平橋南區(qū)塊頁巖氣井井下節(jié)流技術(shù)研究與現(xiàn)場應(yīng)用

袁 航，谷紅陶，李佳欣

（中國石化華東油氣分公司南川頁巖氣項(xiàng)目部，重慶408400）

平橋南區(qū)塊位于重慶市南川區(qū)境內(nèi)，構(gòu)造上位于川東高陡褶皺帶萬縣復(fù)向斜內(nèi)的平橋背斜中南部，含氣頁巖段資源量為395.50×108m3，資源豐度10.30×108m3/km2，氣藏類型為中深—深層、高壓、干氣頁巖氣藏，頁巖目的儲(chǔ)層埋深（垂深）2 600～3 800 m。自2016年起，華東油氣分公司在平橋南區(qū)塊進(jìn)行頁巖氣勘探開發(fā)工作，已試獲多口頁巖氣高產(chǎn)井，測試產(chǎn)量均超20×104m3/d，其中JY200-1HF井計(jì)算無阻流量89.5×104m3/d，顯示出平橋南區(qū)塊良好的頁巖氣開發(fā)潛力。

1 傳統(tǒng)地面流程現(xiàn)場存在問題

平橋南區(qū)高壓頁巖氣井投產(chǎn)初期采用傳統(tǒng)的“井口—加熱爐（含調(diào)壓撬）—分離器—深度脫水裝置”地面流程，高壓井口氣通過加熱爐兩級(jí)加熱節(jié)流降壓，經(jīng)分離器初步脫水、分子篩深度脫水后集中外銷。盡管該流程可以有效解決水合物堵塞問題，實(shí)現(xiàn)氣井平穩(wěn)正常生產(chǎn)，但在安全生產(chǎn)、綠色經(jīng)濟(jì)開發(fā)等環(huán)節(jié)也暴露出較大問題。

1）傳統(tǒng)生產(chǎn)流程一般采用地面節(jié)流，由于節(jié)流后壓力劇減，氣體溫度大幅降低，易產(chǎn)生冰堵現(xiàn)象。因此，通常需采取加熱爐加熱同時(shí)配合注醇等方式減少水合物的形成。由于加熱爐有明火存在，需嚴(yán)格保證井場易燃易爆范圍內(nèi)無可燃?xì)怏w存在。

2）加熱爐的購價(jià)約為40萬元/套，單臺(tái)平均燃?xì)夂牧繛?0 m3/h，按目前商品氣價(jià)計(jì)算，單臺(tái)年運(yùn)行燃料成本至少75萬元。此外，每年單臺(tái)加熱爐因燃燒而產(chǎn)生的碳排放量將高達(dá)920 t，有悖于頁巖氣田綠色開發(fā)的理念。

3）平橋南區(qū)頁巖氣井投產(chǎn)初期井口壓力高，平均為28.2 MPa，井口至加熱爐段需鋪設(shè)高壓輸氣管線。較高的井口及地面集輸壓力增加了現(xiàn)場井控風(fēng)險(xiǎn)及管理難度，不利于現(xiàn)場安全。

井下節(jié)流技術(shù)在常規(guī)油、氣井中已得到成功應(yīng)用[1]。但在非常規(guī)氣井，尤其是高壓頁巖氣井中尚未應(yīng)用推廣。氣井井下節(jié)流就是將節(jié)流器安裝于油管的適當(dāng)位置來實(shí)現(xiàn)井下節(jié)流，充分利用地?zé)釋?duì)節(jié)流后的天然氣加熱，使節(jié)流后的氣體溫度基本恢復(fù)至節(jié)流前溫度，從而改變天然氣水合物的生成條件，對(duì)于防止水合物生成起到了積極的作用[2]。2017年，平橋南區(qū)塊按照“井口不加熱、冬季不注醇、管線不保溫”的高壓氣井低壓集氣新思路，首次在高壓頁巖氣井中開展了井下節(jié)流技術(shù)試驗(yàn)并取得良好的應(yīng)用效果。隨即在全工區(qū)推廣應(yīng)用，逐步形成了一套行之有效的低壓集氣新模式，大大降低了投資成本、保證安全平穩(wěn)生產(chǎn)，使平橋南區(qū)塊低成本經(jīng)濟(jì)開發(fā)取得實(shí)質(zhì)性的進(jìn)展。

