浅析玛湖油田双节流水合物冻堵防治技术

辛晓知 王典 许译文 冉令博 薛亮 马晓勇

1.中国石油新疆油田公司工程技术研究院 2.中国石油大学(北京)石油工程学院 3.中国石油新疆油田公司百口泉采油厂

玛湖油田三级石油地质储量丰富，是新疆油田增储上产的重要部分。玛湖油田部分井区油井天然气含量高，高油压条件下经常发生水合物冻堵问题，需要进行水合物冻堵预防与解堵措施。

水合物冻堵问题一般发生于天然气气井中，常通过加注化学剂与井下节流技术来解决[1]。化学剂种类虽多，但只能在一定程度上降低水合物发生条件，水合物预防效果有限[2-3]，在玛湖油田有一定的实施效果。井下节流水合物防治技术可以大幅降低油管压力，井口压力等于管线回压，可以完全解决水合物冻堵问题[4-5]，但玛湖油田高含气油井，本质属于自喷油井范畴，需要保留井口油嘴来调产，常规的井下节流技术无法直接采用。玛湖油田先前主要采用化学剂与井口放喷两种措施进行生产，但是井口放喷瞬时产量增大存在隐患，频繁放喷容易诱导致地层出砂与裂缝闭合，造成严重的储层伤害[6-7]。

为此，新疆油田开展了深入的理论研究，在井下节流技术基础上提出了井下与井口双节流技术，研究双节流工艺条件下水合物防治与产量调节机理，在现场进行了5口井的试验，取得了良好的效果。

1 油管与喷嘴温压计算方法

双节流工艺包括井下与井口两级节流，井下节流用于水合物冻堵预防，井口油嘴用于产量调整。双节流工艺理论研究需要计算井下油管温压分布、两级喷嘴压降与温降、水合物生成的温压曲线。

采用管流PIPESIM软件进行双节流工艺设计。基于玛湖油田气体与原油组分，选取组分模型进行计算，以实测组分数据进行赋值，选取Beggs&Brill方法计算油管压力，选取Ramey法计算地层与井筒传热，选取Mechanistic方法计算喷嘴压降与温降，状态方程选取Peng-Robinson方程。

基于玛湖油田井身结构建模，井下油管2 000 m位置安装井下节流器，地面井口安装油嘴。利用PIPESIM软件计算双节流喷嘴流动特征，计算油管温压分布与水合物风险曲线，研究双节流喷嘴设计方法。

2 双节流工艺水合物防治与调产理论研究

基于PIPESIM软件计算井下油管温压分布、双节流喷嘴压降与温降、水合物生成温压曲线，改变双节流喷嘴直径，研究双节流喷嘴流动特征、井下节流油嘴对水合物防治的影响规律，以及井口油嘴对产量的调节能力。

2.1 双节流喷嘴对水合物预防机理研究

玛湖油田131井区产气量高，井下油管与地面容易发生水合物冻堵现象。2020年,完成了6井次的双节流设计与现场试验，以M1井为例进行水合物冻堵理论分析。表1为M1井生产数据统计。由表1可知，井口油嘴直径由3.5 mm更换为4.5 mm后，产气量与产液量均有所增加，但随着气液比的增大，水合物清理周期相对缩短，水合物冻堵问题更加严重，随着井口放喷水合物清理频率增加，日产气量与日产液量波动程度也大幅增加。

表1 M1井生产数据统计油嘴尺寸/mm压力/MPa产能/m3油压回压套压日产气量日产液量气液比水合物清理情况次数/次间隔时间/天3.5191.322～2521 00020～30500～1 0001015.04.5181.320～2220 000～42 00030～501 000～1 30049.3

考虑单油嘴流条件下油嘴直径4.5 mm，井下节流喷嘴选用4.5 mm，井口油嘴按双节流喷嘴直径试算(见表2)，油嘴间级差间隔设置为0.5 mm。计算不同双节流喷嘴直径组合条件下油管与喷嘴温压分布规律，研究双节流水合物防治机理与产量调整原理。

表2 双节流喷嘴直径组合参数mm油嘴直径井下喷嘴直径油嘴直径井下喷嘴直径4.04.55.04.55.54.56.04.56.54.57.04.57.54.58.04.5

采用PIPESIM软件计算油管与喷嘴压力分布规律，绘制井口油嘴直径对压力随井深分布以及喷嘴压降影响曲线(见图1)。在2 000 m位置有两个压力值，两者之差是井下节流喷嘴压降。在井深为0 m的位置也有两个压力值，两者之差是井口油嘴压降。井下节流喷嘴压降的产生降低了井下油管的整体压力及井口位置的油压。由图1还可知，随井口油嘴直径增加，井下节流压降增大，井口油嘴压降减小。综上所述 ，井下节流对井下油管与井口管线水合物冻堵有预防作用，预防能力可以通过井口油嘴直径进行调整。

