井下节流技术优化研究及在港中油田的应用

梅 杰，刘一睿

（中国石油大港油田公司第一采油厂，天津 300280）

随着天然气需求的持续增长，气藏已全面进入规模开发阶段，气井生产过程中遇到的问题也逐渐增多，其中高压气井井筒、井口及地面管道的水合物堵塞是影响气井安全稳定生产的重要因素之一。传统防治水合物冻堵的方法是加热或注抑制剂，但其地面工艺流程复杂且运行成本高，无法满足高压气井连续生产和效益开发的需要。为有效解决高压气井频繁冻堵问题，提高气井开发效率，急需探索形成一种高效的天然气水合物防治技术。

笔者基于前者研究形成的气井井下节流技术，优选节流工具，以气井生产数据为分析依据，通过优化设计关键技术参数，有效提高了井下节流技术的适应性，实现了高压气井的高效生产[1-3]。

1 技术原理及配套工具

1.1 技术原理

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装置对天然气进行加热，提高温度避免形成水合物堵塞。井下节流技术是将节流器置于井下油管的适当位置，使天然气的节流降压膨胀过程发生在井内，同时利用地层热能加热节流后的低温天然气，从而达到降低节流嘴后压力，降低水合物生成温度，实现水合物的有效防治[4-7]。

1.2 配套工具

目前井下节流器主要有两种：固定式（预制式）和活动式（后置式），二者主要区别在于坐放方式不同，固定式节流器有坐放短节（工作筒），节流器通过钢丝作业坐放在坐放短节内，而活动式井下节流器无需坐放短节，节流器直接卡定在油管上，坐放位置可调。固定式井下节流器承受压差高，坐封可靠，适用于新投产井；活动式井下节流器下入深度可调，但节流压差相对较小。

1.2.1 固定式井下节流器 固定式井下节流工具由坐落短节和节流器两部分组成，固定式井下节流器主要由油嘴套、密封胶圈、卡定机构以及打捞头组成（见图1、表1）。

图1 固定式节流器实物图

下完井管柱时，在设计位置安装坐落短节，投产时通过钢丝作业将节流器投入坐落短节内，向下震击剪断坐封销钉，节流器通过卡瓦固定在坐落短节内，坐封后上提剪断检验销钉，验证坐封效果。坐落短节密封面与节流器密封组件形成良好密封，实现井下节流。需要更换节流嘴时，通过钢丝作业下入配套打捞工具，抓住打捞颈上提即可取出节流器。

表1 固定式节流器主要技术参数

1.2.2 活动式井下节流器 活动式井下节流器主要由投放部分（释放头、打捞颈），卡定部分（卡瓦），密封部分（密封胶筒、油嘴）三部分组成（见图2、表2）。

图2 活动式节流器结构图

表2 活动式节流器主要技术参数

投放时，投放工具与节流器通过销钉连接，卡瓦松弛、胶筒处于自然收缩状态。将工具串（钢丝+绳帽+加重杆+震击器+丢手工具+节流器）下至设计位置，上提钢丝，上锥体锥面沿卡瓦内锥面上行撑开卡瓦，卡住管壁，再增大上提力，剪断坐封销钉，完成坐封并丢手。此时被压缩的弹簧弹出顶住活塞杆上行，带动下锥体锥面上行胀开胶筒。提出丢手工具后开井，在节流压差作用下活塞产生上推力，胶筒进一步张紧密封管壁，同时胶筒压差产生的上推力张紧卡瓦，确保密封、锚定。打捞时下打捞工具捞住打捞颈，向下震击，胶筒下行回弹，密封机构解封，卡瓦失去支撑下行解封，完成解封过程。

2 工艺优化设计流程及参数设计[1-8]

2.1 工艺优化设计流程（见图3）

2.2 工艺参数优化设计

2.2.1 下入深度 当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初始温度以上，这一深度即为井下节流器的最小下入深度。水合物形成温度一般由水合物预测曲线求得（见图4）。

图3 工艺优化设计流程图

气流通过节流嘴时，温度与压差的关系为：

为防止水合物生成，气嘴出口温度必须高于水合物生成温度：

气嘴最小下入深度：

式中：T1-气嘴入口温度，℃；T2-气嘴出口温度，℃；Lmin-不生成水合物的节流器最小下入深度，m；M0-地温增率，m/℃；Th-水合物形成温度，℃（由水合物预测曲线求得）；T0-地面平均温度，℃；β-压力比；K-天然气绝热系数（1.3）；Z-气嘴入口气体压缩系数。

2.2.2 气嘴直径 为满足气井配产要求，采用临界流动状态原理来确定节流器的气嘴直径[8]。在气体通过节流嘴的过程中，当上下游压力之比达到临界值（0.546）时，气流通过节流嘴的流速将趋近于声速，即达到临界流动状态，此时无论怎样降低下游压力，流速不再增加，通过节流嘴的气体流量达到最大值，这就是临界流动状态原理（见图5）。由临界流动状态下的最大产气量计算公式可推出节流气嘴直径公式为：

图4 经验图解法水合物生成预测曲线

图5 不同嘴径节流前后压力比与产气量关系图

表3 井下节流器下入前后生产数据对比表

式中：d-气嘴直径，mm；qmax-临界流动状态下最大流量，m3/d；P1-气嘴入口压力，MPa；γg-天然气相对密度；T1-气嘴入口温度，K；Z1-气嘴入口气体压缩系数；K-天然气绝热系数。

3 现场应用实例

3.1 应用效果

近两年为有效解决气井冻堵问题，第一采油厂先后在港中油田中8-75等4口冻堵气井进行井下节流先导试验。通过在气井应用井下节流技术，避免了水合物的形成，有效解决了气井井口设备频繁冻堵问题，4口气井应用井下节流技术后，未再出现井口冻堵现象，确保了气井连续稳定生产，同时，有效降低了井口和地面管道压力，提高了集气管道安全系数（见表3）。

3.2 实例说明

港中油田中8-75井2016年1月补孔开井，生产井段：2 582 m～2 851.2 m，工作制度4 mm油嘴，正常生产时日产气 1.6×104m3，无液，油压 18.5 MPa，套压18.5 MPa，因井口及地面管道频繁冻堵，采取高锅刺井口、地面掺水、加甲醇等措施均无法正常连续生产。为有效解决气井频繁冻堵问题，2017年4月进行井下节流先导试验，因井口冻堵无法进行测压和测温，参考历史测压和测温数据，为满足地温大于80℃，设计下入深度1 800 m；根据地质要求，配产1.5×104m3/d，由公式计算得出节流嘴直径2.1 mm。应用井下节流器后，中8-75井油压由18.5 MPa下降至2.2 MPa，初期产气量2.4×104m3/d，一直到气井停喷未再出现井口设备冻堵现象，现场应用效果很好。

4 结论及认识

（1）优化后井下节流技术实现了水合物的有效防治，解决了频繁冻堵问题，有效提高了气井生产时率；

（2）井下节流技术降低了气井及集气管道压力，提高了安全系数，减少了维护管理强度。