天然气井井下节流器

井下节流技术在大牛地气田D47井区的应用效果评价【摘要】大牛地气田采用高压集气集中注醇工艺流程，部分气井出现井筒及集气管线堵塞严重等问题，为此开展井下节流技术的研究具有重要意义。

文章结合井下节流工艺在大牛地气田d47井区大量现场试验资料，简述该工艺基本原理，降低集气支线压力等级，节约加热用气，节约甲醇抑制剂加注量，降低开采成本，具有显著技术和经济效益。

【关键词】大牛地气田井下节流效果评价大牛地气田开发历时10年，形成较为成熟的高压集气、多井加热、二级节流（低温分离）、间歇计量、集中脱水、集中注醇的工艺流程。

但在生产中暴露出以下问题：（1）气井产能低，气流在井筒和地面管线内流速低，携液能力差，导致井筒积液和地面集气管线内低凹处液体聚集；（2）管线内气流温度受环境温度影响大，环境温度低，易形成水合物堵塞；（3）节流降压引起温度降低，节流前需通过水套炉加热，增加采气成本；（4）井口设备及地面集气管线承受压力高，存安全隐患。

为此，开展井下节流工艺技术研究试验。

目前，大牛地气田d47井区2口井试验获成功，取得显著效果和良好的技术效益和经济效益。

1 井下节流工艺原理高压天然气节流是一个降压降温过程。

常规的地面节流工艺，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。

而井下节流工艺技术是将井下节流器置于油管某一适当位置，来实现井筒节流降压，充分利用地热加温，使节流后井口温度基本恢复到节流前温度。

2 现场应用效果评价2.1 现场应用大牛地气田d47井区气藏具有低孔、低渗、气井产量低的特点，为减少甲醇抑制剂的生产成本，改善气井生产状况，在d47井区d47-13、d47-35井开展井下节流工艺试验。

下面以d47-35井为例说明井下节流生产情况，采用井下节流工艺生产，油压保持平稳，套压下降缓慢，产气量稳定。

截止2009年6月15日，累计生产1484天，累计生产天然气1645.6×104m3，累计带水553.1m3。

苏里格气田井场工艺技术探讨X李　超,付文婷,杨　光,张凤喜,刘银春(西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安　710018) 摘　要:在地面工程建设领域,具有“低渗、低压、低丰度”特点气田的井场工艺一直是天然气开发工作的研究重点。

苏里格气田为国内典型的低渗、低压、低丰度气田,自2006年进入规模开发以来,从气田气井压力、地面管网优化等方面出发进行不断的研究,创新形成了苏里格气田井场工艺技术,具体包括井下节流工艺技术、湿气带液计量技术、高低压紧急关断技术、数据远传技术及相应的井场配套技术。

本文以苏里格气田井场工艺为例,对低渗低压低丰度气田的井场工艺技术进行了研究探讨,旨在气田井场工艺技术领域起到一定的指导和借鉴意义。

关键词:苏里格气田;井场;工艺技术;井下节流;带液计量;紧急关断;数据远传 中图分类号:T E371 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0108—031　概述井场工艺作为整个地面集输系统的“龙头”,与整个集输系统的工艺流程息息相关。

井场流程必须与整个集气系统流程相一致,而井场流程及设备的简化也是大幅度降低工程投资的重要因素。

2　常规的气田井场工艺目前,国内有两种比较典型的气井井场工艺,简述如下。

2.1　早期以四川气田为代表的单井集气工艺井口工艺:井口设置加热炉,井口高压天气流通过加热,节流降压,单井中压输送到集气站,该工艺井口设置有加热炉、节流阀、分离器、计量等工艺设备,这种井场单井常温分离工艺流程,一般适用于气田建设初期气井少、分散、压力不高、用户近、供气量小、而且不含硫(或甚微)的单井气处理。

其缺点是井口须有人值守,造成定员多,管理分散,污水不便于集中处理等困难。

具有投资高、管理点多、生产成本高等特点,但对井间距离远,采气管线长、产气量高的边远井,这种集气方式仍是适宜的。

2.2　长庆靖边、榆林气田为代表的多井高压集气工艺井口不采取加热、节流措施,充分利用气井的压力能,井口高压天然气直接输送到集气站。

天然气井排水采气工艺方法探究摘要：随着城市化的不断发展，人们需要的能源也与日俱增，各个行业也在尽可能地使用新能源，使得天然气的需求量和使用量大幅度增加。

天然气在使用过程中，对环境的影响小，而且有丰富的储备，在今后能源的使用中，会进一步扩大。

因此，研究天然气井排水采气工艺方法具有重要意义。

下面笔者就对此展开探讨。

关键词：天然气井；采气工艺；方法1 天然气井排水采气工艺概述由于我国天然气资源一般都是位于地下，因此在进行资源开采的时候，就需要考虑到所处位置的影响，采取对应的开采方式，这样才能够确保天然气能源得到有效的排出和采集，而且保持其本身的正常状态，能够为人们良好的使用。

因此，相关工作人员需要重视采取正确的排水采气工艺方法，确保天然气井内的液体能够在相关人为压力下得到有效的排出，而且天然气井还能够保持其原本的状态，不会受到结构方面的破坏，这样有助于更好地开展天然气能源的开采工作，进一步提高天然气能源的开采量。

