超高压气井节流技术的探索与实践

杜志勇，王剑飞，李 龙

（中国石油集团渤海石油装备制造有限公司辽河热采机械制造分公司，辽宁盘锦 124000）

0 引言

通过给节流后的天然气加热，可以减少水合物生成，提高气体的纯度。但是压差有时也会损坏节流部件，减弱地面节流工作效果，增加工作人员的工作任务和工作强度。另外，低压设备会出现爆炸情况，大大增大了地面节流的风险。地面节流装置需要操作人员动手去操作调节，一旦出现意外状况将会对操作人员造成一定伤害，再加上超高压井地面施工困难重重，这给施工人员带来很大的压力。

井下装设节流设备，可以取代地面节流措施，降低井筒节流的气压，地温也有加热的作用。气井节流技术运用给到井下的优点较多，可以让施工作业变得更简便，减少建设成本，节约超高气井勘察生产成本，而且操作人员通过设备检测来控制井下节流设备，有利于保障其人身安全，减少社会矛盾。因此，气井节流技术值得在井下应用。

1 超高压的影响

在地面，翼型的油腔模块和连接管的组合在生产过程和压力可以通过管道识别，当地下安全阀发生故障并且无法控制时，应通过井管压井及时处理。天然气温度、压力和流量防水套等，管道设计，压力管道设计通常约10 MPa，高压部分经常超过30 MPa，因此保障井口的下游工艺和自控设备的安全运行尤为重要。

1.1 对井下节流器的影响

超高气压导致井下节流气压差变大（80～100 MPa），而当前节流器的最大节流气压差是70 MPa，无法满足节流需求。超高压超过节流器的承载范围时，就会对节流器造成破坏，甚至影响气井的勘探与开发。

超高压气井内气压的压差一般保持在10～20 MPa，可避免气压变化太大导致胶桶发生变化。井口会被操作人员开启和关闭，这个过程中节流器上游压力与下游压力会产生变化，频率的开启与关闭操作会让胶桶承受气压能力变弱，节流器不能正常工作。超高压气井内气压的幅度变化更会对节流器和胶桶的正常使用产生不良影响。

临界流动、亚临界流动是节流器气体流动主要表现形式，操作工人需要精确区分气体流动的两种类型，通常情况下通过观察入口压力与出口压力的比值来区分气体流动类型。在初期，采气时地面使用中低压集气管线，初期压力高，气井节流后的压差又比较大，这是临界流动。其他情况就是亚临界流动。

有一种依靠弹簧力来发挥预密封作用的瓦式节流器。它在井口开启后形成上游与下游压差，才可以充分发挥二次密封作用。卡瓦式井下节流器口径大小要合理，配合使用的弹簧直径大小要符合配件的大小，外直径小大也要符合规范。弹簧使用钢丝材料，弹簧总体长度为115 mm，总圈数为13。弹簧强度提高，会改善节流器密封效果，减少节流失效情况。

1.2 对井筒的影响

（1）高压状态下钻井，井筒会返出固态颗粒，冲蚀钻井设备。

（2）在高温高压的不同阶段，井筒的温度变化也比较大，油管可能会变形，水合物形成也会遇到元素变化的困难。

（3）套管的安全性受到挑战，井下工具的寿命也会相应缩短。

1.3 对工作人员的影响

（1）钻井时需要工作人员下井劳作、操作设备，而在超高压会使人体内的激素不稳定，身体出现不适状态。

（2）节流件受高压的侵蚀影响，阀门密封部件的性能会变差，导致工人井控工作难度增加。

（3）天然气容易出现泄爆事故，给人们的生命安全造成威胁。

2 创新节流模型设计

（1）改造节流压降模型。超高压气井节流需要建立压降模型，通过科学的计算来降低气压，便于后期节流工作的正常展开。临界流和亚临界流的数据要做好实时统计：处于临界电流时，气井产量不会因为油嘴下游压力变化而变化，节流前后压力比小于0。

（2）设计节流温降模型。操作人员需要详细记录超高压气井节流前后气体的流速、单位质量气体的位置、气体随周围环境变化的热交换情况、气体所做的轴功情况和重力加速度等细节。根据实际情况，构造节流温降模型。

3 节流技术应用

3.1 利用叠式气动膜片式执行器技术

叠式气动膜片执行器配合节流器，增加井内以及外环境技术设备控制系统的安全。利用这种技术排放的气体，不会污染环境，这也是液压驱动做不到和无法超越的。这种技术可以提高气井的安全性，为节流提供的有力支持。

3.2 利用串联与关联控制技术

超高压节流的顺利进行离不开井口安全的保障。科学使用关联选择阀，利用串联与关联控制技术，独立每套井口地面安全控制系统，节流与其他设备的正常运转息息相关，操作工人便能一目了然地掌握气井的运行情况，节流效果也可以正常维持。

