节流测压一体式井下节流器

刘 凯，方惠军，马 勇，张晓明，刘中桂，刘印华

（1.中国石油煤层气有限责任公司工程技术研究院，陕西西安 710068；2.北京金科龙石油技术开发有限公司研发中心，北京 102200）

传统井下节流工艺主要存在投资大、工艺复杂、耗能高、声噪大、不利于安全生产和日常管理等弊端[1]。为此，以“简化流程、降低噪声、节约投资、方便管理”为目的，研发并推广使用井下节流器工艺技术，把大地作为热能交换场所，使天然气吸热、膨胀过程在地下完成，从而实现在无地面水套炉加热情况下，仍可保证气体温度，低压输气，从而达到节能降耗、安全、环保的效果。

王晓容等[2]针对现有井下节流器存在坐封不严、不易打捞及失效率较高等问题，设计了一种新型节流器。这种节流器采用活塞坐封，比弹簧坐封更加严密；肩部增设保护环，防止胶筒撕裂；配套了新型防砂筛管，可实现有效防砂。张雄兵等[3]针对井下节流器结构设计、投捞施工及井况等综合因素，分析了井下节流器失效原因，并采取相对应的措施来减少节流器的失效率，以提高气井的开采时率，达到持续稳产的目的。设计出的活动型新型井下节流器采用钢丝作业进行投捞，当节流器下放到设定深度时，上提使解锁轴上移张开，卡瓦咬合在油管内壁上，然后再缓慢下放。当张力小于50 kg时，加速上提，剪断连接销钉，密封胶筒被撑开坐封，实现以弹簧和气流压差逐级两级胶筒密封。而节流嘴上、下形成一定的压差促使节流器坐封牢靠。打捞时，打捞工具抓住节流器打捞头后，密封胶筒收缩，卡瓦松开，上提即可起出节流器。胡丹等[4]针对川西气田前期井下节流器在使用过程中存在打捞困难和打捞成功率较低的问题，研制了新型活动式井下节流器。对整体式卡瓦、带复位功能的胶筒、弹簧系统进行优化。使得该工具长度短、外径小、丢手、卡挂、密封可靠，打捞成功率高。

综合上述研究人员的研究成果，再对井下节流器展开进一步研究发现，井下节流器在气井压力有所变化的情况下，为提高气井产量，想要更换气嘴时，需要将节流器解封打捞出井更换安装有不同孔径气嘴的节流器，之后再次重复节流器坐封的工作；另一方面，采用井下节流的方法采气，井下的压力对气井的产量起着重要作用，尤其煤层气的产量低。为提高气井产量，常规的做法是将节流器打捞出井，再单独下放压力计测井压，从而根据气井压力，更换不同气嘴的节流器。工作过程繁琐，劳动强度大，且成本高。

由此，设计出节流测压一体式节流器。此节流器本体只需投入井内坐封一次，更换气嘴和采集压力数据是将节流器本体内的堵塞器打捞出，之后更换堵塞器内的气嘴，电脑软件读取堵塞器内部的存储数据，省去更换节流器的费用和单独下放压力计的步骤。

1 研制背景

从设计依据和开发的必要性两方面着手进行节流测压一体式节流器的研制。

1.1 设计依据

井下节流器是气井使用很广泛的井下控制工具，主要在生产油管内使用。其工作原理是利用井下节流降压，不需要安装加热炉[5]，充分利用地温对节流后的气体进行加热，使节流后气流温度能恢复到节流前温度，增加气井的携液能力。同时节流器有效的解决了在生产过程中地面管线及设备冻堵问题，且能更好的控制地层压力及产量，降低地面设备投入。通过参考前人设计的井下节流器[6-10]，再根据市场需求，设计开发出节流测压一体式节流器。其特点是:在满足正常节流功能的前提下，将节流与压力测试设计成一体，通过钢丝投捞作业坐于之前已经坐封在井下的节流器本体内，实现不用更换节流器即可更换气嘴、不用单独下放压力计即可测试井中压力的目的。

