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【摘要】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采用高压集气集中注醇工艺流程，部分气井及集气管线在生产运行过程中暴露出堵塞严重等问题，为此开展井下节流技术的研究和应用具有重要的实际意义。结合井下节流工艺技术在长庆气田应用 的大量现场试验资料，简述了该工艺的基本原理，定量分析了该项工艺技术应用对提高气流携液能力、改善水合物 形成条件及减少管线堵塞次数等方面取得的经验和认识。为解决此类问题，研究了节流器对苏里格气井生产动态的影响。研究表明，安装了井下节流器的气井尽管早期产量不高，但生产压力相对变化不大，稳产时间长，生产效果较好。
【关键词】天然气水化物 井下节流 气井
1 天然气水化物性质及防治
1.1 天然气水化物性质
天然气水合物是在一定压力和温度（高于水的冰点温度）的条件下，天然气中水与烃类气体构成的结晶状的复合物。类似于松散的冰或致密的白色结晶固体。甲烷水合物比水轻（922kg/m3），乙烷及其以上重轻的水合物比水重。
1.2 常规防治方法
天然气水合物形成有一个最高温度，即临界温度，若超过这个温度，再高的压力也不会形成水合物。水合物的形成，堵塞井筒或采气管线，影响气井的正常生产，常用的防治水合物的方法有：干燥气体（脱水）、提高气流温度（加热法）、加防冻剂及降压等方法。
1.3 苏里格气田天然气水化物形成的可能性
（1）单井产量小、井口气流温度低，井筒易形成水合物。
（2）地面环境温度低：冬季环境温度最低达-30℃。
（3）集气管线埋深不一，最大冻土深度1.5m，湿气输送到集气站，易造成水合物及冰堵的形成。
（4）根据天然气组份计算及生产表明：开井初期大多数气井井筒300m以上已满足天然气水合物形成温度条件。
2 井下节流工艺原理及结构
2.1 工艺原理
高压天然气的节流是一个降压、降温过程。井下节流工艺技术是将井下节流器置于生产管柱某一适当位置，实现在井筒内节流降压，将地面节流过程转移至井筒之中，充分利用地热加热，使节流后气流温度高于节流后压力条件下的水合物形成最高温度，同时将地面集气管线埋至冻土层下，这样在井筒内、井口和地面管线不会形成水合物堵塞。
采用井下节流工艺后，天然气在通过节流嘴后的压力大幅下降，水合物形成的初始温度随之下降，从而减小了水合物形成的几率。
2.2 井下节流器装置的结构
节流器主要由承托筒、内筒、密封胶筒、卡瓦、气嘴等部件构成，座封方式是提放钢丝，工作压差不大于25MPa，工作温度100℃。
2.3 井下节流器装置安装及打捞步骤
2.3.1节流器投放
投放节流器前延长气井试气时间，排除井底积液。注重油管的施工质量（地面质量检测、入井操作规范），以保证井下节流器的顺利投捞。投放时，投放工具与节流器通过销钉连接，下行时卡瓦松弛，胶筒处于自然收缩状态。至设计位置，上提卡瓦定位，向上震击剪断投放头与节流器连接销钉，密封弹簧撑开，胶筒座封。具体步骤如下：
（1） 座封节流器
步骤1：以60～80m/min速度匀速下放到节流器设计井深。
步骤2：以不大于10m/min速度上提钢丝，使节流器卡在油管内壁。
步骤3：钢丝拉力达到3000N左右，以10m/min左右速度下放钢丝，释放震击器。
步骤4：下放钢丝拉力达到500N左右，说明节流器已卡在油管壁上；否则重复步骤2。
步骤5：确定节流器卡定后，在震击器释放情况下以90～120m/min速度上提，依靠震击器的震击力瞬间剪断投放工具与节流器间的联接销钉，同时密封胶筒膨胀，节流器座封成功。
步骤6：起出投放工具，结束施工。
2.3.2节流器打捞
打捞时，下放带打捞工具的工具串，向下震击将打捞工具与节流器对接，抓提卡瓦，震击时造成卡瓦松弛。同时打捞工具挤压节流器中心杆，密封弹簧收缩，胶筒回到自然收缩状态，打捞操作完毕。
（1）打捞步骤
步骤1：以不超过70m/min速度匀速下放工具串。
步骤2：工具串至节流器以上20m左右时记录悬重，并下探节流器位置。
步骤3：上提工具串距节流器30～40m，以70～90m/min速度下放，使打捞工具与节流器对接解封。
