井下节流工艺现场应用修改稿

涩北气田井下节流工艺现场应用摘要：针对涩北气田气井气候原因普遍存在水合物堵塞地面多次节流工艺导致地面流程复杂、建井成本高的问题而影响气井正常生产的实际情况，开展井下节流工艺技术研究。根据气井井下节流工艺的技术原理，改进了井下节流工具，优化了井下节流工艺井的参数，并应用于涩北气田。重点讨论了采用井下节流工艺解决低压外输和抑制水合物生成的。关键词:涩北气田井下节流低压外输1引言天然气从地层进人地面主要包括地层、井筒、地面3个流动过程。由于天然气在高压、低温、含水情况下极易生成水合物，压力越高，水合物生成温度越高，越容易发生水合物堵塞，从而堵塞井筒管柱，影响气井的正常生产。涩北气田高压气源通常采用站内加热节流降压生产，生产工艺上一般都采用常温集气工艺流程。这种流程具有工艺简单、设备单一等特点，有利于实现站场的无人值守及自动化运行。但是，在实际生产中暴露出了很多问题，部分高压气井由于气嘴节流降压，极易在节流后形成水合物，冻堵管线，降低气井生产率。井下节流技术是在天然气井生产管柱内适当位置安装井下节流器,在井筒降压的同时,利用地温对流体进行加热,使节流后的井口温度基本恢复到节流前的温度,有效防止气水混合物在井筒和井口产生冻堵,以减少地面节流加热设备、简化地面流程、降低采气成本,同时,降低井筒压力以及井口到集气站的管线承压,降低管线壁厚,大幅度降低集输管线成本。简单的讲,井下节流技术就是在井下安装气嘴,通过气嘴缩径产生的节流作用来降低压力。2井下节流技术原理与设计2.1井下节流原理简介天然气井下节流工艺是依靠井下专用设备实现井筒节流降压,利用地温加热,使得节流后井口气流温度基本恢复到节流前温度,从而有利于解决气井生产过程中井筒及地面诸多技术难题。简单讲,就是井下放置小直径气嘴,通过气嘴的节流作用来实现压力的降低,气嘴的直径需要满足嘴后气体的流动达到临界状态(流速达到超音速),但是节流临界状态的确定对于实际应用来说是一个难点,一般按照气体临界流动理论来判断。天然气流经节流嘴,因为管径的变化较大,属于突缩-突扩的管道,而且天然气井所选用的节流嘴的直径一般为1-10mm,而长度l为10-20mm左右,长径比为大多在5-10,可将节流嘴视为突缩接头和突扩接头的连接问题进行研究天然气通过节流懂时,在节流嘴附近的气流会发生扰动,因此节流是不可逆的过程。节流时由于流速很高,气流通过孔口时与外界的热交换一般很小,可以忽略不计,节流过程可视为绝热过程。喉部以后的流动是非等熵的,而喉部以前的流动可以认为是等熵。2.2井下节流的功能井下节流的功能较多,主要包括改善流态;减小井段激动,开关井不影响井底压力,保护气层;稳定生产,不影响产量的前提下可降低井口压力,实现低压管线传输;防止水合物的生成等。2.2.1节流降压、改善流态1、节流降压作用。井下节流工艺具有地下节流降压的作用,可实现高压生产井的低压生产和传输。2、提高气丼举液能力的作用。对于少量出水气井,由于井下节流后的气体通过节流碟呈喷射状,当气夹水通过节流器时,液体几乎成为雾状流动,降低液柱的重力梯度,使气体举升液体能力增加,达到排水采气的目的。2.2.2防止水合物的生成天然气水合物形成有-个最高温度,即临界温度,若超过这个温度,#高的压力也不会形成水合物,正丁院以上-般不生成水合物只要条件满足,天然气水合物可以在管道、井筒、阀门处形成。2.3节流工艺的实现方法井下节流工艺主要是通过在生产管柱内下入节流器来实现的,节流器的下入有多种方法,如钢丝下入、连续油管下入等。由于生产一段时间后系统参数改变时需要更换节流器,此时压井作业又会影响气井的产量,所以钢丝下入由于其设备简单不需要压井等优点,在现场应用最广。节流器的类型也主要有预置式和后置式两种,预置式节流器适用于新投产丼或重新作业更换生产完井管柱的井:需要工作筒与生产油管连接,随油管一同下入,深度不能随意调整,但可多级下入,工作筒内径与油管内径基本一致,不影响其它工具的下入,节流器采用特殊的密封结构,工作可靠性高。另外重要的一个应用是预置式井下节流器下部可以悬挂存储式压力计。这对需要测量节流器嘴前压力及其它流体参数的重点井是非常重要的功能。