2 平橋南區(qū)井下節(jié)流技術(shù)適應(yīng)性分析

井下節(jié)流技術(shù)的應(yīng)用與儲(chǔ)層埋深和氣液產(chǎn)出規(guī)律相關(guān)。由于氣體節(jié)流后的溫度與井下節(jié)流器下入位置的井溫有關(guān)，當(dāng)儲(chǔ)層埋藏較淺時(shí)，上覆地層溫度較低，使得節(jié)流后氣體溫度低于對(duì)應(yīng)壓力條件下水合物形成的初始溫度，無法起到防止水合物形成的作用。當(dāng)返排液量較大時(shí)，井下節(jié)流不利于返排液及時(shí)產(chǎn)出，不但易產(chǎn)生井底積液，而且占據(jù)氣體產(chǎn)出通道，對(duì)氣井產(chǎn)量有較大的影響，同時(shí)影響氣嘴使用壽命。平橋南區(qū)高壓頁巖氣井儲(chǔ)層埋深主體位于2 600～3 800 m，根據(jù)平橋南區(qū)測試資料，平均地溫梯度為2.4℃/100 m，保證了節(jié)流后地層的高溫加熱作用。氣井返排液整體表現(xiàn)出初期大—前中期少（或無）—后期逐漸增加的穩(wěn)定變化趨勢，氣井存在較長的無水或少水期。因此，平橋南區(qū)高壓頁巖氣井具備應(yīng)用井下節(jié)流技術(shù)的先決條件。

2.1 下入深度及孔徑

當(dāng)井下節(jié)流器下入超過一定深度時(shí)，隨著地溫的增加，節(jié)流后氣流溫度就能保證在水合物形成溫度之上，水合物便不會(huì)形成。因此，這一深度即為井下節(jié)流器下入深度的上限值，即：

式中：Lmin為節(jié)流器下入深度的上限值，m；M0為地溫增率即地溫梯度的倒數(shù)（平橋南區(qū)根據(jù)測試資料取地溫梯度2.4℃/100 m），m/℃；th為水合物形成溫度（由水合物預(yù)測曲線），℃；t0為地面平均溫度，℃；βk為臨界壓力比（取經(jīng)驗(yàn)值0.546）；K為天然氣的絕熱系數(shù)（取經(jīng)驗(yàn)值1.3）；Z為節(jié)流器入口處氣體偏差系數(shù)及壓縮因子（取經(jīng)驗(yàn)值0.92）[3]。由式（1）計(jì)算可知，平橋南區(qū)井下節(jié)流器下入深度的上限值為1 560 m。當(dāng)投放位置較深時(shí)，由于地層溫度和壓力都逐漸升高，將影響井下節(jié)流器使用壽命，同時(shí)對(duì)后期節(jié)流器鋼絲繩打撈造成不便。因此，根據(jù)平橋南區(qū)頁巖氣井井身結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，同時(shí)結(jié)合現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)，按理論計(jì)算結(jié)果20%增量，最終確定井下節(jié)流器下入位置為1800m處。

為實(shí)現(xiàn)氣井經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，根據(jù)配產(chǎn)要求必須合理確定井下氣嘴直徑大小。氣量計(jì)算公式為[3]：

式中：qmax為臨界流狀態(tài)下的最大流量，m3/d；d為氣嘴直徑，mm；p1為節(jié)流前氣體壓力（井下壓力計(jì)），MPa；γg為天然氣相對(duì)密度（取經(jīng)驗(yàn)值0.6）；T1為氣嘴入口處溫度（實(shí)測），K；Z1為在氣嘴入口處的氣體偏差系數(shù)（取經(jīng)驗(yàn)值0.92）。

由公式（2）可以看出，氣體在臨界流動(dòng)條件下，當(dāng)壓力一定時(shí)，最大產(chǎn)氣量隨氣嘴直徑的增大而增大。而氣嘴直徑一定時(shí)，最大產(chǎn)氣量隨著壓力的減少而減少。氣嘴直徑過大將導(dǎo)致產(chǎn)量過高、壓力衰減過快，不利于氣井持續(xù)有效開采。因此，合理確定井下氣嘴直徑大小對(duì)于實(shí)現(xiàn)氣井經(jīng)濟(jì)、合理、科學(xué)開發(fā)至關(guān)重要。

由式（2）可得氣嘴直徑計(jì)算公式（3），根據(jù)氣井測試期間產(chǎn)量及生產(chǎn)壓力變化情況，當(dāng)確定合理配產(chǎn)數(shù)值（qmax）后帶入公式（3）中即可計(jì)算出下入井下氣嘴的直徑大小[3]。

