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气井井筒积液处理方法概述随着油气田勘探和生产的不断深入，气井井筒积液处理成为了油气田开发中的一项重要难题。
气井井筒积液是指在气井生产过程中，由于地层条件、流体性质及工艺操作等因素导致天然气和液体混合而在井筒内积聚的液体。
积液的产生不仅影响了气井的产量和稳定性，还会对井下设备和管道产生腐蚀、堵塞等问题，因此对气井井筒积液的处理显得尤为重要。
本文将在介绍气井井筒积液的形成原因的基础上，概述气井井筒积液的处理方法。
一、气井井筒积液形成原因气井井筒积液的形成是由于多种因素共同作用的结果，主要包括以下几个方面：1.地层产能差异。
在气井的开采过程中，不同地层的产能可能存在差异，某些地层的产能低，难以完全排空井筒中的液体。
2.流体性质不匹配。
在地层中产出的天然气中常常含有一定的液态组分，由于地层温度和压力的变化，天然气中的液态组分会凝结成液体并积聚在井筒中。
3.气井生产方式。
气井的产能正常情况下都是大于液井的，但是如果气井选择的生产方式不合理，比如过大的产气流速、泵冲起气流速不适当等，都会导致井筒液位上升，产生积液问题。
4.生产操作不当。
人为操作失误也可能导致气井井筒积液的产生，比如不当的井下操作、井口设备损坏等。
5.天然气水合物的生成。
因为天然气水合物比水更加稠密，所以当温度和压力条件适宜时，天然气水合物会产生，并逐渐堵塞井筒。
以上种种因素导致气井井筒积液的产生，给气井开发带来了一定的困难，因此需要采用合理的手段进行处理。
二、气井井筒积液处理方法气井井筒积液的处理方法多种多样，可以根据具体情况采取不同的技术手段，下面将就常见的气井井筒积液处理方法进行概述：1.注汽排液注汽排液是一种常用的气井井筒积液处理方法，其原理是通过向井筒中注入高温高压水蒸汽，利用高温高压水蒸汽的热能和气体的推动力，将井筒中的液体排出。
这种方法能够有效地排除井筒中的积液，提高气井的产能和稳定性。
2.人工排液人工排液是通过使用压裂车、压裂泵或其他工具，通过井口对井筒中的积液进行排放。
井下节流器井积液诊断及泡排工艺优化探讨本文主要依据积液气井开采现状，针对目前井下节流井积液诊断困难，泡排效果评价体系不完善的问题，结合现场实施情况，提出一套现场积液诊断与泡排制度优化的思路，以便为积液气井排水采气效益的提高提供有效的借鉴。
标签：积液气井；采气工艺1 积液气井排水采气工艺现状1.1 低产气井生产现状东胜气田共有生产气井151口，其中II类、III类气井共为53口，占总井数的35.1%，日均开井数为125口。
同时由于地层能量不足，井筒积液严重，导致井筒内部压力无法达到标准压力限度，最终影响了气井的连续生产。
1.2 北部富水区气井生产现状在东胜气田北部富水区气井生产位置，共有生产气井18口，液气比在3m3/104m3以上的气井14口，其中3口气井由于井筒积液严重关闭。
而对于与水线距离较近的气井，通过优化配产保持合理的生产压差，从而达到既能保持正常生产，同时减缓水体推进速度，延长气井稳产期。
1.3 积液气井排水采气问题分析在东胜气田开采过程中，因低压集输系统的局限性，无法实现单井产液的准确计量，井下节流井油压无法真实反映井筒内流态，积液诊断方法尚不成熟，造成不能及时判断井筒积液、更是弄不清楚井筒积液量和积液位置，导致泡排时机难以明确、泡排工艺优化缺乏依据，从而影响了气井正常排液生产。
2 泡沫排水采气工艺优化2.1 泡排剂优选评价泡排剂是积液气井排采工艺优化的要点，为了选择最佳性能的泡排剂，在实际气井开采过程中，采用国家标准GB/T 13173-91SY-T6465-2000，结合Rossmiles 标准，对泡排剂稳定泡沫性能及起泡能力进行测定。
在具体实验过程中，通过向罗氏泡高仪器内加入25mL发泡积液，然后利用分液管装设100mL发泡液体，从450mm高度进行页面冲击，通过对分液管液体流动高度确定泡排剂发泡能力，而通过对180s内泡沫高度变化可以得到泡排剂稳定泡沫能力。
