井下节流工艺在川渝气田的应用

井下节流工艺在川渝气田的应用

四川省重庆区的高压气田通常采用高压装置进行地面多层次压缩和保温。高压气井地面节流以及水合物的形成给气井生产带来许多困难。例如,节流降压会引起温度降低,节流前的井口及部分地面管线仍然会承受高压;开关调压阀对气井生产产生有害的激动,气井带液能力相对较低,水合物的生成会对油管、计量孔板、地面管线造成阻塞和降低设备的热传导效果等危害,从而严重影响气井的生产,甚至会危及人身与设备的安全。为此,川渝气田开展了井下节流技术研究并在川渝气田推广应用,取得了良好的技术经济效益。本文主要介绍井下节流工艺的原理、节流工具的技术指标、适用范围、井下节流工艺技术在川渝气田开发中的应用情况。艺油气工艺技术高压天然气节流是一个降压降温过程。常规的地面节流工艺,在节流前需用地面加热保温装置对天然气加热,提高气流温度,以免形成水合物堵塞。而井下节流工艺技术是将井下节流器置于油管某一适当位置,来实现井筒节流降压,以充分利用地热加温,使节流后气流温度高于节流后压力条件下的水合物形成初始温度,这样在井筒内不会形成水合物堵塞,从而达到地面管线压力降低,控制气井产量,取消地面加热保温装置的一种采(油)气工艺技术。目前,川渝气田开发了两种类型的井下节流器:活动型和固定型。活动型井下节流器主要用于井筒已有生产管柱的气井,固定型井下节流器主要用于新井。同时开发了用于浅层气井的配套装置。1.活动过载设备的主要技术和范围目前加工定型的活动型井下节流器工具适用于API标准的Φ73油管。其主要技术指标如表1。2.油管内通径符合api要求目前加工定型的固定型井下节流器工具适用于Φ60.32和Φ73油管。油管内通径符合API标准049.45、Φ59.7。其主要技术指标如表2。3.通过开发地面辅助设备适用于平坦的气井3.1止阀、安装位置为解决井下节流器突然失效的安全问题研制了井口定压截止阀(见图1),安装位置见图2。定压截止阀主要作用是当井下节流器失效后,井口油压高于定压截止阀设定关闭压力时能自动关闭生产井,从而使集气支线管线不至于爆管。3.1.1定压截面泵的工作参数常开状态最大工作压力25MPa;工作状态下关闭压力4MPa。3.1.2压力挤出开口的工作状态工作状态:打开阀1,关闭阀1旁通;关闭阀2,打开阀2旁通。常开状态:打开阀2,关闭阀2旁通;关闭阀1,打开阀1旁通。3.2热压试验由于白马浅气层的地层压力较低,在7.977～19.795MPa之间,最高的白浅22井关井压力为14MPa。气井在试井录取资料时,可使用简易蒸汽加热装置进行简单的短时加热处理,能有效防止水合物生成。其安装位置见图2。现场应用1.井下节流井生产情况川西北气矿的白马浅层气藏具有低孔、低渗,气井产量低、压力下降快的特点,为解决气井井口压力下降快,降低气田开发成本,决定在白马浅气层二期工程10口井采用井下节流工艺生产。在实际生产中有4口(白浅45、48、49、63)井采用了井下节流技术生产,设计及生产情况见表3,具体生产情况(以白浅45井为例)见图3、图4。有3口(白浅27、35、白马1)井采用在JQ-25定压截止阀中安装油嘴地面节流生产,设计及生产情况见表4。从图3～图4中可看出,气井采用井下节流工艺生产,油压保持平稳,套压下降缓慢,气井产气量较为稳定。在采用井下节流技术生产的4口气井,截止2002年12月底,累计生产1139d,已累计生产天然气1162.2×104m3,累计带水707m3,井下节流工艺各井累计生产情况见表5。2.东6井:清地层水保井蜀南气矿的东6井、宝1井为降低开采成本,取消水套炉加热生产,采用井下节流工艺技术。设计、生产简况如表6、表7。这两口井在采用井下节流生产期间状况良好,截止2002年5月31日止,在不需地面水套炉加热生产的情况下,已累计生产483d,累计产气482.4544×104m3,累计带水717m3。