井下节流器在含硫气井中的应用

黄 霖 邓 悟 郑清平 万 峰 谢 波 李 茜

1.中国石油西南油气田分公司蜀南气矿 2. 中国石油西南油气田分公司工程技术研究院

0 引言

高石梯气田上震旦统灯影组气藏区域构造位置位于四川盆地中部川中古隆起平缓构造区威远至龙女寺构造群。储层主要为一套稳定的碳酸盐岩沉积，主要产气层段为灯二段、灯四段，气藏类型为岩性—地层复合圈闭气藏[1-3]。截至2019年12月底，高石梯区块灯四段气藏共完钻井48口，产层中部压力在56.6 MPa左右，平均地层温度153.61 ℃，生产天然气中H2S含量1.05%左右，CO2含量4.83%～8.16%。该气藏属于高温、常压、中含硫气藏[4]。

目前，井下节流技术在常规气藏气井中已经广泛应用并已取得了显著效果[5-7]。由于中、高含硫气井中，硫化氢等酸性流体对工具材质具有较强的腐蚀性[8]以及井下垢物对井下节流器的工况影响，常规井下节流器的材质和结构已不能直接应用于中、高含硫气井。随着各地中、高含硫气田陆续投入开发，为了能让井下节流技术在中、高含硫气藏的大范围推广应用，中国石油西南油气田分公司所属蜀南气矿与工程技术研究院联合在蜀南地区高石梯气田灯影组气藏开展了11口井井下节流工艺应用试验及效果评价工作，在抗硫井下节流器材质优选和结构优化设计、复杂井况下节流器应用问题处理及维护方面取得了进展。

1 井下节流器技术简介

井下节流工艺技术是将节流嘴置于井下油管某一适当位置，实现井下流体节流降压的一种采油气工艺技术[9-10]。它能充分利用地热加温，使节流后天然气气流温度高于节流后压力条件下的水合物形成温度，这样既能防止井筒和地面管线水合物堵塞，又降低了地面管线的运行压力[11-13]，进而达到取消地面节流降压、加热保温装置的目的。

1.1 井下节流原理

井下节流原理为喷嘴临界流动原理。即气或气水混合物穿越节流嘴的流动属于喷嘴流动[14-18]，节流的目的是将压力能转变为动能，以获得流速的增加。上流压力越高，孔喉越小，在下流得到的速度增量则越大。当上、下流压力之比达到某值时，流体穿越油嘴的流速将趋近于声速，此时无论怎样降低下流压力，流速不再增加，并保持声波或压力波传播速度，这就是所谓喷嘴的临界流动状态[19-21]，其临界流节流压力比[22-23]∶

1.2 抗硫井下节流器结构原理及技术参数

1.2.1 结构

根据高石梯气田灯影组气藏高温、高压、中含硫等特点，并结合气井配产要求与生产管柱实际，前期设计了GKJL65-70型固定式抗硫井下节流器，整体结构如图1所示。

1.2.2 主要技术参数

GKJL65-70型固定式抗硫井下节流器的适用条件为油、气、水混合液，且H2S含量≤150 g /m3,CL成分较低，少量出砂。主要技术参数见表1。

1.2.3 工作原理

该型节流器需与特定工作筒配合使用，气井完井时工作筒与油管连接后下入井中，后期通过钢丝作业将节流器坐放于预置工作筒内。当气井需要调节产量时，则使用配套的打捞工具将节流器捞出，更换适当孔径的节流嘴后再重新下入节流器。

坐放与打捞：坐放时下压打捞头，带动芯轴下行撑开卡瓦，节流器固定在工作筒环槽内；打捞时上提打捞头，带动芯轴上行收回卡瓦，继续上提打捞头即可将节流器起出工作筒。

密封：在井内高温高压环境下，节流器外部的密封组件膨胀，与工作筒密封面形成有效密封，流体仅能从节流嘴通过，从而实现井下节流。

节流器坐放与密封效果见图2。

1.3 抗硫井下节流器材质选取与结构优化

1.3.1 节流器材质选取

图1 GKJL65-70型固定式抗硫井下节流器结构示意图

表1 固定式抗硫井下节流器主要技术参数表

图2 GKJL65-70型井下节流器坐放与密封示意图

工具材质选取参考标准ISO15156/ NACE MR 0175石油和天然气生产中含H2S环境使用的材料标准，综合考虑强度条件（抗拉强度、抗内压强度、硬度）和腐蚀条件（T=150℃，p总=70 MPa，pH2S=7.5 MPa，pCO2=5 MPa，Cl-=170 000 mg/L，），按表2中的检测评价方案进行材质优选[24-25]。

节流器及工作筒金属材料选用材质3YC7、3YC61、3YC51（718材质）试验。最终确定抗硫节流器本体和工作筒选用3YC51合金、弹簧材料选用3YC7合金，节流嘴材料选用YG8硬质合金。