在东胜气田药剂对比优选实验中，在药剂浓度均为 1.0‰的情况下，对于矿化度在60000-80000mg/L之间的气井，UT-11C（液体）和UT-6（固体）的起始发泡力、稳泡时间、携液量均高于其他药剂。
天然气井井下节流器
1.产品介绍
本产品通过钢丝作业投放到气井生产油管内适当位置，并可根据需要用投捞器由井筒内打捞出。
依靠卡瓦定位，胶筒密封，实现对气流的控制，通过安装在节流器中心的节流嘴达到节流降压和确定产量。
天然气井通过井下节流降压后，可防止在井口产生水合物堵塞现象发生，因而可以不再采用高压注醇的工艺。
从而使天然气输送更加安全，同时大大降低了生产成本。
本产品依据 API Spec 11D1 《封隔器和桥塞》标准设计。
2.技术参数
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井下节流技术在气井排水采气中的探索摘要：基于井下节流技术在气井排水采气中的探索，本文就完善井下节流技术中节流器，围绕两点进行阐述：优化气嘴直径，提高工作效果；完善卡瓦式节流器，促进采气工作顺利开展。
在此基础上，对优化井下节流排水采气工艺，进行分析，希望对相关工作人员提供帮助。
关键词：井下节流技术；气井排水采气；气嘴直径；卡瓦式节流器引言井下节流技术，在我国各种气田气井中应用范围较广，且取得良好的应用效果，可以有效防止水合物的形成。
气田气井中的气体通过节流器后，温度就会下降，在产水气井中将地面节流器移至井中，通过地层加热，以此方式水合物形成。
在实际工作中，应用这一技术，可以提高气井的携液能力，提高工作效率，本文就井下节流技术在气井排水采气中的探索进行分析。
1完善井下节流技术中节流器1.1优化气嘴直径，提高工作效果在在气井排水采气中应用井下节流技术，可以提高工作效率，提高工作质量。
在实际应用中，利用节流基本理论，可以将节流气体流动分为两个部分：临界流动，亚临界流动。
这两种流动方式比较相似，但是在实际工作中存在一些问题。
当喷嘴前后压力比小于或等于其临界压力比时，也就是喷嘴后压力低于或等于临界压力时，气流流动就属于临界流动[1]。
亚临界流动，则与临界流动不同，其压力与临界流动压力不同，要小于临界流动压力。
在实际工作中，可以观察气嘴出口压力，来确定采气情况。
节流前后压力会发生一些变化，并在节流嘴出出现流动状态，这就说明处于临界流动状态。
1.2完善卡瓦式节流器，促进采气工作顺利开展首先，优化胶桶。
在气井排水采气中，应用卡瓦式节流器，需要优化胶桶中的胶料与结构，为采气工作顺利开展奠定基础。
第一，优化胶料。
在实际工作中，优化胶料，可以提高胶桶的性能参数，提高该机器运行效率。
在未改前，应用参数为60%，优化后，则是降低一半的比例。
在实际工作中发现优化后的胶桶具有以下优势：（1）装置硬度发生变化，降低大约两个点左右，提高使用寿命。
气井井筒积液处理方法汇总摘要：井筒积液是凝析气藏产量下降的一个重要因素，如不及时发现和排除，气井有可能因积液严重而水淹。
目前油田正在推广使用的各种典型排水采气技术主要有优选管柱排液、气举排液、泡沫排液、机械排液、超声波排液和天然气循环排液等。
现场需根据单井实际情况，选择适合的排液术，避免水淹提高采收率。
关键词：凝析气藏、井筒积液、排水采气技术、采收率；前言凝析气藏气井积液的危害主要表现在以下几方面：①气井积液或底水锥进，对气井产生分割，形成死气区，使最终采收率降低，一般纯气驱气藏最终采收率可达90％以上，水驱气藏采收率仅为40％～50％，气藏因气水两相流动和低渗透区的水封隔作用而难以采出，一次开采的平均采收率在40％以下；②气井产水后，降低了气相渗透率，使气层受到伤害，渗流过程中压力损失增大，产气量迅速下降，提前进入递减期；③气井积液后，油管柱内形成两相流动，压力损失增大，气藏的能量损失也增大，导致气井由于自喷带水采气，并逐渐恶化转为间接生产，最后因积液严重而水淹。