2.2 理論攜液率

理論攜液率是指在特定產(chǎn)量下氣井通過自身能量達(dá)到的最高攜液率，是利用Hagedorn-Brown方法計(jì)算得到的在一定氣體流速條件下井段內(nèi)氣流能夠攜帶的最大液相體積與相應(yīng)井段井筒體積之比[4-5]。實(shí)際攜液率是指在特定氣量下井筒實(shí)際發(fā)生的攜液率，是生產(chǎn)氣井中一定井段內(nèi)不發(fā)生滑脫的情況下實(shí)際存在的液相體積與相應(yīng)井段井筒體積之比。對(duì)理論攜液率和實(shí)際攜液率進(jìn)行比較，如果整個(gè)井筒內(nèi)實(shí)際攜液率均小于理論攜液率，那么在該產(chǎn)量條件下氣井能夠正常攜液生產(chǎn)。因此，通過計(jì)算理論攜液率與實(shí)際攜液率差值來選擇實(shí)際攜液率遠(yuǎn)小于理論攜液率的井下入井下節(jié)流器可以保持氣井長期穩(wěn)定生產(chǎn)，大大延緩井底積液的發(fā)生。而當(dāng)實(shí)際攜液率與理論攜液率相近時(shí)，由于氣嘴節(jié)流作用，為防止井底積液的快速產(chǎn)生，不建議下入井下節(jié)流器。

理論攜液率是通過Hagedorn-Brown方法，利用液體速度數(shù)、氣體速度數(shù)、管子直徑數(shù)和液體黏度數(shù)共4個(gè)無因次參數(shù)，通過與井筒壓力的耦合迭代計(jì)算得到4個(gè)參數(shù)后，進(jìn)行圖版查詢可以得到理論攜液率（H1）[3]。在查出理論攜液率后，根據(jù)實(shí)際攜液率定義和氣液兩相流的壓力基本方程可以推導(dǎo)出實(shí)際攜液率計(jì)算公式（4）。

式中：H1a為實(shí)際攜液率；Vw為單位管長液相體積，m3；GLR為氣液比，m3/m3；p為計(jì)算井深壓力，MPa；T為計(jì)算井深溫度，K；Z為在p、T條件下氣體的壓縮系數(shù)；Zsc為標(biāo)準(zhǔn)條件下氣體的壓縮系數(shù)，無因次[3]。

以JY200-3HF井為例（表1），該井投產(chǎn)初期結(jié)合流壓測試結(jié)果，計(jì)算出該井實(shí)際攜液率最大值約為0.015%遠(yuǎn)小于理論計(jì)算攜液率。即整個(gè)井筒實(shí)際攜液率均小于理論計(jì)算值，證明該井可以保持正常攜液生產(chǎn)，在下入井下氣嘴時(shí)，不會(huì)造成井底積液，影響單井?dāng)y液效果[4-8]。

表1 JY200-3HF井理論攜液率與實(shí)際攜液率對(duì)比Table1 Comparison between theoretical and actual liquid holding rates of well JY200-3HF

2.3 下入時(shí)機(jī)

高壓頁巖氣井生產(chǎn)的基本特征表現(xiàn)為投產(chǎn)初期產(chǎn)氣量、產(chǎn)液量大，隨后產(chǎn)氣量、產(chǎn)液量快速遞減并趨于穩(wěn)定進(jìn)入緩慢遞減階段，初始?xì)饬拷捣s為初始產(chǎn)氣量的45%～55%（圖1）。無論是采用定壓生產(chǎn)還是定產(chǎn)生產(chǎn)模式，總伴隨著氣量或壓力的逐步遞減過程[9-11]。平橋南區(qū)頁巖氣井生產(chǎn)過程大致可分為4個(gè)階段[12-15]。

圖1 JY195-1井投產(chǎn)初期產(chǎn)氣、產(chǎn)液曲線Fig.1 Gas production and liquid production curves of well JY195-1 at the initial stage of production

1）放噴測試階段：該階段以高產(chǎn)液、高產(chǎn)氣為主要特征，如在該階段下入油管（含井下氣嘴），由于井下氣嘴的節(jié)流作用一方面將導(dǎo)致單井測試產(chǎn)量偏低、無法獲取真實(shí)產(chǎn)能，另一方面將阻礙初期大量返排液的快速排出，導(dǎo)致井底積液快速形成。

2）初期生產(chǎn)階段：該階段轉(zhuǎn)油管生產(chǎn)，以產(chǎn)氣量（或壓力）迅速下降為主要特征，在實(shí)際攜液率小于理論攜液率的井中下入井下節(jié)流器，由于氣嘴節(jié)流作用一方面有利于保持生產(chǎn)壓力持續(xù)平穩(wěn)，防止壓力的快速遞減。另一方面可以有效降低井口壓力，維持地面低壓力運(yùn)行系統(tǒng)，大大降低地面流程高壓運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。