在日常工作状态中，天然气井会产生一些油和水之类的液体，还会之间发生一些变化，而在天然气井内进行沉降，最终堆积在井底。

由于这个变化会给气层带来一定的内压，从而导致天然气的流通受到一定的限制，不能够进行正常的流动，那么就会导致天然气井本身的工作性能没有得到良好的发挥，从而给天然气能源的开发工作带来一定的危害。

面对这样的情况，相关工作人员就需要进一步加强对开采工艺和方法的优化和完善，对这种沉积液体采取有效的处理措施，从而积累更多丰富的工作经验，能够有效提高天然气开采技术的应用性和可行性，推动天然气开采工作得到顺利的实施，为相关企业带来稳定的经济效益。

2 选择排水采气工艺的技巧由于天然气能源开采过程当中可能会出现许多问题，因此合理选择排水采气工艺方法的技巧就显得至关重要。

相关工作人员需要对此引起高度的重视，注重其中一些关键的部分，从而合理选择最合适的排水采气工艺方法的技巧。

首先就是需要充分了解开采地点的地形、地貌等情况，相关工作人员需要做到实地考察和勘探，对地质结构达到充分的掌握，还需要积极了解这个地点的开采历史，对当地的天然气能源的真实的储备情况需要做好记录，这样能够帮助工作人员更好地规划开采方案。

气井综合治理技术服务方案1、服务方案与技术措施L1、项目概况1.2.服务执行标准 (1)1.3.服务要求 (1)1.4.服务区域地理、地质、气象、水文、环境特点 (2)1.5.管理目标.......................................... 1 . (2)1.6.工期承诺..................................... 1 (2)1.9.三相分离器测试施工技术方案......... .................. Y. ...........1.10.井下节流器投放、打捞施工技术方案.................................1.1K氮气气举、压缩机气举施工技术方案..................................1.12.泡排（棒）剂加注、储层解水锁、井筒除垢施工技术方案..............1.13.主控阀门维修及更换施工技术方案・・； ............................2、安全环境管理措施・.・1 ...................................3、环保管理体系与措施4、质量保证15 24 41 49 62 70 74 791、服务方案与技术措施1.1、项目概况项目名称：XXX采气厂气井综合治理技术服务项目。

服务内容：气井的液面测试、三相计量、井下节流器投捞、泡排及气举、主控阀门维修及更换、储层解堵等作业。

服务地点：所属靖边县、吴起县、志丹县、定边县、盐池县境内。

服务期限：自合同签订之日至202X年12月31日。

1.2、服务执行标准(1)在井下作业施工中应严格执行《长庆油田石油与天然气井下作业井控实施细则》，并执行但不限于下列安全标准，若此标准有调整，按新标准执行，国家、行业有关的安全生产标准在本合同未列举的，作业队伍也应一并执行。

(2)《石油井下作业队安全检查规定》(SY6023-94)；(3)《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》(SY/T5225—2005)；(4)《石油企业工业动火安全规程》(SY5858-93)：(5)《井下作业井场用电安全要求》(SY/T5727-1995)：(6)《油气井井喷着火抢险作业法》(SY/T6203-1996)；KW(7)《石油天然气井下作业健康、安全与环保管理体系指南》(SY/T6283-1997)；(8)《石油工业作业场所劳动防护用具配备标准》(SY/T6524—2002)。

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作者简介：冉新权，１９６５年生，教授级高级工程师，油气田开发工程博士（博士后）；现任中国石油长庆油田公司党委书记、副总经理；工作以来，在省部级以上刊物上发表著作、论文和重要技术报告１０余篇，获四川省和中国石油天然气集团公司科学技术进步奖多次。

地址：（７１００２１）陕西省西安市未央路１５１号长庆油田公司。

Ｅ‐ｍａｉｌ：ｒａｎｄｙ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ关键技术突破，集成技术创新实现苏里格气田规模有效开发冉新权　何光怀（中国石油长庆油田公司） 冉新权等．关键技术突破，集成技术创新，实现苏里格气田规模有效开发．天然气工业，２００７，２７（１２）：１‐５． 摘　要　苏里格气田发现于２０００年，目前天然气日产量已突破１０００×１０４ｍ３，是中国石油天然气主力上产区之一。

该气田储层呈薄互层、非均质性强，气井压力下降快、单井采出量小，常规技术难以实现有效开发。

面对该气田的开发难题，以试生产试验区为载体进行了为期４年的开发前期评价，开展了地震—地质综合研究及钻采、地面工艺试验，对六项关键技术集中攻关取得突破，探索出了适合苏里格气田开发的低成本路子，集成创新了１２项开发配套技术，形成了“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的“四化”工作思路，成功地实现了对苏里格气田的规模开发，为今后该气田２×１０１２ｍ３储量大规模开发和持续发展提供了技术保障。

主题词　苏里格气田　气田开发　配套　技术　管理　创新 苏里格气田发现于２０００年，储层为上古生界上石盒子组盒８段和山西组山１段碎屑砂岩。

气层埋深３３００～３５００ｍ，平均有效厚度在１０ｍ左右，孔隙度介于５％～１２％之间，渗透率介于０．０６×１０－３～２×１０－３μｍ２之间，压力系数为０．８６，平均储量丰度为１．４×１０４ｍ３／ｋｍ２，是典型的低渗透率、低压力、低丰度的“三低”气田。

２００３年苏里格气田中区提交天然气探明地质储量５３３６×１０８ｍ３，２００７年苏里格东区提交基本探明天然气地质储量５６５２．２３×１０８ｍ３，目前累计探明天然气地质储量已超过１×１０１２ｍ３。