1.2 开发的必要性

油气资源是重要的能源矿产和战略性资源，20 世纪以来，世界各国围绕石油资源而展开的战争越来越频繁。我国的油气资源相对不足，特别是近期的产能仍不能满足经济快速发展的需要。因此供需形式和接替资源的发展与开发利用直接影响着国家经济安全和社会稳定，关系着可持续发展战略目标和全面小康社会目标的实现[11，12]。中国煤层气资源丰富，可以作为天然气有效的补充。但是近年来，煤层气的勘探、开发及后期评价等方面取得了很大的进展同时也面临着地质和技术的挑战，新的研究课题不断出现[13，14]。对于常规的节流器，只能起到单独的节流作用，更换节流器费力、成本较高且功能单一。针对常规节流器的这些弊端，节流测压一体式井下节流器的开发解决了上述问题，达到了经济实用、简单高效的目的。

图1 节流测压一体式节流器示意图

2 节流测压一体式节流器的开发

节流测压一体式节流器的开发主要包括节流器结构的设计和与其配套的堵塞器压力计开发。

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2.1 结构及工作原理

节流测压一体式节流器非常规的一体式节流器。该节流器由节流器本体与堵塞器两部分组成（见图1）。考虑在使用过程中可能会有砂粒进入节流器内部，导致节流器无法正常坐封或解封，由此在节流器导向头上增加了防砂结构。从图2 中可以看出，封隔器的导向头上开了许多的细长槽，这些槽相当于滤网，气体进入节流器前先经过导向头上的槽将气体进行过滤，可以有效的防止砂粒进入。

图2 导向头

节流测压一体式节流器在投放时，先将工具连接好。工具下放到接近设计位置时，快速下放工具串，将封隔器初封，卡瓦咬合在油管内壁，之后通过震击器重复震击至节流器与释放头脱开为止，封隔器坐封。接着将安装有气嘴和压力计的堵塞器通过投捞工具投放到井下坐封的封隔器中。堵塞器投放在封隔器内（见图3），此时的状态为节流测压一体式节流器在井下工作的状态。通过上提钢丝将堵塞器释放头与堵塞器脱开。当需要更换不同规格的气嘴或读取井下的压力数据时，利用堵塞器打捞工具将堵塞器打捞出井，拆开堵塞器，更换气嘴或通过USB 数据线，一端连接堵塞器压力计，另一端连接电脑，利用与压力计配套软件读取压力计记录的数据即可。

图3 堵塞器投放到封隔器中示意图

2.1.1 井下节流器结构及性能参数 最大外径:46 mm；最小通径:11 mm；总长度:950 mm；工作压力:25 MPa；工作温度:120 ℃；防顶力:70～120 kN；解封力:200～400 N。

2.2 堵塞器压力计研发

堵塞器压力计的研发分两部分:（1）安装在堵塞器内部的压力传感器、电池和电路板；（2）用于读取压力计记录数据的电脑软件。

堵塞器压力计功能参数:压力测试范围:0～60 MPa；温度测试范围:0～150 ℃；存储容量:≥100 万个；分辨率:0.001 精度0.1%FS；分步长值:可随用户调整设置。

3 现场应用与性能对比

现在市场上的节流器种类有很多。例如后置式节流器、抽杆式节流器、免钢丝投捞节流器等。根据气井所在地地质的不同，分别在现场得到了很好的应用。

3.1 市场上常规节流器应用

四川油气田天然气资源丰富，探明率低、可采资源量大。但四川碳酸盐岩气藏的特点是高陡构造多、断层多，裂缝溶洞发育，多产层、多压力，储层埋深一般都在4 000 m 以上[15]，复杂地质条件下，采气工艺复杂，同时井漏频繁。

