煤層氣井調氣方式適應性研究

鄒紅剛 王子輝，2 馬 輝 曹曉麗 寧 娜 崔 濱

(1.中國石油華北油田分公司山西煤層氣勘探開發分公司，山西 048000;2.中國石油天然氣集團有限公司煤層氣開采先導實驗基地，山西 046000)

1 概況

煤層氣井數字化、智能化排采是以機巡與人巡交互式的管理模式，遵循“連續、漸變、穩定、長期”的排采管控思路，從單井流壓降幅、產氣階梯式精細調控，對調氣閥門、調氣頻幅的要求較高。在成熟區塊應用效果好的V型球閥，在新開發區塊突顯不適應，改選用角閥調控，為梳理不適應影響因素，保障排采的穩定、連續開展此研究。

2 角閥調節適應性分析

角閥通過圖1閥桿與圖2角閥油嘴之間的配合實現氣量調控，應用于早期煤層氣井氣量調節，由于油氣到達井口通過油嘴節流的壓力損耗，與油嘴直徑大小有關，通常約占總壓力損耗的5%～20%，氣量調控受限、過流能力差等因素，煤層氣井大都改為V型球閥進行氣量調控。

圖1 閥桿

圖2 角閥油嘴

2.1 角閥調氣特點

(1)優點

圖4 華1井生產曲線

井口角閥與單井閥組間距較大，最小間距3m，在流量計前形成較為穩定的流態，流量計進氣干擾小，工況、標況顯示靈敏、波動小；角閥調節精度高，可實現2～4m3/h的微量調節，氣量調節穩定。

(2)缺點

角閥閥桿與油嘴配合形成環形進氣通道，井底返壓裂沙、煤粉顆粒易堵塞，過流能力弱；油嘴通徑為0～20mm，使角閥氣量調節能力受限，調氣范圍2500～3000m3/d，不利于后期的提產。

2.2 角閥的維護

角閥密封采用橡膠盤根密封，與抽油機井口盤根不同，抽油機盤根與光桿上下磨擦，角閥盤根與閥桿旋轉磨擦，磨擦損耗、驅動方式不同，橡膠受溫度、其它使用環境影響易變軟粘連；角閥盤根一般為4～6塊，盤根壓蓋不易過緊，過緊會擠壓變形如圖3，角閥開閉澀，易出現反彈。

圖3 角閥盤根

角閥調節出現反彈。從圖4華1井生產曲線來看，套壓升，氣量降，表現反復。原因分析：角閥盤根壓蓋過緊，盤根內圈擠壓突起，之間產生摩擦力增大；在角閥調節時盤根與調節桿摩擦旋轉時，盤根與盤根旋轉不同步，產生回旋力，出現氣量下滑，套壓上升。

角閥的定期維護。角閥需定期更換不平整的盤根，盤根抹上黃油，增加潤滑，檢查盤根壓蓋松緊適度；角閥堵塞可適當調大閥門開度，再調回。

3 V型球調節適應性分析

V型球閥屬于固定球閥，也是單閥座密封球閥，調節性能是球閥中最佳的，它的V型切口與金屬閥座之間具有剪切作用，特別適合含纖維、微小固體顆粒、料漿等介質。適用于經常操作，啟閉迅速，輕便。

3.1 V型球閥調氣特點

(1)優點

V型球閥不受煤層氣氣質影響，過流能力強；氣量調節可實現管線通徑最大化，流量特性是等百分比，可調比達100:1，且調節穩定。等百分比特性的相對行程和相對流量不成直線關系，在行程的每一點上單位行程變化所引起流量的變化與此點的流量成正比，流量變化的百分比是相等的，所以它的優點是流量小時，流量變化小，流量大時，則流量變化大，也就是在不同開度上，具有相同的調節精度。

(2)缺點

V型球閥與流量計間距小，最小間距80cm，井口套壓高0.2MPa以上、套壓與系統壓力差大，在流量計前未形成較為穩定的流態，標況、工況最低顯示值偏高(表1)，初期精細排采井管控無法保障；受V型球閥進氣方式、前后壓差、流態變化、閥門開啟反作用力等因素影響，微量調節2～4m3/h難度較大，需多頻次輕敲位移，費時、費力；V型球閥不需進行日常維護。

表1 V型球閥與井口閥門調節對比表

3.2 V型球閥現場應用

在新區塊V型球調節流量計的標況、工況最低顯示值偏高，與老區塊的應用存在差異，按φ32旋進旋渦流量計，瞬時顯示范圍4～60m3/h，新區塊最低顯示值高達25m3/h，增加了煤層氣井精細管控難度。

圖5 煤層氣井計量閥組工藝示意

(1)流量計前后未形成穩定的流態

圖5煤層氣井計量閥組工藝示意流量計前直管段約0.8m，為直徑的25D，流體在未全開的閥門出口處會產生不規則旋渦，因而在下游形成一段較長的湍流(紊流)。湍流在傳感器上產生的干擾信號會影響流量計的測量，旋進旋渦流量計具有雙探頭抗震功能，在小流量時，湍流產生的干擾信號大于流量信號，會使流量計因檢測不出流量信號而關閉計量。

湍流長度因不同的流體和工況而不同，資料提示氣體為40D的長度。增加直管段的直徑，可以減少長度。在實驗中，當將直管段從32mm改成80mm的管道時，長度可縮短為1m。

(2)V型球閥前后壓差大

實驗發現湍流與閥門開度有關，閥門開度越小，所需要的直管段越長，在3m以上時，流量計才能準確測量下限4m3/h的瞬時流量。

(3)煤層氣井計量閥組工藝示意圖中，后段未安裝單流閥

多井計量管段在同一匯管上匯流，各井解吸壓力、時間、放氣量的差異，在流量計后段形成壓力差，各井解吸壓力差越大，井間的干擾也就越大。