3）穩(wěn)定生產(chǎn)階段：該階段以產(chǎn)氣量和壓力相對(duì)平穩(wěn)或呈緩慢下降為主要特征，井口壓力一般降至10～14 MPa，通過井口節(jié)流裝置完全可以實(shí)現(xiàn)氣體的節(jié)流調(diào)壓且不發(fā)生“冰堵”現(xiàn)象，該階段以油管生產(chǎn)最為合適，不建議再下入井下節(jié)流器。

4）后期衰竭階段，該階段產(chǎn)氣量較低，且井口壓力近于或低于外輸壓力，需要通過排水采氣和增壓采氣等措施維持氣井正常生產(chǎn)。

綜上所述，井下節(jié)流器的下入最佳時(shí)機(jī)應(yīng)為氣井生產(chǎn)的放噴測試結(jié)束后轉(zhuǎn)油管進(jìn)流程生產(chǎn)階段。而在穩(wěn)定生產(chǎn)且井口壓力低于14 MPa后，可考慮擇機(jī)取出井下氣嘴，加大氣井排液效果。

3 平橋南區(qū)井下節(jié)流技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用

平橋南區(qū)塊自2017年起開始進(jìn)行井下節(jié)流工藝應(yīng)用試驗(yàn)，截至2019年3月，已在20口井應(yīng)用了該項(xiàng)技術(shù)，取得了較好的效果。

3.1 減緩壓力衰竭，實(shí)現(xiàn)高效產(chǎn)氣

平橋南區(qū)頁巖氣生產(chǎn)井自采用井下節(jié)流技術(shù)后，套壓、油壓下降趨勢平穩(wěn)、速率逐步減緩，套壓平均由29 MPa下降至21 MPa后趨于平穩(wěn)，三日降幅不超過0.1 MPa。油壓維持在4.1～4.3 MPa穩(wěn)定生產(chǎn)，產(chǎn)氣量持續(xù)穩(wěn)定。以JY194-1HF井為例（圖2），自該井下入井下氣嘴后，100 d后套壓由28.2 MPa下降至21.4 MPa，前期下降速率為0.1 MPa/d，后期下降速度明顯減緩為0.035 MPa/d。歸一化對(duì)比下入和未下入井下節(jié)流器的頁巖氣井套壓下降速率可以看出（圖3），JY197平臺(tái)生產(chǎn)井下入井下節(jié)流器后，套壓下降幅度明顯低于未下入井下節(jié)流器的JY199-4HF井。由此可見，當(dāng)下入井下氣嘴后，生產(chǎn)井套壓下降速度明顯減緩，產(chǎn)氣量持續(xù)穩(wěn)定，符合氣井開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)規(guī)律。

圖2 JY194-1HF井井口壓力變化Fig.2 Change of wellhead pressure of well JY194-1HF

圖3 下入及未下入井下節(jié)流器氣井套壓變化情況對(duì)比Fig.3 Comparison of casing pressure change between gas wells with and without downhole throttling

3.2 降低管線壓力，簡化地面流程，節(jié)省建設(shè)投資

平橋南區(qū)塊通過井下節(jié)流裝置的應(yīng)用大幅度降低了井口和地面管線的運(yùn)行壓力（表2），節(jié)流前后的平均油壓由24.76 MPa降為4.292 MPa。在這個(gè)壓力下，可以直接采用低壓管線集氣流程，大大提升地面生產(chǎn)安全，同時(shí)避免了采用高壓流程生產(chǎn)造成不必要的管線浪費(fèi)。采用井下節(jié)流器后，采氣井口采用針型閥進(jìn)行壓力微調(diào)控制，確保氣井平穩(wěn)生產(chǎn)?，F(xiàn)場試驗(yàn)表明，該技術(shù)在平橋南區(qū)塊的成功應(yīng)用，大大簡化了地面流程，取消了加熱爐、調(diào)壓撬等裝置，同時(shí)井口至原加熱爐間由高壓管線改配為低壓管線，自平橋南區(qū)塊推廣應(yīng)用井下節(jié)流裝置以來，單井地面建設(shè)投資較原設(shè)計(jì)平均節(jié)省28萬元，降低了建設(shè)投資與生產(chǎn)成本。