基于管流PIPESIM软件计算结果，绘制油嘴直径对油管与喷嘴温降影响曲线(见图2)。在2 000 m节流器位置的两个温度值之差为井下节流喷嘴温降，井深为0 m位置的两个温度值之差是井口油嘴温降，两者均由喷嘴压降导致的气体膨胀降温所致，不同的是井下节流产生的温降会被地层加热抵消回来。由图2还可知，井口油嘴前的温度随油嘴直径增大而提高，油嘴后的地面管线温度随油嘴直径增大而提高。一般来说，油嘴前的温度升高是油嘴直径增大导致产量增加所携带的地层热量增加所致，油嘴后的温度随油嘴直径的增大而升高是井下节流压降增大导致的油嘴压降减小所致。所以，井下节流对地面管线水合物冻堵有预防作用，预防能力可以通过井口油嘴直径进行调整。

安装井下油嘴后，水合物冻堵预防能力可以通过井口油嘴直径进行调整。针对M1井天然气组分，基于PIPESIM软件计算结果，绘制了水合物生成风险预测曲线。图3底部黑色曲线为水合物生成温压临界线，另外8条曲线为不同油嘴直径条件下的油管温压曲线。曲线左侧第一点对应的是过井口油嘴后的地面管线温压值，第二点是油嘴前的井下油管温压值。由图3可知：当井口油嘴直径≥6.0 mm时，地面管线无水合物冻堵风险；井口油嘴直径≥6.5 mm时，井下油管无水合物冻堵风险；井口油嘴直径与井下节流喷嘴极差越大，离水合物生成曲线越远，水合物生成风险越低。

2.2 双节流喷嘴流动特征与调产能力分析

基于管流PIPESIM软件计算结果，统计油嘴直径对井下节流压力比与产气量的影响规律，研究井口油嘴对产量的调节能力。节流压力比为井下节流喷嘴嘴后与嘴前的压力比值，用于判别井下节流喷嘴流动特征。对于单相气体流动来说，节流压力比大于0.546时属于亚临界流，气流进入喷嘴降压膨胀加速，最大速度恒小于当地声速；节流压力比小于0.546时属于临界流，气流进入喷嘴降压加速，喷嘴内最大速度只能等于当地声速，气流过喷嘴后可以继续降压膨胀加速，增加的速度来源于体积膨胀，质量流量保持不变[8-10]。

气液两相流动判据不是定值，但可以参考单相气体流动判据。由表3可知：当井口油嘴直径≥6.5 mm时，井下节流喷嘴流动接近临界流，出现类似单相气体的限流特征，产气量随井下节流喷嘴压降增大而增加有限，井口油嘴直径对产量的调节能力下降；当井口油嘴直径<6.5 mm时，喷嘴直径极差减小，井下节流喷嘴属于亚临界流动，喷嘴内速度随井下节流喷嘴压降增大而增大，井口油嘴直径对产量具有良好的调节能力。

表3 井口油嘴直径对产能的调节能力井口油嘴直径/mm节流压力比产气量/104 m34.00.861.945.00.742.515.50.673.056.00.623.526.50.563.967.00.514.077.50.474.168.00.434.23

2.3 双节流工艺条件下水合物放喷解堵分析

本节针对M1井进行双节流条件下放喷解堵机理分析。由表3可知，如果按喷嘴组合5.5～4.5 mm进行设计，井下喷嘴处于亚临界流特征，具有良好的产量调整能力。但由图3可知，该喷嘴组合下井下油管有水合物冻堵风险，需要在井口将油嘴去掉，进行井口放喷解堵作业。

图4为井口放喷条件下的压力分布图，黑色线为双节流条件下的油管压力分布曲线，橙色线为在井下节流放喷条件下的压力分布曲线，绿色线为井下无节流放喷条件下的压力分布曲线。井下节流条件下井口放喷解堵时，井下节流喷嘴压降大幅增加，上方油管压力大幅下降，有助于快速解除井下油管发生的冻堵问题。井下无节流条件下井口放喷解堵时，瞬间产量增加导致井底流压大幅下降，井下油管压力分布大幅降低，有助于快速解除井下油管发生的冻堵问题。井下节流辅助放喷条件下的油管压力分布比无井下节流的井口放喷低，但解堵效果还需结合温度影响综合分析。

