气井井下节流动态预测

气井井下节流工艺将节流器安装于油管的适当位置来实现井下调压，能充分利用地热对节流后的天然气加热，从而改变天然气水合物的生成条件，对于防止水合物生成起到了积极的作用。井下节流后，气体由于压力降低而膨胀，气体的压能转变成动能，促使气流速度增大，有利于提高气井的携液能力。文章应用节点系统分析方法，以井下节流器为节点，建立了气井井下节流过程井筒压力温度动态预测模型。该模型综合考虑了流入动态和井筒径向传热机理，能够预测井下节流压力、温度等重要参数，为井下节流动态分析、井下节流器工艺参数设计、水合物防治、排液采气工艺提供了必要的技术手段。     

气井井下节流防止水合物研究

气井井下节流工艺是将节流器置于油管的适当位置来实现井下节流调压，利用地热对节流后的天然气加热，改变天然气水合物的生成条件，对防止水合物生成起到了积极作用。文中建立了气井井下节流压降温降以及节流后地层加热过程的数学模型，以苏里格气田某井为例，应用自制气井井筒动态分析软件，对比分析了井下节流与地面节流水合物生成与携液情况。井下节流大幅降低水合物的生成温度，有效解决了气井积液的生产技术难题。     

基于耦合模型的高压气井井下节流工艺设计方法研究

主要针对高压气井冬季易堵、存在较大安全隐患的生产难题,开展井下节流工艺技术研究。根据井下节流机理,基于天然气在井筒流动规律和地层径向传热,建立了井筒压力和流动温度预测数学模型,并采用精度较高的龙格库塔方法进行数值求解,采用组分模型和等熵焓变预测节流温降。根据气井产量、水合物生成条件、井筒压力、温度分布预测确定节流工艺参数,根据所建立的井下节流设计模型,对川孝452井进行工艺参数设计和现场试验,取得了良好效果。     

油气井井下节流工艺研究综述

对于井下节流工艺,研究的重点主要在于确定节流的天然气温度、压力、流速、气体密度等有关参数的变化情况。通过对天然气水合物预测模型、节流温降压降模型、井下节流器的结构优化方面相关文献资料的研究,阐述了井下节流工艺的发展历程及成果,提出了研究中目前存在的问题,为下一步的研究工作指明方向。     

高压气井井下节流工艺设计方法研究

针对高压气井冬季易堵、存在较大安全隐患的生产难题,开展井下节流工艺技术研究。根据井下节流机理,基于天然气在井筒流动规律和地层径向传热,建立了井筒压力和流动温度预测数学模型,并采用精度较高的龙格库塔方法进行数值求解,采用组分模型和等熵焓变预测节流温降。根据气井产量、水合物生成条件、井筒压力、温度分布预测确定节流工艺参数,根据所建立的井下节流设计模型,对川孝452井进行工艺参数设计和现场试验,取得了良好效果。     

苏里格气田采气集气工艺及管网模拟研究现状

苏里格气田作为我国内陆最大的整装气田,随着天然气不断开采,地层压力逐渐降低,采气工艺技术的革新与集气管网布局的优化成为延续气田生产寿命的核心问题。该气田通过井下节流工艺有效利用地温热能解决了水合物堵塞问题;新型锁芯式井下节流器一次打捞成功率在90%以上;布井方案采用单井串接工艺,缩短了采气管线长度;减少运行管理费用投入,使建设投资额降低约48.8%。梳理了近年来管网模型研究的发展动态,指出不同方法的优缺点,并以苏里格气田采气量增加30%的背景下,展示了骨架管网水力计算模型的建立过程和模拟软件算法流程,利用TGNET软件模拟管网压降幅度,从而有效抑制水合物生成并避免经济损失。针对集输管网适用性评价进行讨论,指出了生产工况变化对管网运行效率的影响,以及建立水力计算模型对于预测和避免潜在风险的必要性。     