3.3 多级设置传感器组

组合安装的传感器通常有两组，高压传感器与低压传感器有自己的固定安装位置。压力的设定值在不同级别的节流后，有细微差别，操作人员需要做好记录与执行。一般情况下，三级节流后高压设定为28.50 MPa，低压值设定为24.50 MPa；五级节流阀后高压值为8.50 MPa，低压值为6.30 MPa。传感器取压口连接尺寸也有规定，一般可设置为Φ12.7 mm（NPTF）。

3.4 调整油嘴尺寸的技术

节流压降随两个节流喷嘴的尺寸组合而变化。当第一级节流阀喷嘴尺寸大于第二级节流阀喷嘴尺寸时，第一级节流阀喷嘴仍在节流，不受影响。第一节流阀压差随第一节流阀喷嘴尺寸的增大而减小。在第一节流口尺寸不变的情况下，第二节流口由5 mm 减小到3 mm，第一节流口的压差受影响较小，保持在9 MPa。当第一级和第二级节流阀喷嘴尺寸均为5 mm 时，采用“下小上大”的节流阀方案。压降的比第一阶段和第二阶段的节流接近1∶1，可以确保第一阶段的长期有效性，油门和小直径节流喷嘴的位置可以保证气井顺利通过第二阶段与大直径节流喷嘴。当一级节流阀的喷嘴尺寸比第二级节流阀的喷嘴尺寸大1 mm 时，一级节流阀的压差与节流阀总压降之比随着产气量的降低从30%减小到22%。当产量继续下降时，第二级节流阀将无法成为第一级节流阀。

地下安装的两个节流喷嘴均具有节流作用，“下小上大”的双节流方案，两级节流压降比为1∶1，可以保证气体通过上喷嘴，节流后水合物经过节流喷嘴，温度产生的压力低于节流后的温度。为了达到这一目的，应合理设计两级节流喷嘴的间距。

3.5 利用智能控制技术

石油工业中应用智能化控制技术是很有必要的。由于操作员工不能接近高压区，所以应进行远程操作，以便于检测节流情况、调整装置数据。节流器与智能技术的完美配合，不仅能够实现各级节流的精确控压，有利于实现节流的目标，还可以保障员工的安全。

3.6 有效利用低温冻结的加热技术

在开井初期井温通常比较低，可以设置蒸汽伴热车进行保温伴热工作，但在后期会导致有更多水合物出现。由于水合物会阻塞气体管道，影响节流工作，因此必需合理利用加热技术。例如，可以在四级节流阀后安装水套加热炉。

3.7 优选井下节流采气工艺

为确定产气井最佳采气工艺，操作人员要分析不同的采气方式，做到特殊问题特殊对待。超高压气井采气方法运用一定要科学细心，不仅要选择优良的工艺，还要在开采气井周围以及井况条件做好实地调研工作，排除环境中的敏感因素，减少甚至去除它们对节流工作的不利影响。

在开发过程中，应注意气井采出液的性质、动态参数、出砂、结垢等条件。目前有7 套技术可供选择，如管柱、游梁抽油机、气举、泡沫、活塞气举、电潜泵、喷射泵等。其中，管柱抽气采气工艺、柱塞气举抽气采气工艺、泡沫抽气采气工艺、抽气与气泡抽气相结合抽气采气工艺、合理携液生产系统抽气采气工艺、井口加压和气泡抽放联合采气工艺等，都适用于超高压气井节流采气工艺。作业者需要分析每个工艺的特点和气井的特点，以确定最佳工艺。

当前许多气井已经在井下安装了节流器，并采用泡沫抽采技术，对气井进行节流和抽气。当发泡剂比例为1∶10 时，气井产气量和油套管压力变化不大，日产气量为0.59×104m3。当发泡剂比例为1∶5 时，气井套管压力会上升，最终达到2 MPa。实践表明，采用泡沫抽采法可使日气量增加1000 m3左右。

4 结束语

人们现在的生活与工作也越来越依赖气井开采出的天然气的使用，因此对于气井的勘测与开采工作会只增不减。超高压气井已经成为一种趋势，如何更好地利用气井提供的环保资源，增加气体的储存就显得极其重要。

超高压的环境对于勘测、员工入井开采都会产生一定的影响，也会阻碍气井的节流工作，所以井下如何节流、采用先进的技术就显得非常关键。

超高压气井可节流能够简化地面流程，降低投资，“下小上大”双级节流技术不仅可以使气井流量顺利传输，还可以减少操作工人的工作困难。尽管我国在超高压气井节流方面的工作已经取得了不错成果，也可以借鉴西方的节流技术，运用不同的方法和步骤增加对气井的综合利用方式，提高开采效果。