步骤4：上提工具串观察张力示数是否变大，如果张力示数无明显变化，说明打捞工具与节流器未对接，重复步骤3。
步骤5：打捞工具与节流器对接后以30～40m/min上提，如果上提拉力接近3000N，说明节流器未解封，则下击使节流器解封。
步骤6：匀速提出工具串，结束施工。
3 井下节流技术存在的问题及改进措施
井下节流技术应用到苏东气田后的前期，还是出现了一些问题，经过分析已经很好的解决了井下节流技术存在的一些问题，使井下节流技术在生产中运行状态良好、工作稳定，主要存在的问题、原因主要有以下三点：
（1）在下入节流器后，在未投产运行期间，节流器处于高温、高压状态，同时受着钻井、压裂时夹杂在天然气中残余化学物品的腐蚀。此时节流器钢体的侵蚀，密封胶圈出现间隙，在此情况下开井时，节流器和油管的密封、固定可靠性大大降低，使节流器起不到节流作用，最终导致节流器的失效。
通过分析失效原因，解决该问题应提高节流器钢体及密封胶圈等节流器本体的质量问题。
（2）在单井下入井下节流器后，油压从22MPa左右下降到1-4MPa，但生产一段时间后，节流器的密封圈被破坏。造成这一问题主要原因是：在节流初期，油管压力下降过快，节流器前后压差突然增大，造成密封胶圈出现裂痕：随着生产的延续，裂痕不段扩张，最终导致节流器失效。
通过分析找到原因后，采用了通过井口节流，以控制油压缓慢下降的方法有效地解决了这一问题。
（3）卡瓦出现上移，导致节流器失效。主要原因为井底比较干净，油管内壁比较光滑，普通的卡瓦固定面比较小，在大压差的作用下，卡瓦出现了上移，从而使节流器失效。
通过改变卡瓦的设计后，成功的解决了这一问题。
对以上问题的解决后，井下节流技术能更好的使生产状况稳定、运行平稳，并达到了大幅降低油压，产气量上升，最大限度地降低生产成本的目的。
4 结论及认识
（1）井下节流工艺能充分利用地层能量提高节流后天然气温度，有效抑制水合物形成，提高开井时率，达到降压开采、平稳生产的目地。
（2）采用井下节流工艺技术，从而使井口压力大幅降低，实现了井口不注醇生产，增加了中低压采气管线运行的安全系数，减少了井口移动注醇的工作量，方便了气井现场管理。
（3）井下节流技术有效避免了地层压力激动，降低储层敏感性伤害，保护了储层。
（4）气井采用井下节流生产，可有效提高单井携液能力。
（5）在经济效益方面，简化了地面工艺流程，减小了地面建设及采气生产投资成本、回报周期，产生了较大的经济效益。
【关键词】天然气水化物 井下节流 气井
1 天然气水化物性质及防治
1.1 天然气水化物性质
天然气水合物是在一定压力和温度（高于水的冰点温度）的条件下，天然气中水与烃类气体构成的结晶状的复合物。类似于松散的冰或致密的白色结晶固体。甲烷水合物比水轻（922kg/m3），乙烷及其以上重轻的水合物比水重。
1.2 常规防治方法
天然气水合物形成有一个最高温度，即临界温度，若超过这个温度，再高的压力也不会形成水合物。水合物的形成，堵塞井筒或采气管线，影响气井的正常生产，常用的防治水合物的方法有：干燥气体（脱水）、提高气流温度（加热法）、加防冻剂及降压等方法。
1.3 苏里格气田天然气水化物形成的可能性
（1）单井产量小、井口气流温度低，井筒易形成水合物。
（2）地面环境温度低：冬季环境温度最低达-30℃。
（3）集气管线埋深不一，最大冻土深度1.5m，湿气输送到集气站，易造成水合物及冰堵的形成。
（4）根据天然气组份计算及生产表明：开井初期大多数气井井筒300m以上已满足天然气水合物形成温度条件。
2 井下节流工艺原理及结构
2.1 工艺原理
高压天然气的节流是一个降压、降温过程。井下节流工艺技术是将井下节流器置于生产管柱某一适当位置，实现在井筒内节流降压，将地面节流过程转移至井筒之中，充分利用地热加热，使节流后气流温度高于节流后压力条件下的水合物形成最高温度，同时将地面集气管线埋至冻土层下，这样在井筒内、井口和地面管线不会形成水合物堵塞。
采用井下节流工艺后，天然气在通过节流嘴后的压力大幅下降，水合物形成的初始温度随之下降，从而减小了水合物形成的几率。
2.2 井下节流器装置的结构
