苏里格气田井下节流技术难题及对策

郑兴升，吴永春，吴轶君，刘成刚，贾文江(川庆钻探公司苏里格项目经理部，内蒙古 乌审旗 017300)

1 井下节流生产现状

苏里格项目经理部现有井下节流器929套，主要采用“井下节流，井口不加热、不注醇，中低压集气，带液计量，井间串接，常温分离，二级增压，集中处理”为主体的“苏里格中低压集气模式”。随着气田的持续开发，气井产能衰竭，无法满足经济开采的要求，伴随气井生产动态变化，原有的生产方式、配套工艺技术难以满足低产低效阶段挖潜增效的目的，导致技术性停产。最终导致苏里格气田自2016年以来，气田开发井不断上升，而开井数一直处于下降趋势。气田开发中后期，气井工况已发生较大变化，采用井下节流器的生产方式是否适应井下工况，如何调整生产方式或工作制度，井下节流器如何配合井筒携液，井下节流器失效如何解决打捞等难题是苏里格气田亟需解决的课题。

基于此，文章对苏里格气田井下节流工艺面临的技术难题进行分析，并提出相应的解决方案对策，实现气井的高效、安全和稳定生产，提高气井的产能和最终采收率。

2 井下节流器投捞情况及失效分析

2.1 节流器投捞情况

气田苏A、桃B和苏C三个区块的气井共计968口井，井下节流器井下入情况如表1所示。可以看出，有746口井投放了1只井下节流器，占总井数的77.06%，有62口井投放了2只井下节流器，占总井数的6.40%，有3口井投放3只井下节流器，间开井37口，打捞井下节流器后未投的138口。三个区块井下节流器失效次数、总打捞次数及失败次数如表2所示，井下节流器的打捞工作一般是在节流器失效后进行打捞，个别情况下会在调整生产以及修井的时候进行打捞。经统计，在投放安装节流器后，有将近219口井在近10年内没有进行管理，有120口井自投放以来已经进行过3-5次的重新投放，只有个别井从投产开始不到两年时间已进行十数次的重新投放作业。

表1 气井下入节流器情况

表2 井下节流器失效及打捞情况

井下节流器在本气田近四年来的投捞成功率在70%左右，不成功的主要原因为气井参数和节流器参数不清、通井失败(初步判断为油管变形、井筒有污物等)、提前坐封(节流器未下到指定位置)、井筒出砂(震击器或节流器被沙卡或埋)、采气树冰堵、节流器上部积液导致盲锤下砸无力、节流器卡瓦无法解卡、解卡后无法抓住、胶皮不归位、抓住后提不动、掉工具串等。为此，开展井下节流器井科学管理及配套技术研究不仅可以解决苏里格气田井下节流器井的参数优化和精细化管理问题，而且可以引领国内类似气田的开发。