东6井是蜀南气矿东山构造的一口气井。该井1983年12月31日开钻,1985年3月8日完钻。产气层位二迭系茅口组。原始地层压力24.37MPa,关井套压20.5MPa,关井油压19.5MPa。2001年2月26日开井投产,地面设备流程冰堵严重,蜀南气矿决定下井下节流器生产。东6井于2001年3月7日使用井下节流技术生产初期,产气量2.0×104m3/d左右,产水2.5m3/d左右,带水稳定生产。同年6月26日对井下节流器进行了检修,节流嘴孔径和下入深度未变,产气量1.1×104m3/d左右,产水2.8m3/d左右。气井产量曲线见图5,油、套压曲线见图6。该井使用井下节流技术生产后,产气量较为稳定,油压一直较为平稳,套压下降较快,产水量增长较快,截止2001年9月24日,累计生产202d,累计生产天然气289.4×104m3,累计产地层水649m3,套压由开井初期的20.5MPa降至3.5MPa,油压为0.75MPa,与输气压力相同,产水量由2.5m3/d上升到了3.05m3/d。2001年9月24日由于井口油压已降至输压,产气量突然由1.0×104m3/d降低到0,气井显微气,无水。目前该井已停产,原因是由于地层能量下降,不能带出地层水,造成井底严重积液。效果分析1.临界排液流速少量出水气井,由于井下节流后的气体压力降低、气体膨胀、流速增大,提高了气井的携液能力,达到排水采气的目的。如白浅49井,应用“临界排液流量”公式计算,该井的最小排液流速为0.85×1043/d,下入井下节流器的产气量为0.3×104m3/d,m井下液体全部带出地面。同井况的白浅35井设计产气量是0.3×104m3/d,井下严重积液,将产量提高至0.9×104m3/d后才有水产出。说明井下节流可以提高气井携液能力。2.经济效益分析白马蓬莱镇浅层气藏二期工程预计投产10口井,新建3个集输气站,全部按井下节流工艺生产设计,可节约水套炉投资30万元。二期工程支线采气管道预计为20km,支线采气管道压力等级由原15MPa的设计压力下降到4MPa的设计压力,每1km支线管道投资将由原来的12万元/km下降到8万元/km左右,整个二期工程支线管道可节约投资80万元左右。用井下节流工艺生产,单井每天可节约水套炉加热用气0.04×104m3,水套炉按1年使用300d计,一个集气站每年可节约水套炉加热用气12.0×104m3左右,1m3气单价按0.69元计,一个集气站每年可节约燃料费8.28万元左右,三个集气站可节约燃料费24.84万元左右。使用井下节流工艺技术生产,单井每年的作业和维护费用在4.2万元左右,10口井每年的作业和维护费用为42万元左右。白马蓬莱镇浅层气藏二期工程使用井下节流工艺生产,可节约投资92.84万元左右。白马蓬莱镇浅层气藏二期工程用井下节流工艺生产与原生产方案的投资对比见表8。在蜀南气矿东6井、宝1井推广应用井下节流技术生产,截止2002年5月31日,累计产气482.45×104m3,累计带水656.74m3,累计生产483.69d。单井按每天节约加热用气0.06×104m3计算,可节约加热用气29.02×104m3,1m3气单价按0.69元计算,可节约加热燃料费20.02万元,2口井节约地面加热炉投资14万元,累计节约投资34.02万元,取得了较好的经济效益。使用水套炉和井下节流生产的投资对比见表9。井下节流技术(1)通过在川西北气矿和蜀南气矿的6口气井中推广应用井下节流工艺技术生产,表明井下节流技术能取消单井地面水套加热炉,可节约加热用气,简化地面流程,减少井场占地,减少井岗管理人员及劳动强度,降低集气支线管线压力等级。达到了降低开采成本的目的。(2)采用井下节流技术生产能降低井口设备及地面集输管线所承受的压力等级,提高了安全性。(3