密封件材料选用材质KE-2、KE-3、KG-3、KLZ-1，KLZ-2进行试验[26-28]。通过实验评价，KE-2、KE-3、KG-3橡胶材料均出现鼓泡，所以弃用。KLZ-1，KLZ-2橡胶材料试片表面光滑，且机械性能检测KLZ-1强度最好，因此节流器密封件选用KLZ-1材质。

1.3.2 节流器结构优化

高石梯灯影组气藏多数气井在投产时便要求下入井下节流器，井下条件复杂，井内脏物多，极易出现节流器打捞头被掩埋的异常情况，影响后续节流器的打捞维护作业。针对这一问题，在保证打捞头强度的情况下，泄砂孔由2个增至4个，同时增大泄砂孔（图3）。泄砂孔总过流面积为原来的2.5倍，进一步减小了打捞头被掩埋的可能。

图3 打捞头泄砂孔优化前后对比图

初始设计中，密封件采用氟橡胶V形盘根与聚四氟乙烯V形盘根交替组合的方式。室内试验表明，该密封方式在高温高压条件下密封可靠。但在高石梯灯影组气藏的实际应用中，由于气井普遍产量大，井内脏物较多，密封件长期在含杂质的高压气体冲蚀下，出现了个别氟橡胶盘根断脱的现象，密封失败从而导致井下节流失效。针对这一问题，将密封件优化为单一的聚四氟乙烯填料V形盘根组合（图4），有效增强了密封件的耐冲蚀性与耐磨性，应用气井再未发生节流器密封失效现象。

图4 密封件优化前后对比图

2 抗硫节流器现场应用试验

在高石梯气田灯影组气藏井下节流器应用、维护试验过程中，常遇到节流器打捞头被掩埋、节流器密封件失效、工具串卡阻等问题，通过改进打捞头泄砂孔数目和过流面积、节流器密封件材质、优化工具串组合、优选解堵剂等处理，可以克服这些困难。其中高石001-X24井遇到的复杂问题涵盖了上述3个内容。因此对高石001-X24井抗硫井下节流器现场应用进行简要介绍。

2.1 井的基本情况

高石001-X24井构造位置位于高石梯潜伏构造震旦系顶界高石1井区南高点东北翼，为一口开发大斜度井。该井于2017年7月5日开钻，2018年2月1日完钻，实际完钻层位为灯四下亚段，完钻井深6 045 m，垂深5 120.81 m，于造斜点井深4 364 m处套管完井，Ø88.9+Ø73 mm油管下入井深5 068.63 m，节流器工作筒下放位置2 199.7 m。

该井经过射孔、酸化储层改造措施后，在计算地层压力56 MPa、稳定油压30 MPa条件下，测试获气35.64 104m3/d，H2S含量为5.254 g/m3，常规一点法计算无阻流量为58.27 104m3/d。

于2018年7月26日首次下入嘴径5.1 mm的GKJL65-70型节流器，节流后产气量12.17 104m3/d。2019年2月根据气矿要求，该井调产至15 104m3/d，需起出先前下入节流嘴孔径5.1 mm节流器，地面换装5.8 mm节流嘴后，重新下入节流器。

高石梯气田上震旦统灯影组气藏已投产气井普遍具有井下垢物类型多、量大、形态复杂的特点。经过前期井下垢物取样分析，垢样成分主要为有机酸、饱和烷烃、树脂、沥青质、硫化物、密封脂及其他无机物组成。这些垢物是在哪个作业阶段或哪种工作液形成的，相关单位化验分析后，没有得出结论。

2.2 井下节流器维护作业简况

节流器打捞头被掩埋：2019年2月27日，打捞工具下至2 196 m遇到节流器打捞头，反复下探8次均未能捞住节流器打捞头，上起工具串检查，发现工具串上黏附大量的井下垢物，且震击器不能收回，失去震击功能，JDC打捞工具的内腔因填塞了井下脏物打捞爪无法活动。原因分析为井筒垢物太多，掩埋了节流器打捞头（图5）。

图5 井筒垢物照片

节流器密封圈脱落：3月20日顺利捞出了节流器。更换节流嘴后，重新座放工具。经开井验证，开井后油压节流不明显，需要重新维护作业。3月21日，打捞工具串分别在井口下6 m、16 m、23 m处，遇软阻现象，在封井器加注了少量乙二醇，软阻现象缓解。捞起井下节流器检查，发现节流器外密封下面的一道密封圈脱落（图6），节流器卡瓦下部表面有明显刮擦印痕。分析认为上次钢丝坐放作业过程中，工具串遇卡阻，反复上提下放导致密封件磨损掉落。

入井工具串卡阻：3月22日计划重新下入井下节流器。第一次使用外径67 mm通径规通井，通井至14 m遇软阻；第二次换为外径较小的59.5 mm通井规通井，同时在封井器内加注少量清洗液，通井工具串下放至16 m仍然遇软阻，由于工具串无法下入，停止作业。通过现场分析，判断堵塞未解除，再次注入清水及解堵剂，进行浸泡解堵。3月29日通井顺利；座放工具串下放顺利；最后座放节流器成功。3月30日经作业区开井验证，产量（15.09～15.39） 104m3/d，气井稳定生产，维护作业成功完成。统计至2019年8月，该井生产产量稳定在（14～16） 104m3/d。生产实践证明抗硫井下节流器性能达到设计要求。