因此，及时诊断井筒积液是否存在并采取适当的措施，对气井正常生产具有重要意义。
1.井筒积液的原因分析气井在生产后期，由于地层压力、气井产能下降，井筒温度梯度增大，因温度下降导致天然气中的部分成分在井筒内凝析而形成凝析液，而气井产气量又不足以带出该部分凝析液时，凝析液就回落至井底，产生井筒积液。
凝析液积液对气井生产影响较地层液积液大，在纯气井出现凝析液积液的初期，地层压力相对较高的情况下，积液达到一定程度后气井可以靠自身能量带出积液。
2.常用排液采气技术2.1泡沫排液采气泡沫排液技术是通过向井底注入降低气液界面张力的起泡剂，它与水混合在气流搅动下形成低密度的泡沫，易被气流带至井口。
起泡剂有降低界面张力，使气液两相更易分散混合、降阻等作用，它的注入有利于气液两相垂管流态的转变、减少滑脱损失，以达到减少井内积液，降低回压，排水采气和提高油压、稳定生产、延长自喷期的目的。
· 151 ·前沿理论与策略区域治理一、水合物的基本性质水合物是由天然气中的组分在一定温度和压力条件下，与天然气中的游离水结合形成的笼状结晶体。
二、水合物的形成机理在给定的压力下，对于任何组分给定的天然气都存在水合物形成温度，低于这个温度则形成水合物，若高于这个温度则无法形成水合物；反过来，在给定温度下，存在一个形成天然气水合物的最低压力，高于这个压力则形成水合物，低于这个压力则无法形成水合物。
总之，水合物最主要的形成条件有两个：l、气体必须处于水蒸汽过饱和状态或者有自由水存在；ll、满足一定的温度和压力条件。
水合物是水分子和气体分子构成的固态溶液，生成水合物的气体A 和水体系存在以下平衡（准化学平衡和气体分子在空隙中的物理吸附平衡）：三、井下节流技术的基本理论井下节流技术是一种成熟的工艺技术，技术原理是根据生产要求，通过钢丝投捞的方式将井下节流器下到井内设计深度，将井下节流器投到井下产层上部油管内后，使得天然气的节流降压膨胀过程发生在井内。
采用井下节流器节流后，大大降低了井下油气嘴以上的压力，提高采出天然气的井口温度，由于节流效应，压力降低，气体流速加快，能提高气井携液能力。
因此破坏了水合物的生成条件，达到了防止水合物生成的目的。
进行井下节流工艺设计，需要对水合物生成进行预测、气井井筒温度压力剖面预测、节流机理等进行理论研究。
需要对油嘴下入深度、井下节流油嘴直径进行计算。
井下节流工艺可实现防治水合物，降低地面投资，节能降耗，提高气井携液能力，防止地层激动，中低压集气等作用，特别针对低渗、低丰度、低产气藏低经济开发具有重要意义。
3.1水合物形成临界温度压力曲线预测天然气水合物是天然气中的某些烃类组分液态水形成的冰雪状复合物。
水合物的生成和气体的温度压力相关。
常用的水合物预测方法有图解法、经验公式法、相平衡法合统计热力学方法。
统计热力学是近代发展起来的水合物预测方法，根据气藏的特点，选择适用的水合物预测模型，能够较精确的对水合物的生成进行预测。
高温高压气井井下多级节流技术应用天然气节流是一个降温降压过程。
常规的地面节流技术，在节流前需用地面加热保温装置对天然气加热，提高气流温度，以免形成水合物堵塞。
然而井下节流是将节流器安装于油管内适当位置，实现井筒内节流降压，同时可以利用地热对节流后的低温天然气进行加热，从而达到降低节流后的压力，降低水合物生成温度，防止形成水合物堵塞，同时提高地面采气集输系统安全性，还可以达到节约地面管式水套炉设备和天然气消耗，减少站场建设，降低生产运行成本的作用。
在高温高压气井开采过程中，由于井口压力较高，通常采用地面多级节流降压保温生产，从而降低集气管线压力等级。
然而，由于地面作业空间小，尤其是海上平台空间有限，不便于安装地面多级节流装置。
另一方面，在天然气开采过程中井筒流体温度过高，井口各层套管环空密闭空间内流体温度和环空压力迅速增加，可能导致套管破裂或上顶井口；同时，如果环空保护液性能较差，就更加剧了油套管的应力腐蚀。
