基于OLGA的井下节流工艺在高压气井中的应用

宫磊磊 袁朝晖

（1.大庆油田有限责任公司采油工程研究院；2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室）

1 概述

大庆油田徐深气田储量较大，该气田气井具有地层压力高、建井成本高、产量低、水合物冻堵、开井时率低、稳产能力差、产水的特点，建井成本回收难、甲醇注入量大、存在较大安全环保隐患的问题，需要应用气井井下节流工艺技术，达到井口降压、提升稳产能力、降低建井成本、不注入甲醇清洁生产的目的。

气井下节流工艺是将专用设备放置于生产油管管柱的某一适当的位置，实现井筒节流降压，使地面生产管道在较低的压力下运行，并利用气井地层自身热量补偿节流后井筒产生的温降，有效防止气井生产过程中井筒及地面管线水合物形成[1-3]。与传统地面节流工艺相比，该工艺具有以下几点优势：降低地面管线运行压力；降低地面设备投资成本；防止水合物形成；提高开井时率[4]。

OLGA软件一款多相流瞬态模拟软件，是多相流瞬态数模计算领域的标准工具，它能模拟近井储层、井筒、地面管网以及工艺设备中流体与时间相关的瞬态流动过程，精确预测生产系统中的诸多关键参数[5]，例如流量、压力、温度等。应用OLGA软件可准确模拟出徐深气田火山岩产水气藏气井节流前后的生产动态，提高井下节流参数设计的准确性，有效指导井下节流工艺现场施工。

2 井下节流参数设计

井下节流参数设计主要工艺参数有节流器下入深度和节流气嘴直径等[6]。

2.1 前期应用的井下节流模型

大庆油田前期试验应用的是国内其它气田普遍采用的单相气体井下节流参数分析模型，具体如下：

1）节流器最小下入深度。井下节流器的下入深度是控制水合物生成的关键参数，与节流临界压力共同影响着节流后的气流温度。节流后的气流温度高于节流后压力条件下水合物形成的初始温度，是抑制水合物生成的必要条件[7]。井下节流器下入深度超过某一值时，节流后节流器以上气流温度就能保证在水合物形成温度之上，这一深度即为井下节流器的最小下入深度[8]。

井下节流器最小下入深度公式：

式中：Lmin为节流器最小下入深度，m；M0为地温增率，m/℃；th为水合物形成温度，℃；t0为地面平均温度，℃；βk为临界压力比；k为天然气的绝热系数；Z为压缩系数。

2）节流器节流嘴直径。根据气井配产采用临界状态原理确定节流器的节流嘴直径，在定产、稳产条件下实现井下控压。在临界流状态下，节流嘴

下游压力的波动不会影响到上游，即节流嘴以后管线和分离器等设备的压力波动不会影响节流嘴前流体的流动，使通过节流嘴的气体流量达到最大值[9]。当节流嘴出口与入口端面上压力的比值为0.55时，即标准状态下通过节流嘴的日体积流量处于临界流状态，此时通过节流嘴的气体流量最大。此时气井通过节流嘴的日体积流量计算公式为：

由公式（2）可推算出井下节流器节流嘴直径的计算公式：

公式（2）、（3）中：qmax标准状态下通过节流嘴的体积流量，m3/d；d为节流嘴直径，mm；p1为节流嘴入口端面上的压力，MPa；P2为节流嘴出口端面上的压力，MPa；γ为天然气的相对密度；T1为节流嘴入口端面温度，℃；Z1为气嘴入口状态下的气体压缩系数；k为天然气的绝热指数。

单相气体井下节流参数模型仅适用于单相气体计算，没有考虑含水对节流嘴压降温降的影响，导致产水气井采用井下节流工艺后节流器气嘴直径设计出现较大偏差[10]。

2.2 OLGA软件的井下节流参数设计

依据徐深气田火山岩产水气藏特征、气井井身结构、产气量、产水量、温度、压力等参数，在OLGA软件中动态模拟气井生产系统，完整预测生产系统中温度、压力、产气量、产水量等生产动态，以及各种体系类型下的水合物生长和输送的整个过程，给出井筒及生产管线被水合物堵塞的可能性。