后置式节流器在巳投产井中应用,承压指标较预置式节流器低,直接靠节流器本身的卡瓦卡定在除油管接箍以外的任意位置,下入位置可调,比较灵活。但是由于井底压力波动或管柱收缩会对其性能造成影响,生产制度对其影响也较大。另外一个缺点是:测压时需要钢丝作业打榜出井下节流器,测试井底压力后重新坐放井下节流器。图1预置式井下节流简图图2后置式井下节流简图3井下节流工艺技术在涩北气田理论研究及前期应用3.1现状及前期应用（1）近年来对易形成水合物的3口气井开展了井下节流防止水合物生成工艺试验,取得了一定的效果,平均油压由试验前的6.64MPa下降到3.51MPa,打破了水合物的生成条件,对水合物起到了显著的防止作用。但是现场也暴露出节流器有效期较短及在含C02区块不适应的问题,因此该工艺在大庆进展缓慢,最近几年由于天然气的日益重要以及技术的进步,同时为进一步降低整个气田生产成本,提高地面安全性,扩大井下节流器在涩北气田的应用范围,再次对井下节流技术在涩北气田的可行性进行了分析。首先对涩北气田生产井的井口压力、井底压力、井口温度和井底温度进行了统计。图3.1涩北气田57口生产井井口压力统计(2)温度对57口生产井的井口温度进行了统计，见表3.1和图3.23.3。依据2007年和2008年气井测试结果，对100井次的井底温度进行统计，见表和图。表3-1井口温度统计表图2-257口生产井井口温度统计图2-357口生产井井底温度统计从表3-1和图3-2可见，57口生产井中有37口井的井口温度小于400C，占总井数的64.9%;表2-2和图2-3可见，井底流动温度小于120℃的井次为57井次，占总井数的57%,120^-1400C之间的井次为42井次占总井数42%。井底温度大于140℃的井有只有1井次，占总井数的1%.由此可见，井底温度主要在小于140℃的范围内。(3)地面管线对地面管线设计压力进行了分析，地面技术管线设计压力:2.5-8MPa的范围内。从井口到集气站的采气管线设计压力较高:4-34.5MPa，并均有电伴热设备。通过以上分析，并经过软件的模拟结合室内实验分析结果验证徐深气田满足井下节流工艺的试验条件，进而开展了6口井的现场试验，并取得了良好的效果，为该工艺在大庆地区的推广应用奠定了基础。3.2井下节流工艺的选井条件应用界限:（1）具备自喷携液能力;(2)地层压力相对较高(一般要求井口压力是输气压力的2倍以上);(3)产水量相对较少(一般要求日产水少于3-5m3);(4)出砂和出油较少的井;（5)下节流器之前最好井底无积液;(6)井下管柱不渗不漏;（7)产层压力、温度、产量、天然气组成、密度等数据已知。通井条件:(1)不能存在缩径;(2)管柱不能变形或存在水合物;(3)井壁干净;(4)采用有平衡通道的通井规。使用中注意的事项:避免频繁的开关井，注意生产制度。3.3理论分析1)工作制度(气嘴直径)的确定。气体通过气嘴时，若上游压力保持不变，气体流量将随着下游压力的降低而增大。但是下游压力降低到一定值时，流量将达到最大即临界流量。若下游压力再进一步降低，流量不再增加。为了满足气井产气量的要求，一般根据气井配产采用临界状态原理确定节流器的气嘴直径。在临界流状态下，气嘴下游压力的波动不会影响上游(因为气体通过气嘴时，随着压力的下降被加速到声速，压力干扰向上游的传播不会快于声速)，即气嘴以后井筒、管线和分离器等设备的压力波动不会影响气嘴前地层气体的流动，使通过气嘴的气体流量达到最大值。达到临界流速时气井产气量的计算公式为式中d为节流气嘴直径，mm;pz为气嘴出口压力，MPa;p,为气嘴人口压力，MPa;p1为天然气流量，10'm'/d;Z1为气嘴人口状态下的气体压缩系数;k1为天然气的绝热指数;T1为气嘴人口温度，K;y‘为天然气相对密度，涩北气田为0.55.根据公式(1),k=1.29，可以得到节流气嘴直径的公式为:2)井下节流器的最小下人深度。井下节流器下人深度超过某一值时，节流后节流器以上气流温度就能保证在水合物形成的初始温度上，这一深度即为井下节流器的最小下人深度，所以只要实际下入深度超过此最小下人深度，就可满足气井的正常生产，井下节流器最小下人深度的计算公式为:式中tfi为水合物形成温度，℃;t。