表2 平橋南區(qū)塊井下節(jié)流前后壓力變化Table2 Pressure changes before and after downhole throttling of South block in Pingqiao

3.3 防止“冰堵”產(chǎn)生，提高生產(chǎn)效率

通過天然氣水合物P-T圖回歸經(jīng)驗(yàn)公式，對(duì)平橋南區(qū)塊頁巖氣井井下節(jié)流試驗(yàn)前后水合物形成溫度進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，計(jì)算結(jié)果見表3。

表3 平橋南區(qū)塊井下節(jié)流前后水合物形成溫度對(duì)比（冬季溫度按0℃計(jì)算）Table3 Comparison of temperature of hydrate formation before and after downhole throttling of South block in Pingqiao（The temperature in winter is calculated by 0℃）

由表3可知，當(dāng)下入井下氣嘴前井口平均油壓為26.8 MPa時(shí)，水合物形成溫度大于20℃。井口溫度計(jì)實(shí)測數(shù)據(jù)表明，正常生產(chǎn)時(shí)，平橋南區(qū)氣井井口氣流溫度為22～24℃，存在很大的水合物形成堵塞管線風(fēng)險(xiǎn)。若發(fā)生“冰堵”，必須立即關(guān)井采取措施，將嚴(yán)重影響氣井生產(chǎn)效率。當(dāng)下入井下氣嘴后，井口油壓平均為4.26 MPa，對(duì)應(yīng)水合物形成溫度為8.54℃，大大降低了水合物的形成條件，有效防止了水合物的形成，提高了單井生產(chǎn)效率。

3.4 井下節(jié)流技術(shù)應(yīng)用優(yōu)化

在井下節(jié)流技術(shù)的應(yīng)用過程中，也暴露出該項(xiàng)技術(shù)存在配產(chǎn)調(diào)整作業(yè)成本高和井下壓力監(jiān)測困難等方面的問題。為此，通過技術(shù)攻關(guān)，一是自主研制出了井口氣嘴套，采用“井下+井口”雙氣嘴調(diào)壓控產(chǎn)模式，在井下下入大尺寸節(jié)流氣嘴，井口裝入小尺寸氣嘴，根據(jù)配產(chǎn)需要可適時(shí)對(duì)井口氣嘴進(jìn)行更換，大大減少更換井下氣嘴所需的作業(yè)費(fèi)用；二是引入高壓液面測試儀進(jìn)行環(huán)空液面測試，定期監(jiān)測，判斷井下壓力變化情況。兩者均取得了良好的應(yīng)用效果。

4 結(jié)論

1）對(duì)于高壓頁巖氣井，井下節(jié)流技術(shù)大幅度降低了井口及地面管線運(yùn)行壓力，采用低壓管線集氣流程，取消加熱爐和調(diào)壓撬等地面配套裝置，簡化和優(yōu)化了地面流程，提升現(xiàn)場現(xiàn)場安全。同時(shí)大幅度降低了平臺(tái)建設(shè)投資，為平臺(tái)無人值守管理模式提供了必要條件。

2）井下節(jié)流技術(shù)在生產(chǎn)前期可以提高氣流攜液能力，實(shí)現(xiàn)地面壓力系統(tǒng)自動(dòng)調(diào)配，延緩氣藏壓力衰減速度，有利于保護(hù)氣層，實(shí)現(xiàn)氣井平穩(wěn)、正常生產(chǎn)。同時(shí)有效解決了水合物的堵塞問題，從而實(shí)現(xiàn)了管線不注醇、不保溫，具有顯著的經(jīng)濟(jì)效益。

3）理論攜液率和實(shí)際攜液率是判斷井下節(jié)流器取出時(shí)機(jī)的主要判斷依據(jù)之一。井下節(jié)流器的下入最佳時(shí)機(jī)為放噴測試結(jié)束后轉(zhuǎn)油管進(jìn)流程生產(chǎn)階段。而在穩(wěn)定生產(chǎn)后期，井口壓力降低后可考慮擇機(jī)取出井下氣嘴，加大氣井排液效果，放大生產(chǎn)壓差，提高生產(chǎn)時(shí)效。

4）“井下+井口”雙氣嘴調(diào)壓控產(chǎn)模式，可以根據(jù)配產(chǎn)需要適時(shí)對(duì)井口氣嘴進(jìn)行更換，減少更換井下氣嘴所需的作業(yè)費(fèi)用；配合高壓液面測試儀進(jìn)行環(huán)空液面測試，可以有效判斷井下壓力變化情況，為生產(chǎn)制度調(diào)整提供必要依據(jù)。