2.2 井下节流器失效原因分析

井下节流器在苏里格气田的开发中发挥了重要作用，但在生产实践中也暴露出产品的不足。由于各类井下节流器本身结构性能特点及所投放井内各项环境等因素，造成节流器失效的原因很多，现根据目前投入使用的情况来看，主要失效原因如下。(1)节流器的使用条件问题。由于节流器质量和井筒出砂、含硫、产液等引起的特殊工况，瓦式节流器的预密封作用的实现主要依靠弹簧力，想要充分发挥二次密封作用，在开启井口后必须形成上游与下游压差。当前使用的节流器密封效果比较差，经常出现失效情况，针对这一问题，本次研究对弹簧强度进行改进处理；(2)节流器的选用不合理。苏里格气田目前主要使用3家不同企业的井下节流器，各个厂家的各种节流器的适用范围都是一定的。所以工作区的相关技术人员应该根据设计生产需要进行合理选择。例如选用节流器的时候需要考虑出砂，产水，压力，温度等因素对节流器的影响；不同区块、不同地理环境及不同井况对节流器结构和不同尺寸节流嘴的影响；(3)井下节流器的结构工艺设计存在问题。从节流器现场打捞来看，大部分的问题均是因为节流器本身结构或者本身材质的问题，结构的不合理导致在投放的过程中容易出现因为小失误导致整体失效的问题，在打捞过程中也容易出现打捞时结构脱落，部分构件损坏等问题，最终致使节流器落入井内失效，同时造成打捞困难的问题；(4)井筒内存在出砂和出液等隐患。在施工过程中，为了尽量简化气驱工艺，使得井筒返排时间较短，剩余的压裂残余砂和压裂液在井筒中不排，容易附着在井筒壁上或沉积在井底。井下节流器投放到设计位置之后，由于滑沉积物卡住打不开，或者滑油管接口太小，缺乏固定导致不稳定滑动阀座密封，没有牢固的基础，在压差的作用下，容易出现大幅度滑移，导致节流器投放失败。结构不稳定容易增大生产和捕捞的工作难度，尤其是在打开井口后，部分气层容易出现出砂的情况，架构不稳定容易导致节流器内部被泥沙堵塞从而破坏井下节流器的效果，影响生产。在实际中，部分井口存在井下节流器在投放之后很快就发生堵塞的情况，节流器砂堵严重，中心杆和节流器主体内腔都已经完全被泥砂塞满，泥沙堵塞问题严重影响节流器的效果；(5)频繁的开关井。井下节流器在投放之后，长时间的不开井会导致节流压力逐渐趋于自身稳定，在进行开井之后压力会发生一个突变，频繁的开关井会是的压力变化剧烈，容易造成井下节流器的相关部件损坏，最终导致井下节流器失效。例如，在一般的气井正常的生产过程中，节流器内部的压力差大约为10～20 MPa，如果频繁的开关井会是的压力差值超过节流器的承受范围，导致密封胶圈损坏，最终导致节流器失效。

2.3 投放，捕捞失效存在的危害

(1)首先是投放的失效会导致后期捕捞工作的难度加大，使得打捞工作存在着巨大的安全隐患。同时由于在打捞井下节流器的过程中是采取了不压井的方法，井内部压力不稳定，采取的防喷管道技术可能会因此出现故障，造成较大的安全隐患；(2)因失效导致进口压力升高导致井口和地面集气管线等设备内极易形成水合物而发生冻堵，或地面集气管线超压，造成较大的安全生产风险。

3 改善井下节流器初步对策

3.1 初步对策

由于苏里格气田典型的“三低”地质特征，为了降低井口油压，提高单井自身的携液能力，降低天然气水合物形成几率、简化地面工艺流程，减少后期维护工作量，最大程度的降低成本，因此，井下节流工艺已成为苏里格气田生产集输的关键技术之一。但是在使用过程中发现井下节流器存在诸多问题，严重影响生产，急需解决相应的问题。针对以上井下节流器的失效原因，提供如下解决思路：(1)对节流器本身材质和结构进行优化开发研究或改良，特别是失效频率较高的结构组件使其失效率更低，且在失效后能容易打捞；(2)现在需要尽量的提高相关的井下节流器的通用性，需要尽快的开展相应的技术研发，提高井下节流器的普适性，降低井下节流器的成本；(3)不同类型的气井应该做到物尽其用，采用适合的井下节流器进行应用，根据实际的产能情况进行投放使用；(4)根据实际情况，对于部分条件允许的气井进行多种形式的井下节流器的综合应用；(5)提前通过资料了解各类气井的相应的条件，再根据条件对井下节流器的气嘴进行相应的改造使用；(6)因为部分井底存在出砂出液等严重问题，建议压裂试气后，尽快将井筒内部的砂液排放干净，尽可能的去选用防砂井下节流器。

3.2 待解决的技术难题

目前气田井下节流气井存在的主要技术难题如下：(1)井下节流器井自投产以来，气井生产参数已发生了较大变化，在不同生产阶段井筒的生产动态不清，生产制度与采用井下节流生产方式是否合适，生产管理与气井的高效稳定生产中制度调整缺乏理论支持，难以发挥气井生产潜能，导致勘探资源浪费；(2)缺乏井下节流器规范的投放和打捞制度，导致打捞成功率低下，打捞失败导致修井作业成本高。急需优化打捞工具和井下节流器的结构及管理制度，提高井下节流器工作和打捞可靠性，降低作业成本。