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，實現(xiàn)氣井平穩(wěn)正常生產(chǎn)，但在安全生產(chǎn)、綠色經(jīng)濟開發(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，需嚴格保證井場易燃易爆范圍內(nèi)無可燃氣體存在。

2）加熱爐的購價約為40萬元/套，單臺平均燃氣耗量為50 m3/h，按目前商品氣價計算，單臺年運行燃料成本至少75萬元。此外，每年單臺加熱爐因燃燒而產(chǎn)生的碳排放量將高達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)場井控風險及管理難度，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位置來實現(xiàn)井下節(jié)流，充分利用地熱對節(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)濟開發(fā)取得實質(zhì)性的進展。

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)，當儲層埋藏較淺時，上覆地層溫度較低，使得節(jié)流后氣體溫度低于對應(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。當返排液量較大時，井下節(jié)流不利于返排液及時產(chǎn)出，不但易產(chǎn)生井底積液，而且占據(jù)氣體產(chǎn)出通道，對氣井產(chǎn)量有較大的影響，同時影響氣嘴使用壽命。平橋南區(qū)高壓頁巖氣井儲層埋深主體位于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

當井下節(jié)流器下入超過一定深度時，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)驗值0.546）；K為天然氣的絕熱系數(shù)（取經(jīng)驗值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)驗值0.92）[3]。由式（1）計算可知，平橋南區(qū)井下節(jié)流器下入深度的上限值為1 560 m。當投放位置較深時，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，同時對后期節(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，同時結(jié)合現(xiàn)場經(jīng)驗，按理論計算結(jié)果20%增量，最終確定井下節(jié)流器下入位置為1800m處。

為實現(xiàn)氣井經(jīng)濟有效開發(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），MPa；γg為天然氣相對密度（取經(jīng)驗值0.6）；T1為氣嘴入口處溫度（實測），K；Z1為在氣嘴入口處的氣體偏差系數(shù)（取經(jīng)驗值0.92）。

由公式（2）可以看出，氣體在臨界流動條件下，當壓力一定時，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，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于實現(xiàn)氣井經(jīng)濟、合理、科學(xué)開發(fā)至關(guān)重要。

由式（2）可得氣嘴直徑計算公式（3），根據(jù)氣井測試期間產(chǎn)量及生產(chǎn)壓力變化情況，當確定合理配產(chǎn)數(shù)值（qmax）后帶入公式（3）中即可計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到的最高攜液率，是利用Hagedorn-Brown方法計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]。實際攜液率是指在特定氣量下井筒實際發(fā)生的攜液率，是生產(chǎn)氣井中一定井段內(nèi)不發(fā)生滑脫的情況下實際存在的液相體積與相應(yīng)井段井筒體積之比。對理論攜液率和實際攜液率進行比較，如果整個井筒內(nèi)實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，通過計算理論攜液率與實際攜液率差值來選擇實際攜液率遠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。而當實際攜液率與理論攜液率相近時，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個無因次參數(shù)，通過與井筒壓力的耦合迭代計算得到4個參數(shù)后，進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)出實際攜液率計算公式（4）。

式中：H1a為實際攜液率；Vw為單位管長液相體積，m3；GLR為氣液比，m3/m3；p為計算井深壓力，MPa；T為計算井深溫度，K；Z為在p、T條件下氣體的壓縮系數(shù)；Zsc為標準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，計算出該井實際攜液率最大值約為0.015%遠小于理論計算攜液率。即整個井筒實際攜液率均小于理論計算值，證明該井可以保持正常攜液生產(chǎn)，在下入井下氣嘴時，不會造成井底積液，影響單井攜液效果[4-8]。

表1 JY200-3HF井理論攜液率與實際攜液率對比Table1 Comparison between theoretical and actual liquid holding rates of well JY200-3HF

2.3 下入時機

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)定進入緩慢遞減階段，初始氣量降幅約為初始產(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，維持地面低壓力運行系統(tǒng)，大大降低地面流程高壓運行風險。

3）穩(wěn)定生產(chǎn)階段：該階段以產(chǎn)氣量和壓力相對平穩(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)流器的下入最佳時機應(yīng)為氣井生產(chǎn)的放噴測試結(jié)束后轉(zhuǎn)油管進流程生產(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年起開始進行井下節(jié)流工藝應(yīng)用試驗，截至2019年3月，已在20口井應(yīng)用了該項技術(shù)，取得了較好的效果。

3.1 減緩壓力衰竭，實現(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，同時避免了采用高壓流程生產(chǎn)造成不必要的管線浪費。采用井下節(jié)流器后，采氣井口采用針型閥進行壓力微調(diào)控制，確保氣井平穩(wěn)生產(chǎn)?，F(xiàn)場試驗表明，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)驗公式，對平橋南區(qū)塊頁巖氣井井下節(jié)流試驗前后水合物形成溫度進行統(tǒng)計，計算結(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比（冬季溫度按0℃計算）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，當下入井下氣嘴前井口平均油壓為26.8 MPa時，水合物形成溫度大于20℃。井口溫度計實測數(shù)據(jù)表明，正常生產(chǎn)時，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險。若發(fā)生“冰堵”，必須立即關(guān)井采取措施，將嚴重影響氣井生產(chǎn)效率。當下入井下氣嘴后，井口油壓平均為4.26 MPa，對應(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)需要可適時對井口氣嘴進行更換，大大減少更換井下氣嘴所需的作業(yè)費用；二是引入高壓液面測試儀進行環(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。同時大幅度降低了平臺建設(shè)投資，為平臺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，實現(xiàn)地面壓力系統(tǒng)自動調(diào)配，延緩氣藏壓力衰減速度，有利于保護氣層，實現(xiàn)氣井平穩(wěn)、正常生產(chǎn)。同時有效解決了水合物的堵塞問題，從而實現(xiàn)了管線不注醇、不保溫，具有顯著的經(jīng)濟效益。

3）理論攜液率和實際攜液率是判斷井下節(jié)流器取出時機的主要判斷依據(jù)之一。井下節(jié)流器的下入最佳時機為放噴測試結(jié)束后轉(zhuǎn)油管進流程生產(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)需要適時對井口氣嘴進行更換，減少更換井下氣嘴所需的作業(yè)費用；配合高壓液面測試儀進行環(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)。