井下节流技术在川东地区含硫气井应用初探

张凤琼 况雪梅 游建国 张 奎 朱英杰

(中国石油西南油气田公司重庆气矿)

1 概述

川东地区主力气藏石炭系、长兴气藏井口压力高，天然气中含有不同程度的硫化氢，传统开采方式是采用地面节流降压、水套炉加热方式防治水合物形成。近年来随着天然气工业的发展，用气需求增加，新井产能建设任务艰巨、地面配套产能建设周期长，导致新井产能不能按预期时间投产，同时由于气井配产偏高、稳产时间缩短，导致地面配套工艺有效使用时间短，造成了水套加热炉、脱硫塔等大量设备的浪费。在冬季低温季节，即使采取地面水套加热炉保温，也常会出现集输管线水合物堵塞，影响气井产能的发挥。

井下节流技术是将节流器置于井下油管某一适当位置，实现井下节流降压、防治水合物形成的一种采油气工艺技术。上世纪80年代中期，四川气田开始研发井下节流工具，研制的Ⅰ型油嘴在川中金11井、角56井等气井投入试验并取得成功；90年代初期，在Ⅰ型油嘴的基础上又研制了Ⅱ型油嘴，Ⅱ型油嘴着重从投捞和密封上作了重大改进，2002年～2004年在川西北和蜀南地区30多口气井上实施，实现了井下节流技术的规模化应用；2005年～2006年针对磨溪嘉二气藏大压差、大产量的特点，研发了70MPa固定式节流器，并在磨溪嘉二气藏、广安须家和气藏70余口高压气井成功应用，实现了气藏的规模效益开发。

前期研究与应用表明，活动式井下节流器适用于H2S含量≤5g/m3、节流压差≤35.0MPa的气井；固定式进行节流器适用于H2S含量≤5g/m3、节流压差≤70.0MPa的气井。

2 含硫气井井下节流工具优化改进

川东地区石炭系、长兴气藏H2S含量0.02%～8.6%(0.3 g/m3～125.0g/m3)，CO2含量0.5%～8.7%(9.0 g/m3～157.0g/m3)，开发中伴随气田水的产出，前期研制的活动式、固定式井下节流器不能适应含硫气井。为了推广井下节流技术在含硫气井的应用，在前期研制的固定式井下节流器的基础上进一步优化和改进，以适应含硫气井。

根据川东地区含硫气井特征，制定井下节流器的适用条件为：H2S含量30g/m3～75g/m3(H2S分压≤2MPa)，CO2含量≤10%(CO2分压≤5.0MPa)，Cl-≤150000mg/L，节流压差≤35MPa，温度0～100℃。

2.1 材质优选

为了提高井下节流工具耐硫化氢等腐蚀等级，采用《ISO15156/ NACE MR 0175 石油和天然气生产中含H2S环境使用的材料标准》对材质进行优选，将所选材质制作成试片进行室内性能评价，节流器各部件材质性能评价见表1。

通过对节流器各部件性能评价，优选的节流器材质适用于H2S含量≤75g/m3(H2S分压≤2MPa)、节流压差≤35.0MPa的气井。

2.2 结构优化

为了提高节流器卡定和打捞的成功率和稳定性，改良了卡瓦牙及卡座的结构，增大卡瓦牙与工作筒卡座之间的接触面积和贴合程度，见图1。

表1 节流器部件性能评价

图1 节流器结构优化

3 井下节流技术在川东地区含硫气井应用

川东地区池037-3井含硫气井首次采用井下节流技术开井投产，气井H2S含量4.3g/m3，CO2含量10.1 g/m3。该井采用井下节流技术生产数据见表2，井口气流温度28.0℃，远远高于地面输压下水合物形成温度，在生产过程中未出现水合物堵塞。

随着含硫气井井下节流技术的优化与完善，黄龙004-X3井采用井下节流技术开井投产，气井H2S含量27.4g/m3，CO2含量54.8g/m3。该井采用井下节流技术生产数据见表2，井口气流温度21.0℃，远远高于地面输压下水合物形成温度，在生产过程中未出现水合物堵塞。

4 应用效果分析

4.1 降低了井口压力，有效防治了水合物形成

川东地区14口含硫气井采用井下节流工艺组织生产，开井后井口油压从17.50MPa～42.80MPa降至2.80MPa～8.10MPa，井口气流温度均在23.0℃～35.0℃，地面集输管线压力下水合物形成温度约2.1℃～10.8℃，井口气流温度远高于地面集输管线压力下水合物形成温度，生产过程中均未发生水合物堵塞。

4.2 简化了地面工艺及配套设施，节省了投资费用

采用井下节流工艺后气井井口气流温度高于管输压力下水合物形成温度，从而节省了地面水套加热炉、脱硫装置及其辅助系统。与常规地面节流工艺对比，采用井下节流工艺后单井可节省107.0万元～238.0万元(表3)。

表3 地面建设投资费用对比

川东地区含硫气井应用井下节流工艺14口井35井次，节省了水套加热炉14套，节省了脱硫塔13套，节省了气液分离、计量装置10套，均采取无人职守井站，累计节省地面工艺、设备投资近4282.0万元，扣除节流工艺总费用1400万元，共节省投资费用2882.0万元。

4.3 节省了生产维护费用

600kW型水套加热炉燃料气耗量约为20m3/h，采用井下节流工艺后取消或停用了水套加热炉燃料，每天可节约水套炉加热用燃料气480m3/d。14口井下节流工艺气井累计生产3865d，天然气气单价目前0.97元/m3计算，折算节约燃料气费用约179.9万元。

采用井下节流工艺的气井井口设置安全切断阀，地面工艺流程简单，采取无人职守、定期巡查生产管理模式，节省人力费用约15.0万元/(井次·年)。

5 结论及认识

(1)井下节流技术在H2S含量≤30.0g/m3的气井应用成功，降低了气井井口压力，有效防治了水合物形成。

(2)采用井下节流技术简化了地面工艺、设备及配套设施，采取无人职守、中心站巡查生产管理模式，可节省单井产能建设107.0～238.0余万元，经济效益显著。

(3)根据分公司建设300亿大气区的战略目标，到2015年将部署开发井上千口，符合条件的中低含硫气井可以推广应用该技术，在具备条件的高含硫气井可以开展井下节流技术先导性试验。

1 佘朝毅，李川东，雷振中，等.井下节流技术在气田开发中的应用[J].钻采工艺，2003，(26)：52-56.

2 余江，赵松，何明，等.川中磨溪气田嘉二气藏高压井下节流工艺现场试验效果跟踪[J].钻采工艺，2006，(29)58-59.

3 孙振勇.井下节流技术在黄沙坨油田气井中的应用[J].石油化工应用，2010，29(2-3)：38-39.