图5为井下节流辅助放喷温度分布对比图。与井下节流压力分布规律对应，井下节流辅助放喷条件下节流喷嘴位置温度大幅下降，随后逐渐被地温加热补偿回来，井口位置没有节流温降，井口温度相对放喷前大幅上升，有助于快速解除地面管线的冻堵问题。无井下节流条件下放喷在井下没有温降，油管与井口温度相比放喷前均大幅提高，有助于快速解除井下油管与地面管线发生的冻堵问题。无井下节流辅助放喷条件下油管与地面管线温度比有井下节流的高，解堵效果需综合压力影响与水合物生成曲线进行对比分析。

两种放喷模式对水合物解堵效果需要根据水合物生成曲线来综合分析。图6为井下节流辅助水合物解堵效果对比分析图。图中黑色温压分布曲线表明放喷前存在水合物冻堵风险，橙色线为井下节流辅助放喷条件下温压分布曲线，绿色线为无井下节流井口放喷温压分布曲线。由图6可知，两种放喷模式下的温压点，左侧第一点与第二点均远离水合物生成曲线，说明两种放喷模式都具有良好的解堵效果，都可以快速解除井下油管或地面管线的水合物冻堵问题。单纯对比的话，无井下节流条件下放喷解堵效果会更快些。

进一步观察图4可知：井下节流喷嘴压降大幅下降导致井下喷嘴流动特征由亚临界流转为临界流，放喷时瞬时产量增加会受到临界流限制，计算结果表明，瞬时气量由日产3.05×104m3增加到4.50×104m3，由此可知，瞬时放喷对储层影响较小；无节流放喷压降主要集中在储层生产压差上，说明无节流放喷时瞬时产量大幅增加，计算结果表明，瞬时产气量由双节流的日产3.05×104m3增加到了10.00×104m3，瞬时放喷的产量增加对地层渗流会有较大影响。

综上所述，两种放喷模式都可以有效地解除井下油管与井口管线水合物冻堵问题，考虑瞬时放喷对储层的影响，双节流条件下的井下节流辅助放喷解堵作业具有明显优势。

3 现场应用实例分析

基于以上方法，进行了6口井的双节流工艺设计，于2020年陆续开展了双节流工艺现场试验。表4为现场试验井采用的双节流喷嘴设计参数、实际使用参数及水合物预防效果。表4中的设计直径是按水合物被完全预防的标准进行，现场使用过程中以此为基础考虑调产需要而进行了调整。M1与M2井下节流喷嘴直径与设计值相同，井口油嘴直径大于设计值，水合物防治效果良好。M3井下节流喷嘴直径略大于设计值，调大井口油嘴直径增加喷嘴极差后水合物预防效果良好。M4与M5井下节流喷嘴直径大于设计值，井下喷嘴处于亚临界流状态，水合物预防效果改善有限，井下节流喷嘴作业后配合井口放喷进行生产。

表4 现场试验参数与实施效果分析井号喷嘴直径/mm水合物防治效果分析设计直径现场直径生产天数/天清理次数/次平均间隔时间/天防治效果M16.5～4.54.5(单油嘴)3749.37.0～4.5172357.3效果良好M26.5～4.04.5(单油嘴)31215.57.0～4.04608.0～4.0530效果良好M36.5～4.55.0(单油嘴)187199.86.0～5.055511.07.0～5.0990增大油嘴效果良好M45.0～4.04.0(单油嘴)156917.36.0～5.01901019.0井下节流辅助放喷M57.5～4.04.5(单油嘴)1819.07.0～4.5175919.4井下节流辅助放喷

4 结论

(1) 双节流工艺可以降低玛湖油田高含气油井水合物冻堵风险。井下节流喷嘴具有降低井下油管压力与提高地面管线温度的双重作用，通过更换井口油嘴直径、增大喷嘴直径极差可以提高对水合物冻堵的预防能力。

(2) 双节流工艺可以进行调产，当双节流喷嘴直径极差较小、井下节流喷嘴处于亚临界流特征时，井口油嘴具有良好的产量调整能力；当双节流喷嘴直径极差大、井下节流喷嘴处于临界流特征时，井口油嘴对产量调节能力很小。

(3) 双节流工艺条件下放喷解堵时，井下节流喷嘴流动由亚临界流转为临界流，井下油管与地面管线降压升温的同时，限制瞬时产量的增加，相比于无井下节流放喷具有保护油藏的效果。

(4) 基于双节流工艺，现场完成了6口高含气油井设计，现场试验过程中有3口井没有出现水合物冻堵问题，另有3口井有水合物冻堵风险，配合井口放喷解堵进行生产，均取得了良好的效果。