因此，在高温高压气井井底附近采用井下多级节流技术能够显著降低开采过程中整个井筒的流体温度和井口压力，从而能够有效降低油套管破坏、环空带压的风险，提高地面采气集输系统安全性。
目前，气井井下节流技术已经在四川、胜利、中原、新疆、长庆等气田的多口气井成功应用，具有较好的应用前景和推广价值。
然而，针对高温高压气井井下多级节流技术的研究还未见报导。
因此，开展高温高压井下多级节流技术研究具有一定的开创性和现实经济效益。
1井筒压力场的建立井筒中压力的分布直接影响着完井管柱的受力和变形分析，但是在井的整个生产过程中，压力场并不是一成不变的，其模型建立在如下假设之上：（1）气体在井筒中处于一维稳定流动；（2）垂向上仅有油管内流体换热；（3）在同一深度截面上，流体物性参数处处相等。
根据井筒内流体流动规律分析，流体总压力梯度由加速压力梯度、重力压力梯度和摩阻压力梯度三部分组成，即：⎛⎫⎛⎫⎛⎫=++ ⎪ ⎪ ⎪⎝⎭⎝⎭⎝⎭a h fdp dp dp dp dz dz dz dz （1-1）其中，加速压力梯度：2()2ρυ⎛⎫=⎪⎝⎭adp d dz 重力压力梯度：cos ρθ⎛⎫= ⎪⎝⎭hdp gdz dz 摩阻压力梯度：22ρυ⎛⎫= ⎪⎝⎭fti dp fdz dz d 综合可得：22()cos 22ρυρυρθ=---tid dp gdz f dzd （1-2）式中：p —井筒内压力，MPa；ρ—油管内流体密度，g/cm 3；v —油管内流体速度，m/s；g —重力加速度，m/s 2；z —油管长度，m；θ—井斜角，︒；f —摩阻系数，无量纲；d ti —油管内径，m。
井下节流技术的研究及应用【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。
井下节流气井积液判断与排水措施优化作者：杜伟等来源：《价值工程》2013年第15期摘要：井下节流工艺技术能够有效预防天然气生产过程中水合物的形成，在榆林气田低产气井防堵中普遍应用。
但受气井产能低影响，实施该工艺的低产气井携液能力较差，生产过程中井筒内易形成积液，影响气井正常生产。
受节流器的影响井筒积液判断困难，泡沫排水措施的实施也受到限制，排水效果普遍差于常规气井。
本文通过对榆林气田南区实施井下节流工艺技术的天然气井生产情况跟踪分析和现场摸排，在积液判断和排水措施实施方面进行优化。
关键词：榆林气田；井下节流；排水；优化中图分类号：TE32 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）15-0046-021 井下节流气井泡排工艺实施难点1.1 积液判断常规气井井筒出现积液后，由于管柱中液体作用造成井底回压增大，可以通过油套压差变化较为直观的进行判断。
但井下节流气井无法通过油套压差直观反应井底积液情况和积液周期，给泡排作业时机的选择造成了困难。
1.2 泡排施工榆林气田地处西北地区，冬季气温达-10～-30℃，液体起泡剂现场加注困难，常规气井通过井口向油管内投放排液棒就可以解决冬季低产气井排水采气问题。
目前榆林气田南区采用的是活动式井下节流器，排液棒从油管投入可能会造成节流器解封而失效，故实施井下节流工艺的气井我们不采用井口投棒的泡排方式。
1.3 碎泡效应[4] 节流气嘴直径一般为2～3mm，泡排药剂在井底通过天然气流搅动形成的低密度泡沫远大于此。
室内试验表明泡排剂起泡带液通过节流气嘴时，因流通受限，泡沫破碎后在通过气嘴后再次形成较小泡沫，直接导致携液能力大幅削弱，且连续泡沫经过气嘴后变成间断的泡沫段。
1.4 提产带液常规气井通过提高气井瞬时产量，可以有效激动井底，产生有利于携液的大量泡沫。
但井下节流气井气流通过节流嘴后，流体在油管中的流动已经达到临界流状态，瞬时提产不会对节流器下部流体产生影响，不利于积液有效排出。
