神木气田井下节流工艺应用优化

刘小江，王华军，梅明华，胡　康，解亚鹏

（1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安　710065；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林　719000）

神木气田井下节流工艺应用优化

刘小江1，2，王华军2，梅明华2，胡康2，解亚鹏2

（1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林719000）

井下节流工艺能够防止水合物生成、降低井口压力、简化地面工艺流程等，但部分气井因井筒积液、出砂导致打捞困难，气嘴直径不适等无法正常生产。通过对神木气田井下节流器打捞失败原因进行分析，给出了优化节流器选型，研发应用平衡排水式节流器和节箍座落式节流器的技术对策，并针对气嘴直径偏大、偏小问题，给出了相应的优化方法，现场应用效果良好。

神木气田；井下节流；技术对策；优化

1　气井井下节流工艺应用

井下节流工艺技术主要是依靠井下节流气嘴实现井筒节流降压，充分利用地温加热，使节流后的气流温度基本恢复到节流前温度，从而降低井口设备及地面管线所承受的压力，提高安全性能、增大气流携液能力、减少井筒和地面管线的积液量、降低水合物生成温度从而防止气井堵塞，有效减少气井甲醇注入量、减轻水套加热炉的负荷、避免地层激动［1］，达到延长气井寿命，稳定气井生产能力的目的（见图1）。

图1　井下节流前后井筒温度、压力剖面

1.1井下节流器类型及工作原理

井下节流器主要由打捞头、卡瓦、本体、密封胶筒及节流嘴等组成，目前，神木气田使用的节流器按照其工作原理可以分为弹簧压缩式节流器和机械压缩式节流器。其中，弹簧压缩式节流器是安装在节流器下部，弹簧的弹力带动节流器的外壳压缩两个密封胶筒，实现初始密封，这种节流器的初始密封力较小，节流器投放后，需要马上开井生产，否则容易失效，打捞过程是快速下放盲锤下击井下节流器，使其离开原位置，井下节流器解封，下打捞筒抓住井下节流器上提至井口；机械压缩式节流器是靠安装在节流器下部的锁定机构压缩密封胶筒，实现密封。这种节流器的密封力的大小是通过试井车试井钢丝的拉力控制，能够根据不同井的情况来实现密封，打捞过程是下打捞筒抓住井下节流器，上提钢丝，剪断固定销钉，卡瓦解封，将节流器上提至井口。

2　节流器打捞失败原因分析及对策

2.1打捞失败原因分析

分析节流器打捞失败原因，主要集中在由于井筒积液导致节流器下滑至水力锚处无法解封上提和节流器上部积砂导致打捞筒无法抓住两个方面［2］。一方面是弹簧压缩式（下击解封）节流器，如果井下节流器上部存在积液，节流器解封后在上部积液重力的作用下会快速下落至井底水力锚处，如果卡瓦在此时撑开，节流器就无法下移解封；另一方面由于地层出砂严重，若气流速度小于临界携砂流速，节流器上部有砂粒导致打捞筒无法捕获打捞颈。

2.2技术对策

2.2.1优化节流器选型针对60余口弹簧压缩式（下击解封）节流器，按照投放时间分批次进行打捞重投，更换为机械压缩式节流器，降低了打捞风险（见图2）。

图2　排水节流器结构图

2.2.2投放新型平衡式排水节流器针对节流器上部积液需打捞气井，投放新型平衡式排水井下节流器，该节流器自带排液孔，能提高节流器打捞成功率，便于排液措施的开展。打捞前关井1 d～2 d。

性能更优：当进行打捞节流器施工作业时，发现排水型节流器上方积液时，先下入打开滑套工具，把滑套向下推，打开排水孔，然后起出打开滑套工具。这时节流器上方积液会通过排水孔和节流器芯杆中心通道排到节流器下面的井筒内。根据积液量的多少，等待一段时间（一般2 h～8 h），积液排净后，再进行正常节流器打捞作业。