气井活动式井下节流器

水合物是在一定的压力、温度平衡体系中形成的，根据室内实验结论，预防水合物形成的方法就是降低井筒内天然气压力或提高采出天然气的温度。井下节流工艺原理是将地面气嘴移到井下产层上部油管内，使天然气的节流、降压、膨胀过程发生在井筒内。通过井下气嘴节流，降低气嘴上部天然气压力，破坏水合物的生成条件，达到防治水合物生成的目的。研制的气井活动式井下节流器的作用如下，     

利用井下节流技术防止水合物形成

井下节流技术是将节流嘴置于油管某一适当位置,使井筒压力降低,改变水合物形成条件,防止井筒水合物堵塞,同时可有效降低井口装置的压力,使井口装置更加安全可靠,使用寿命延长。为准确预测井下节流后气井井筒温度、压力分布．判断水合物形成条件,将井筒节流温压分布模型与水合物预测模型相结合,建立了气井井下节流水合物预测模型。结合油田实例．预测了气井节流后温度、压力沿井筒的分布,计算了节流后温度、压力条件下井筒内水合物的形成温度,为气井井筒水合物的防治提供了重要依据。,在气井中,利用井下节流技术能够有效地防止水合物的形成,研究成果已用于指导双家坝气田采气工程设计。     

气井井下节流降压工艺方法探讨

结合气井生产特点，对汪家屯气田水合物的生成机理及产生规律进行了研究，阐述了水合物形成机理，即天然气水合物是天然气中的水和气体在低温高压下的产物，其形成与天然气组分和地层水的矿化度、温度和压力有关。为探索新的水合物的预防技术，在易形成水合物气井上，开展了井下节流防治水合物工艺试验，其原理是将地面气嘴移到井下产层上部油管内，使天然气的节流降压膨胀过程发生在井内。通过井下油嘴节流、降温后的天然气仍可吸收地层温度，降低井筒内天然气压力，提高采出天然气的井口温度，破坏水合物的生成条件，达到防止水合物生成的目的。     

苏里格气田井下节流器工艺参数确定

根据苏里格气田储层特征及气井生产动态将气井分为三类。通过分析三类气井井筒压力、温度及水合物生成条件,确定了苏里格气田气井井下节流器工艺参数的范围,有助于系统管理及高效维修气井井下节流器,进而保证了气井安全、平稳生产。     

超临界二氧化碳管道杂质对节流温降的影响

超临界二氧化碳管道输送安全是碳捕集与封存技术(Carbon Capture and Storage,即CCS)的一个重要环节。当超临界管道压力过高时,一般采用节流方式泄放管内高压,节流过程产生的温降可以根据绝热假设进行预测。根据绝热假设及能量守恒关系,通过求解临界节流过程中出口速度与音速的关系式,建立临界节流比与绝热指数关系;烟气二氧化碳中含有杂质,会影响节流过程中产生的温降,根据伯努利方程及等温焓差迭代方法计算节流温降,并依据二元交互作用系数混合规则分析超临界二氧化碳管道中杂质对节流温降的影响。研究结果表明:当二氧化碳中含有的杂质为二氧化硫时,有助于提高节流后的温度,并降低发生干冰堵塞的可能,然而当杂质为氮气时则会进一步降低节流后的温度。通过实例分析给出烟气二氧化碳节流具体操作建议:当采用多级节流时,较高的初始温度可以防止放空管出口处形成干冰。     