为节流前温度，℃;‘:为节流前所在深度处的平均温度梯度，m/℃。4现场应用1)预置式油管采气。工艺方式为将气嘴座总成(配产器)直接与完井管柱连接，替喷放喷完成后，投放气嘴生产(通过试井车投放)。管柱组合为尾管+YZ-JLQ104B/25CQ预置式井下节流器+油管+XHK-112循环开关。该工艺具有施工简单、井下工具和完井管柱同时人井、气嘴投捞方便、操作简单、安全可靠等特点。目前共实施预置式油管采气井下节流工艺44井次，除2口井由于工具原因未能正常生产外，其余井次均生产正常，运行平稳，未出现水合物冻堵的情况，达到了预期目标。2)后置式油管采气。工艺方式是将井下节流器总成通过试井车直接下放至完井油管内，按照设计要求座封后生产，节流器是通过试井车完成投放作业。后置式油管井下节流器主要是由堵塞器、主体、卡瓦、胶筒、锁定装置、密封圈和活塞等构件组成。目前共实施后置式油管采气井下节流工艺7井次，未出现水合物冻堵的情况，全部运行正常。3）配套地面紧急截断装置的应用地面紧急截断阀对于节流工艺来说也是非常重要的一种设备，其主要作用是在节流器突然失效时能够自动关闭井口，起到安全保护井口设施的作用。该设备是井下节流工艺的一种重要保障，作为地面井控和井口安全的保护装置，要求其工作可靠性非常高，目前大庆油田的井下节流技术还处于试验阶段，地面管线仍然是高压管线，因此未使用紧急截断阀，今后大面积采用节流技术后必然采取低压传输的方式，截断阀的重要性将进一步体现。参考国内其它应用井下节流技术较多的油田公司，目前在用的主要有:陕西航天紧急截断阀和众博达电磁阀等。在生产中采购相应的类型即可。因此，本小节仅对其用途进行介绍，以使井下节流技术的整套工艺更加完整，具体结构和使用方法不在此介绍。截至2014年底，涩北气田共实施井下节流51井次，均达到预期效果，较好地解决了涩北气田气井冬季易发生冻堵的问题，保证了气井安全平稳生产。5应用效果分析1)生产效果。在实施的51井次中，除2井次由于工具原因未能正常生产外，其余49井次均运行平稳，其井口平均压力为5.5MPa，平均温度为19.40C。根据天然气水合物形成的平衡分析可知，在涩北气田集气站的压力体系下，实施井下节流工艺技术后的天然气不会生成水合物，达到了防止生成水合物堵塞集气管线的目的。以涩4-17井为例，该井在2009年3月生产中水合物冻堵达到巧次，不得不实施注醇反吹解堵措施，这样既浪费天然气资源又浪费人力。在同年8月安装井下节流器后，再未出现冻堵情况。由此可见，井下节流工艺的实施确实起到了防止水合物形成的作用，保证了气井平稳生产。2)工艺效果。目前涩北气田共实施井下节流工艺51井次，占到总生产井数(487口)的10.47。其中2009年改进后的大通径(内径56mm)井下节流工艺井共实施12口，大量简化了集气站的工艺流程，省去了集气站内加热炉加热的环节，实现了地层天然气一井筒气嘴节流一地层加热一进站集气管线一站内分离处理一计量外输的新型工艺流程，降低了投资成本，节约了天然气资源，也解决了井下节流工艺气井后期不能进行测井和连续油管冲砂作业的问题。6结论与建议1)采取井下节流，改变了水合物生成条件，减少和防止了水合物对集气管线的堵塞，同时也大大减少了解堵放空造成的天然气损失，确保了气井安全平稳生产，节约了能源。降低了集气管线的压力等级，减少了设备安全隐患，同时也降低了值班工人的劳动强度，有利于生产管理。简化了地面工艺流程，降低了工程投资，省去了站内加热炉，真正达到了节能降耗的目的。2)建议制定井下节流工艺措施井生产管理办法及气嘴投捞程序，加强生产过程的管理工作，避免人为因素造成成本增加和工艺的失效。根据井下节流工艺的实施条件、目的，在涩北气田的高压井中大力推广井下节流工艺措施。对气田低压气井进行2一3口井井下节流工艺措施试验，以确定井下节流工艺所适应的压力范围。参考文献[1]雷群.井下节流技术在长庆气田的应用[1].天然气工业，2013，23(1):81-83.[2]金忠臣，杨川东，张守良，等.采气工程[M].北京:石油