针对节流器上部积液打捞气井，采取排液措施后，对21口气井重新投放新型平衡式排水节流器［3-7］，其中9口因二次积液、失效等原因进行打捞，打捞成功率100%。

2.2.3投放新型节箍座落式节流器针对井筒出砂打捞颈被砂埋而无法抓住气井，从打捞方式切入，研发应用新型节箍座落式节流器（见图3）。该节流器依靠卡爪卡于油管接箍槽间隙定位，打捞颈内置于气流通道上方，具有打捞工具与其对接上提卡爪收缩解卡、不下滑、胶筒可回缩、钢丝作业一趟完成的特点，打捞时，直接下放打捞工具与节流器打捞颈对接后上提，卡爪回缩解卡，继续上提当拉力不断增大时，向上震击工具串剪断节流器解封销钉胶筒回缩，直至工具串提出井口。2015年10月在双10-7C1井进行试验，投放、打捞均一次性成功，座封、密封完好，目前节流器运行正常。

图3　局部剖切示意图

3　气嘴直径优化

当气嘴出口压力P2与入口压力P1比值βk小于等于0.546（K为常数，取1.3），就属于临界流动（见图4）；在临界流动条件下，气嘴下游产生任何压力变化，不会影响气嘴上游压力和流速，气嘴的计算公式如下：

图4　节流器最大过气量随压力比的变化

井下节流器气嘴直径计算主要考虑以下3个因素：（1）配产：新投产气井根据静态资料及试气稳定流量确定；生产气井根据生产情况进行调整；（2）压力：根据试气情况，预测气井稳定生产压力；通过井筒测压得出的压力梯度，计算出节流器投放位置处的压力；（3）温度：通过测试；井筒温度梯度计算出节流器下放位置处温度。

由于气井投产初期，气井的稳定流动压力（即流压）及合理配产较难确定，井下节流器气嘴直径确定也存在一定问题。

3.1气嘴直径偏小

（1）配产不合理（偏小）、产液影响，导致节流器气嘴直径计算偏小，易造成气井井筒积液，影响气井产能发挥。优化方法：在气井生产中发现套压下降速率较小，或套压有上升的现象，应及时组织进行井下节流器的打捞和液面探测，更换较大直径气嘴或排液后再进行井下节流器投放。

（2）在配产合理情况下，给定气井流动压力偏大，导致气嘴直径计算偏小，套压居高不下，气井产能得不到有效发挥。优化方法：测定气井稳定流动压力（即流压），计算节流器气嘴直径。

3.2气嘴直径偏大

初期配产给定值偏大，后期气井地层能量不足，导致气井的产量、压力下降速率较大。处理方法：（1）观察气井套压下降速度，如果套压能在某一值趋于稳定，则无需更换井下节流器气嘴，气井产量按实际值分配；（2）如果套压下降速度较快，井下节流器进出口压差已趋近于临界流要求值，需立即进行井下节流器气嘴的更换。

针对气井气嘴偏小情况，对15口Ⅰ、Ⅱ类气井采取更换大直径的节流气嘴进行重投。日均增产气量12.4×104m3；气井初期配产给定值偏大造成套压下降较快情况，对9口气井采取更换小直径的节流气嘴进行重投，实现了气井平稳生产。

4　结论及认识

（1）井筒积液导致节流器下滑至水力锚处无法解封上提和节流器上部积砂导致打捞筒无法抓住是节流器打捞失败的主要原因。

（2）制定了按照投放时间分批次打捞重投为机械压缩式节流器，节流器上部易积液气井投放新型平衡式排水节流器，井筒易出砂气井投放新型节箍座落式节流器的技术对策，节流器打捞成功率得到明显提升。

（3）针对气嘴直径偏大或偏小问题，给出了不同的优化方法，现场应用效果良好。

［1］ 张会师，王平.井下节流工艺在大牛地气田的应用［J］.天然气工业，2007，27（9）：91-93.

［2］ 张雄兵，周绍波.井下节流器失效原因分析及对策［J］.内蒙古石油化工，2013，39（16）：10-14.

［3］ 古成义，等.HY-4型节流器在苏里格气田的应用［J］.石油钻采工艺，2010，32（4）：120-122.

［4］ 孟祥民.天然气气井井下节流技术应用研究［D］.东北石油大学，2012.

［5］ 杜竞，陈君，黄麒.井下节流在青海气区的研究与应用［J］.勘探开发，2010，8（4）：144-145.

［6］ 雷群.井下节流技术在长庆气田的应用［J］.天然气工业，2003，23（1）：81-83.

［7］ 李士伦.天然气工程［M］.北京∶石油工业出版社，2008.

油气地质

TE931.2

A

1673-5285（2016）05-0091-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.05.023

2016－04-10

刘小江，男（1972-），硕士研究生，工程师，现主要从事气田生产管理及开发工作，邮箱：411527189@qq.com。