节流器主要由承托筒、内筒、密封胶筒、卡瓦、气嘴等部件构成，座封方式是提放钢丝，工作压差不大于25MPa，工作温度100℃。
2.3 井下节流器装置安装及打捞步骤
2.3.1节流器投放
投放节流器前延长气井试气时间，排除井底积液。注重油管的施工质量（地面质量检测、入井操作规范），以保证井下节流器的顺利投捞。投放时，投放工具与节流器通过销钉连接，下行时卡瓦松弛，胶筒处于自然收缩状态。至设计位置，上提卡瓦定位，向上震击剪断投放头与节流器连接销钉，密封弹簧撑开，胶筒座封。具体步骤如下：
（1） 座封节流器
步骤1：以60～80m/min速度匀速下放到节流器设计井深。
步骤2：以不大于10m/min速度上提钢丝，使节流器卡在油管内壁。
步骤3：钢丝拉力达到3000N左右，以10m/min左右速度下放钢丝，释放震击器。
步骤4：下放钢丝拉力达到500N左右，说明节流器已卡在油管壁上；否则重复步骤2。
步骤5：确定节流器卡定后，在震击器释放情况下以90～120m/min速度上提，依靠震击器的震击力瞬间剪断投放工具与节流器间的联接销钉，同时密封胶筒膨胀，节流器座封成功。
步骤6：起出投放工具，结束施工。
2.3.2节流器打捞
打捞时，下放带打捞工具的工具串，向下震击将打捞工具与节流器对接，抓提卡瓦，震击时造成卡瓦松弛。同时打捞工具挤压节流器中心杆，密封弹簧收缩，胶筒回到自然收缩状态，打捞操作完毕。
（1）打捞步骤
步骤1：以不超过70m/min速度匀速下放工具串。
步骤2：工具串至节流器以上20m左右时记录悬重，并下探节流器位置。
步骤3：上提工具串距节流器30～40m，以70～90m/min速度下放，使打捞工具与节流器对接解封。
步骤4：上提工具串观察张力示数是否变大，如果张力示数无明显变化，说明打捞工具与节流器未对接，重复步骤3。
步骤5：打捞工具与节流器对接后以30～40m/min上提，如果上提拉力接近3000N，说明节流器未解封，则下击使节流器解封。
步骤6：匀速提出工具串，结束施工。
3 井下节流技术存在的问题及改进措施
井下节流技术应用到苏东气田后的前期，还是出现了一些问题，经过分析已经很好的解决了井下节流技术存在的一些问题，使井下节流技术在生产中运行状态良好、工作稳定，主要存在的问题、原因主要有以下三点：
（1）在下入节流器后，在未投产运行期间，节流器处于高温、高压状态，同时受着钻井、压裂时夹杂在天然气中残余化学物品的腐蚀。此时节流器钢体的侵蚀，密封胶圈出现间隙，在此情况下开井时，节流器和油管的密封、固定可靠性大大降低，使节流器起不到节流作用，最终导致节流器的失效。
通过分析失效原因，解决该问题应提高节流器钢体及密封胶圈等节流器本体的质量问题。
（2）在单井下入井下节流器后，油压从22MPa左右下降到1-4MPa，但生产一段时间后，节流器的密封圈被破坏。造成这一问题主要原因是：在节流初期，油管压力下降过快，节流器前后压差突然增大，造成密封胶圈出现裂痕：随着生产的延续，裂痕不段扩张，最终导致节流器失效。
通过分析找到原因后，采用了通过井口节流，以控制油压缓慢下降的方法有效地解决了这一问题。
（3）卡瓦出现上移，导致节流器失效。主要原因为井底比较干净，油管内壁比较光滑，普通的卡瓦固定面比较小，在大压差的作用下，卡瓦出现了上移，从而使节流器失效。
通过改变卡瓦的设计后，成功的解决了这一问题。
对以上问题的解决后，井下节流技术能更好的使生产状况稳定、运行平稳，并达到了大幅降低油压，产气量上升，最大限度地降低生产成本的目的。
4 结论及认识
（1）井下节流工艺能充分利用地层能量提高节流后天然气温度，有效抑制水合物形成，提高开井时率，达到降压开采、平稳生产的目地。
（2）采用井下节流工艺技术，从而使井口压力大幅降低，实现了井口不注醇生产，增加了中低压采气管线运行的安全系数，减少了井口移动注醇的工作量，方便了气井现场管理。
（3）井下节流技术有效避免了地层压力激动，降低储层敏感性伤害，保护了储层。
（4）气井采用井下节流生产，可有效提高单井携液能力。
（5）在经济效益方面，简化了地面工艺流程，减小了地面建设及采气生产投资成本、回报周期，产生了较大的经济效益。