超临界CO2压裂裂缝温度场模型

超临界CO₂压裂中,裂缝流体物性变化、相态规律以及裂缝的几何尺寸、导流能力等参数均与裂缝温度场密切相关。针对超临界CO₂无造壁性、滤失能力强的特点,考虑滤失过程中的节流效应,推导了滤失过程中的岩石温度场解析模型及裂缝壁面上的热流函数表达式;以此为基础,考虑裂缝内超临界CO₂压裂液的相态、物性变化,以比焓为研究对象,建立了超临界CO₂压裂裂缝温度场模型。通过实例分析,计算结果表明:随着滤失时间的增加,裂缝壁面上的热流速率逐渐减小,对应位置处的裂缝流体温度逐渐降低;滤失系数越大,裂缝壁面上的热流速率越小,裂缝内流体和周围岩石温度变化越慢。高滤失系数条件下,由于节流效应,滤失流体存在明显的"冷却"过程,会对裂缝温度场产生很大的影响。压裂过程中,裂缝内流体会存在相态的转变,由超临界态转化为液态与超临界态并存,同时近井地带存在生成水合物的风险。     

井下节流技术在低温分离工艺中的配套应用

长庆榆林气田集气站内采用多井加热、节流制冷、低温分离工艺流程，气井井口压力为18～22 MPa，单井进站天然气直接节流制冷后温度将低于-20 ℃，这超过了集气站所采用设备普通20^#钢适用温度范围，需要先经加热后再节流，才能达到低温分离工艺温度要求。针对集气站低温分离工艺运行实际，为解决多井集气站所辖低产气井井筒积液、采气管线水合物堵塞频繁等问题，引入井下节流技术，研究了井下节流技术和配套低温分离工艺应用基本原理和技术关键，现场共成功配套应用14井次，使单井采气管线运行压力降为10～12 MPa，单井进站天然气直接节流制冷，停运了多井加热炉，不但满足了低温分离工艺温度-8～-18 ℃的要求，而且有效解决了低产气井水合物堵塞等问题，实现了正常生产和节能降耗，减少了甲醇注入量和燃气消耗，提高了气井采气时率，14口井每天可节能价值约1.07万元，经济效益显著。     

多相流过气嘴节流温降特征

油气嘴节流现象广泛存在于油气田开发生产过程中，严重者可以导致冰冻结霜或者生成水和物导致作业失败。在借鉴前人模型的基础上，考虑油气嘴多相流节流的各阶段特征，建立模型分析过气嘴节流各阶段温度压力降落特征，对于现场气井测试及生产具有重要的指导意义。     

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本文在研究井下油嘴节流机理的基础上,导出了油嘴最小下入深度关系式和气、液二相节流模型,将其应用于四川气田和胜利油田的8口气井的井下节流设计、计算、获得了较好的效果。     

氧气减压器调节失灵原因及处理

针对银催化剂中试评价装置中氧气减压器调节失灵导致氧气流量波动的问题，从氧气减压器结构和热力学分析入手，查找原因。热力学分析表明，节流效应导致氧气减压器调节失灵。采用外覆恒功率电伴热带来提高减压前氧气气流的温度，可以避免调节失灵故障。     

大牛地气田脱水脱烃工艺的成功实践

大牛地气田开发选用高压集气天然气处理工艺,采用节流制冷脱水、脱烃,需要一定的压差才能保证外输气质。当气井压力下降至一定程度时,集气站内没有足够的压差,无法利用节流膨胀制冷、低温分离工艺实现对天然气烃露点、水露点的控制,需要结合增压、脱液工艺对气田集输工艺进一步优化。分析了气田不同开发阶段采取的脱水脱烃工艺、可能出现的问题及解决措施。     

小压差大温降工艺在榆林气田的应用

直接节流膨胀制冷工艺是轻烃回收用低温分离方法中最常见的一种，要求天然气必须有较大的可利用压能和压差。为了在低压气田、气井上应用直接节流膨胀制冷工艺，首先采用动态模拟方法分析了小压差产生大温降的原理，采用节流阀小压差节流制冷、大面积换热预冷，换热与节流所形成的温差差距相互推动，最终能形成稳定的低温，从而获得大的温度降。小压差大温降工艺在长庆榆林气田上古生界气藏得到了应用并获得良好效果，为低压气田采用直接膨胀制冷工艺实施轻烃回收提供了现场试验依据。