图6 捞出后节流器密封圈脱落对比照片

3 含硫气井井下节流推广应用建议

3.1 复杂井况下节流器井下问题诊断流程

通过在现场多口井作业及试验，在逐一解决上述问题的过程中，积累了经验。对成功经验总结分析，初步形成了高石梯气田灯影组气藏井下节流器在复杂井况下井下问题诊断流程和相应的解决方法：①堵卡因素分析判断，根据仪器遇阻的位置、压力、温度、观察现象、操作感知等综合要素分析，初步判断出堵卡原因，包括井口、井内水合物、井内垢物、入井工具串自身因素等形成的堵卡；②通过对应方法解决或排除井口、井内水合物、入井工具串等相对简单的影响因素后，通过针对传统的单腔室、向下单向取样的垢物取样器进行改进后，新研制一种双腔室、上下双向剐蹭快速取垢取样器，进行垢物取样，提高了取垢效率；③垢物取样后，委托专业单位进行堵塞物或垢物成分分析；④根据垢物成分分析结果，再根据解堵剂的溶解性、成分、闪点、腐蚀性、使用环境要求等性能综合指标分析，优选解堵剂；⑤进行解堵作业，目前高石梯气田灯影组气藏已下入节流器的各井工作筒位于2 200～2 500 m，节流嘴前井温为80℃～100℃，从试用效果及安全角度综合考虑，优选出油污清洁解堵剂作为现场施工使用的解堵剂。

具体详细分析判断过程见图7。

3.2 井下节流器应用优化方案

图7 井下问题诊断流程图

针对高石梯气田灯影组气藏的投产气井普遍具有井下垢物类型多、量大、形态复杂的井下节流器应用环境特点，并结合该气藏新区需要加强动态监测和试井资料录取需求，提出井下节流器应用优化方案。

1）储层、井筒净化试生产：针对投产时便要求下入井下节流器的现状，试验发现，井下节流器首次座放时，是井最脏的阶段，也是井下节流器应用环境最差、遇到问题最多阶段。同时，先期下入井下节流器也将影响气井早期动态监测和试井资料录取工作。建议在条件允许下，投产初期增加储层、井筒净化为目标的试生产或试采环节，井下垢物减少后，再下入井下节流器。开展气藏工程研究，可充分利用该窗口期，开展动态监测和试井资料录取工作。

2）井筒清洁：进入井下节流器下入施工阶段，施工前，做好井筒垢物取样、化学除垢或机械除垢等井筒清洁工作。

3）维护频率：下入井下节流器后，初期加大维护频率，每季度维护一次；后期视井筒清洁程度6～12月维护一次。

4）工具串组合改进：现有井下节流器入井工具串组合为震击器+打捞头模式，建议改为震击器+垢物取样装置+打捞头模式，便于震击器上的附着物或脏物进入取样装置，提高震击器的震击效果。

3.3 抗硫井下节流器应用效果

截至2019年12月，先后在高石梯气田灯影组气藏高石001-X23井、高石001-X24井、高石001-X30井、高石001-H26井等11口井开展了17井次节流器维护应用试验，应用井中最高硫化氢含量20.6 g/m3。通过井下节流器应用优化方案开展，井下节流器相关技术指标达到设计和配产任务要求，降压效果明显，最高节流压差37 MPa；生产管线无水合物形成，后续节流器维护正常。当年节约场站地面装置投资约1 650万元以上，井下节流器气井年产气量达5.2 108m3。具体应用效果如表3。

4 结论

1）针对高石梯气田灯影组气藏高温、高压、中含硫等特点与实际生产管柱情况，通过结构设计与材质优选，开发了GKJL65-70型固定式抗硫井下节流器。该节流器的打捞头泄砂孔由2个增至4个，同时增大泄砂孔过流面积，改善了节流器打捞头被掩埋的异常情况；密封组件优化为单一的聚四氟乙烯填料V形盘根，进一步提高了耐冲蚀性与耐磨性。

2）现场应用表明，该节流器性能稳定，可靠性高，节流降压效果明显，生产管线无水合物形成，节流器定期维护正常。

3）形成了适合高石梯气田灯影组气藏复杂井况下的节流器问题诊断流程，可规避或解决现场施工作业中遇到的各类问题。

4）针对高石梯气田灯影组气藏的投产气井普遍具有井下垢物类型多、量大、形态复杂的环境特点，建立了井下节流器应用优化方案，对井下节流器最佳下入时机、井筒清洁要求、节流器维护频率及工具串组合进行了系统优化。应用结果表明气井均达到设计与配产任务要求，同时大大节约了场站地面装置投资。

表3 高石梯气田灯影组气藏抗硫井下节流器现场应用效果汇总表