抽杆式活动型井下节流器在以上几口井中应用情况良好，下入节流器后井口压力有效降低，天然气产量明显增加；且在打捞和坐封过程中都很顺利。

苏里格气田具有低渗透、低产能的特点，在降压生产中井筒和地面节流过程有可能形成水合物，造成管道堵塞而给气井生产带来严重危害。当地气田单井产量小、井口气流温度低，井筒易形成水合物；地面环境温度低，冬季环境温度最低达-30 ℃[17]。

根据苏里格的地质情况采用免钢丝打捞井下节流器。该节流器采用预置工作筒式结构，投送时用井口投送捕捉器直接将节流器芯子投入井中，依靠节流器芯子自身的质量下行，最终进入工作筒并锁定在工作筒内。打捞时从井口将打捞器投入井中，当打捞器与节流器芯子对接后，利用井内天然气上升气流的能量使打捞器带动节流器一起到达井口，由井口投送捕捉器捕捉完成节流器的打捞。

该工具于2009 年11 月在苏里格75 区块进行了2 口井的现场试验。苏75-67-4 井作业，通井后将带有节流器芯子的投送捕捉器安装在采气树最上面的油管阀门上，然后打开所有油管阀门，旋转投送捕捉器上面的释放手柄，将节流器芯子投入井下。正常生产3 d 后将装有打捞器的投送捕捉器安装在采气树最上面的油管阀门上，然后打开所有油管阀门，旋转投送捕捉器上面的释放手柄，将打捞器投入井下。经过47 min，打捞器携带着井下节流器芯子到达井口，并被投送捕捉器捕捉，完成节流器的打捞[18]。具体施工参数（见表2）。

表1 抽杆式活动型井下节流器现场应用情况

3.2 节流测压一体式节流器现场应用

2017 年4 月在大吉7-9 向2 井进行了现场试验。大吉7-9 向2 井是一口51/2（φ139.7×9.17）套管井，油管是27/8（N-80 EUE）油管，人工井底2 305.28 m，生产层位2 184.0～2 259.0 m，油管下深2 179.3 m；采气树规格:KQ78/70，完井管柱结构（见图4）。

图4 大吉7-9 向2 井完井管柱结构示意图

吉7-9 向2 井位于山西省临汾市大宁县曲峨镇布业村西部。该井于2015 年8 月完钻，油补位5.01 m，表套244.5×8.61×556.44 m，气嘴139.7×9.17×2 329.6 m，且该井为倾角5°～10°的单斜构造，其中发育有宽缓的褶曲和断裂构造，只是地层倾角局部达10°以上。该区发育有断距较大的断层、陷落柱和冲刷带薄煤区。此外该区块煤层的外生节理异常发育，外生节理的线密度可达到10 条/米，大部分呈密集带发育，断层与密集发育的节理导致煤层厚度在很短距离内发生明显的改变，煤层的机械强度明显降低。

地下水在运移的过程中将携带浅部或异地的煤层气向滞留区运移，因此弱径流区、滞留区是煤层气富集的有利区域，而布业村区块位于接近地下水弱径流区、滞留区和强径流区交界处，从水文地质条件看布业村区块东部位于强径流区，西部位于弱径流区、滞留区，因此从煤层气保存条件分析，布业村西部有利于煤层气富集，具有一定的煤层气开发潜力。但布业村区块煤系储水层为致密灰岩、致密砂岩和煤层，区块构造比较复杂，加之水动力的影响，这些煤层气的保存也有一定的负面影响。

3.2.1 现场使用节流器后参数 2017 年4 月12 日在大吉7-9 向2 井开始了实地测试，期间经过通井、节流器安装及调试、节流器投放，最终坐封在2 049.5 m处。之后节流器在井中正常工作10 d，期间多次打捞堵塞器，并进行井内压力测试，一切正常。在节流器工作15 d 后，将节流器解封，打捞出井外，节流器无砂卡，解封正常，胶筒只是有轻微划伤。节流器在井下工作时间内使用情况（见表3）。

