一级、第二级节流器位置分别安装在2 800 m、2 400 m。两级节流器尺寸接近,确保两个节流器所承受的压差均不超过70 MPa。从表2井下双级节流设计结果和图3、图4井下双级节流井筒压力、温度分布图可以看出,第一级节流前后温度变化较小,第二级节流后温度降低,随着不断从地层吸收热量,井筒温度逐渐升高。两级节流后的温度均高于水合物生成温度,井筒内不会生成水合物。采用上述双级节流方案,井口温度为27.3 ℃(>地面生成水合物温度14.3 ℃),井口也不会生成水合物。因此,ST 10井采用井下双级节流方案可行。

表1 井下+地面双级节流设计结果表

表2 井下双级节流设计结果表

图3 井下双级节流井筒压力分布图Fig.3 Pressure distribution of underground two-stage throttling downhole

图4 井下双级节流井筒温度分布图Fig.4 Temperature distribution of underground two-stage throttling downhole

4 双级节流油嘴尺寸对节流的影响

井下下入两个节流油嘴,考察两个节流油嘴尺寸的差异是否会导致其中一个节流油嘴失效。通过合理的设计,是否可以起到两级节流的作用。对比“下大上小”和“下小上大”两种技术方案。

考察当第二级(较浅)节流油嘴尺寸小于第一级(较深)节流油嘴尺寸,第一级(较深)节流油嘴是否还有节流作用。对比以下两种组合方式,计算不同节流油嘴尺寸组合的节流压差的变化情况。

1)第一组产气量15×104m3/d,在第二级节流油嘴尺寸保持不变的条件下,逐步增大第一级节流油嘴尺寸。

2)第二组产气量10×104m3/d,在第一级节流油嘴尺寸保持不变的条件下,逐步减小第二级节流油嘴尺寸。

表3～4为不同两级节流油嘴尺寸组合节流压降变化表,计算结果表明,在第二级节流油嘴尺寸小于第一级节流油嘴尺寸,第一级节流油嘴仍具有节流作用,且随第一级节流油嘴尺寸的增大,第一级节流压差降低。图5为节流压差变化趋势,当第一级节流油嘴尺寸保持不变的条件下,第二级节流油嘴从5.5 mm缩小至3.8 mm,第一级节流压差受影响较小,保持在9 MPa,图6为节流压差变化趋势。可见,第一节节流压差不受第二级节流油嘴尺寸变化的影响。

当第一级节流油嘴尺寸5 mm,第二级节流油嘴尺寸5.5 mm时,即“下小上大”的节流方案,一、二级节流压降的比例接近1∶1,可确保第一级节流长期有效,且小直径节流油嘴的位置可确保气井流量顺利通过大直径的二级节流油嘴。而“下大上小”的节流方案,当第一级节流油嘴尺寸大于第二级节流油嘴尺寸1 mm时,随着产气量的降低,第一级节流压差占节流总压降的比例也从30.6%下降到22.7%,当产量继续减低时,该级节流将会失效转为一级节流。

表3 不同节流油嘴尺寸组合节流压降变化表(产气量15×104 m3/d,第二级节流油嘴尺寸5.5 mm)

表4 不同节流油嘴尺寸组合节流压降变化表(产气量10×104 m3/d,第一级节流油嘴尺寸5 mm)

图5 节流压差变化图(产气量15×104 m3/d,第二级节流油嘴尺寸5.5 mm)Fig.5 Throttling pressure difference(gas production=15×104 m3/d,second-stage throttling nozzle size=5.5 mm)

图6 节流压差变化图(产气量10×104 m3/d,第一级节流油嘴尺寸5 mm)Fig.6 Throttling pressure difference(gas production=10×104 m3/d,first-stage throttling nozzle size=5.5 mm)

5 结论

1)超高压气井采用井下+地面双级节流方案,存在一个“临界”产量,在配产低于“临界”产量时,在生产过程中地面会生成水合物,需配备水套炉。在配产高于“临界”产量时,在生产过程中地面不会生成水合物,地面不需要额外配备水套炉。

2)超高压气井井下双级节流方案,井筒和井口均不会生成水合物,井下双级节流方案可行,这种方案可降低气井投资,减化地面流程,为川渝地区安全生产发挥积极作用。

3)采用提出的设计原则和方法,通过合理的井下节流设计,产量较低时可采用井下双级节流,产量较高时,可采用井下+地面双级节流。

4)井下安装两个节流油嘴都有节流的作用,更推荐“下小上大”的双级节流方案,确保气井流量顺利通过上部油嘴,两级节流压降比接近1∶1,两级节流油嘴的间距设计根据节流后温度应高于节流油嘴后的压力所对应的水合物生成温度为依据,完善了井下双级节流技术方案,为超高压气井井下节流技术现场应用提供理论依据。