在OLGA软件中，可进行节流参数敏感性分析，得到不同节流嘴径、不同下入深度节流前后，整个气井井筒的温度压力剖面以及产气量、产水量、水合物生长的变化趋势，可有效解决单相气体井下节流参数模型不适用于产水气井的问题，能够提高徐深气田火山岩产水气藏井下节流参数设计的准确性，有效指导井下节流工艺现场施工。

应用OLGA软件进行井下节流参数设计的基本流程：先应用最小下入深度用公式（1）计算出节流器最小下入深度，再使用OLGA软件对此深度，不同节流嘴径进行计算，并依据临界流动理论及水合物与油管内管段温度差值（DTHYD）和油管内管段与水合物压力差值（DPHYD）最终确定节流嘴径的大小及节流器的下入深度。

3 现场应用情况

截止2020年底，徐深气田累计现场应用井下节流工艺17井次，以S井为例，应用公式（1）计算可知，井下节流器最小下入深度为1284m，在OLGA软件中，将节流器下入深度设置为1284m，节流嘴径1～5号算例依次分别设置为2、3、3.5、4、5mm，节流器不同嘴径压力温度曲线如图1所示。

图1 节流器不同嘴径压力温度曲线

当节流器嘴径设置为3.5mm时，节流嘴后与节流嘴前的压力比值为0.541（小于0.55），节流嘴后的温度为61℃，井口油压降低可至7MPa。依据临界流动理论，确定该节流嘴径为3.5mm。

水合物与油管内管段温度差值见图2，油管内管段与水合物压力差值见图3。水合物与油管内管段温度差值和油管内管段与水合物压力差值均小于0，这可说明，将节流气嘴直径为3.5mm的井下节流器下入至气井油管内深度为1284m时，可有效解决该井的高压冻堵问题。

图2 水合物与油管内管段温度差值

图3 油管内管段与水合物压力差值

S井生产曲线见图4，在前期的井下节流现场试验中，应用单相气体井下节流参数模型进行节流参数设计，得出节流器最小下入深度为1284m，节流嘴径为2mm，该气井下入节流器后，完成了井口降低油压的目的，能够满足低压地面管线的生产需求，但该井长期冻堵，严重影响该井的开井时率，无法实现长期稳定生产，为解决冻堵问题需加入大量甲醇（最高800kg/d）维持正常生产，日常注入甲醇及维护费用较高，且存在较大的安全环保隐患。

图4 S井生产曲线

应用OLGA软件进行节流参数设计实施井下节流工艺后，在满足井口节流降压的同时，有效解决了该井水合物冻堵问题，实现了该井不注甲醇连续稳定生产的目的。

应用OLGA软件进行徐深气田产水气藏井下节流参数设计，可解决单相气体井下节流参数模型不适用于产水气藏问题，能够降低徐深气田高压气井建井成本，消除由于气井冻堵需注入甲醇造成的安全环保隐患。

4 结论

1）应用OLGA软件结合最小下入深度及临界流动理论，进行井下节流参数设计，可模拟计算出全井筒的温度、压力剖面，能够准确得出节流嘴前后压力、温度数值，并且能够计算出节流后水合物与油管内管段温度差值和油管内管段与水合物压力差值，提高了徐深气田产水气藏井下节流参数设计的准确性。

2）截止2020年底，徐深气田累计现场应用井下节流工艺17井次，有效解决了高压气井由于井口油压高、水合物冻堵导致的建井成本高、开井时率低、稳产能力差、长期向气井中注入大量甲醇的问题，降低了建井成本、节省了甲醇及日常维护费用、消除了由于注入甲醇造成的安全环保隐患，为徐深气田“节能降耗”，提供了技术支撑。