通过表3 可以清晰的看到大吉7-9 向2 井在使用节流测压一体式节流器后，虽然其地质条件复杂，产气量少，但采气量还是有明显的改善。其中原因是因为节流测压一体化节流器能够随时监测井中的压力，根据气井中压力的改变而更换不同口径的气嘴，使产气量时刻保持在最大量。

3.2.2 井下节流器技术参数 HLJ57 节流器技术参数如下:总长:950 mm；外径:φ57 mm；耐压:25 MPa；耐温:120 ℃；使用油管:φ62 mm；投放深度:2 045～2 055 m；具防砂功能、耐腐蚀性、可打捞。

表2 井下节流器投送、打捞试验情况

表3 节流测压一体式节流器现场使用情况

HLJ57 节流器配套堵塞器参数如下:总长:397 mm；最大外径:30.5 mm；耐压:25 MPa；耐温:120 ℃；工具可打捞。

3.3 节流测压一体式节流器与常规节流器比较

市场上常规的节流器在天然气井上得到了很好的应用，但是由于煤层气藏与常规天然气藏地质及开采特征的差异，使得节流测压一体式节流器较常规节流器有着更优益的效果。

煤层气与常规天然气具有不同岩石成分。常规天然气的岩层成分是矿物质，而煤层气是由有机残渣经过化学蚀变和热蚀变所形成的富碳物质。煤层气是以甲烷为主要的矿产，是在煤化作用过程中形成，储层在每层及其邻近岩层中的非常规天然气。对于常规储层，仅仅是天然气的储集层，而煤层不仅是煤层气的源岩，也是煤层气的储集层[19，20]。煤层气地质特征就使得节流器很难坐封，且要求很高的密封性。如果采用常规的节流器，要想保证高效的采气效果，必须经常将节流器打捞上来换不同口径的节流器，再放到井下坐封。而使用节流测压一体式节流器就相对容易的多。其工作原理是将节流器本体先坐封在井下，之后更换不同口径的气嘴，只需将投掷在节流器本体内部的堵塞器打捞出即可。有效的避免了节流器的重复坐封工作。

节流测压一体式节流器较常规的节流器优点在于:气井在采气一段时间后，井内的压力慢慢降低，而使得产气量减少。所以采用更换不同口径的气嘴，以满足气井最大的采气量。但是更换不同口径的气嘴需要测试当前井内的气压有多少。测试井内的气压，对于常规的节流器是将节流器解封打捞上来后，再下放压力计测试井内的压力。而对于煤层气井由于特殊的地质条件，节流器坐封困难。所以，尽可能的在节流器不解封的前提下测量井内的压力。因此采用节流测压一体式节流器可以有效的解决节流器一边工作一边测压，在节流器不解封的前提下就可通过打捞堵塞器。之后将堵塞器压力计与电脑连接，读取压力计中存储的井内压力数据。

综上所述，节流测压一体式节流器在煤层气井下，使用效果表现优秀，较常规节流器，在满足正常节流的前提下，更换气嘴和测试井内的压力不用将节流器解封。这样，有效的解决了节流器坐封难、重复坐封的难题。节流测压一体式节流器应用广泛，在临汾区块也应用了数口井。其发展前景可观，因此以后会在更多的煤层气井上使用此工具。

4 结论

（1）节流测压一体式节流器的开发有效解决了更换气嘴时更换新节流器的费用与节流器重复坐封解封的过程。

（2）节流与测压为一体的设计可以在正常节流情况下完成测压工作，减少操作步骤，降低操作人员的劳动强度，逐渐向“一机多用”的方向发展，符合现代人的要求。

（3）导向头部位设计类似过滤网结构，有效的防止砂粒进入节流器本体内部，在保证节流器正常节流的前提下，减少工具的投放。