一种天然气生产方法.pdf

1、10申请公布号CN102444396A43申请公布日20120509CN102444396ACN102444396A21申请号201210001267322申请日20120104E21B43/2420060171申请人李向东地址100044北京市西城区车公庄大街甲4号物华大厦A座1505室72发明人李向东74专利代理机构北京正理专利代理有限公司11257代理人张文祎54发明名称一种天然气生产方法57摘要本发明公开了一种天然气生产方法，包括如下步骤1将隔热油管放入气井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口。本发明用于天然气生产中能够充分利用天然能量生产天然气，能够大幅提高天然气井的井

2、口温度，能够有效解决水合物影响天然气生产的问题，能够实现天然气不加热、不增压生产工艺，能够取消加热炉加热、压缩机增压集输环节，能够大幅降低天然气生产的生产成本和能耗；具有实施容易，安全可靠等优特点。51INTCL19中华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书4页说明书61页CN102444413A1/4页21一种天然气生产方法，其特征在于，包括如下步骤1将隔热油管放入气井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口。2根据权利要求1所述的天然气生产方法，其特征在于，所述隔热油管能让天然气升至井口的温度高于水合物生成临界温度，或/和能让天然气依靠自身温度在井口或井场节流降压后的

3、温度不低于天然气管线管件所允许的最低运行温度或不低于20。3根据权利要求1或2所述的天然气生产方法，其特征在于，所述隔热油管包括管外壁具有保温层的油管、连续油管、空心抽油杆、特种金属管、特种非金属管的任意一种或2种以上组合在一起的组合管。4根据权利要求1或2所述的天然气生产方法，其特征在于，所述隔热油管包括具有保温、绝热、隔热结构或功能的油管、连续油管、特种金属管、特种非金属管的任意一种或2种以上组合在一起的组合管。5根据权利要求1所述的天然气生产方法，其特征在于，包括如下步骤1将隔热油管放入气井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口；3让天然气在井场依靠自身温度节流降压。6根据权

4、利要求5所述的天然气生产方法，其特征在于，所述隔热油管能让天然气升至井口的温度高于水合物生成临界温度，或/和能让天然气在井场依靠自身温度节流降压后的温度不低于天然气管线管件所允许的最低运行温度或不低于20。7根据权利要求5或6所述的天然气生产方法，其特征在于，还包括如下步骤将节流降压后的天然气输送至集气站。8根据权利要求5或6所述的天然气生产方法，其特征在于所述节流降压包括井场地面节流降压或井口节流降压。9根据权利要求5、6、7或8所述的天然气生产方法，其特征在于所述节流降压包括1级节流降压或2级以上节流降压。10根据权利要求5、6、7或8所述的天然气生产方法，其特征在于在步骤3之前，先向天然

5、气中加入防冻剂。11根据权利要求1所述的天然气生产方法，其特征在于包括如下步骤1将隔热油管放入气井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口；3让天然气依靠自身温度在井场进行首次节流降压；4将首次节流降压后的天然气输入气液分离器中分离开液体和天然气；5向分离出的天然气中加入防冻剂；6让携有防冻剂的天然气依靠自身温度在井场进行第二次节流降压。12根据权利要求11所述的天然气生产方法，其特征在于所述首次节流降压能确保天然气依靠自身温度节流降压后的温度高于水合物生成临界温度和冰点且不会在气液分离器内生成水合物或冰。13根据权利要求11或12所述的天然气生产方法，其特征在于所述首次节流降压和第

6、二次节流降压是一级或2级以上节流降压。权利要求书CN102444396ACN102444413A2/4页314根据权利要求11、12或13所述的天然气生产方法，其特征在于所述气液分离器包括1个气液分离器或2个以上并联或串联的气液分离器。15根据权利要求1所述的天然气生产方法，其特征在于，包括如下步骤1将隔热油管放入气井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口；3向天然气中加入防冻剂；4让天然气依靠自身温度和地热在井场至集气站间埋地集输管线中多次节流降压。16根据权利要求15所述的天然气生产方法，其特征在于所述多次节流降压能利用大地热能让天然气在管线内的温度高于0且低于井场至集气站间集

7、输管线埋地年平均地温或低于10。17根据权利要求15所述的天然气生产方法，其特征在于，包括如下步骤1将隔热油管放入气井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口；3向天然气中加入防冻剂；4让携带防冻剂的天然气依靠自身温度在井场节流降压；5让井场节流降压后的天然气依靠自身温度和地热在井场至集气站间埋地集输管线中多次节流降压。18根据权利要求17所述的天然气生产方法，其特征在于所述井场节流降压能让天然气在节流降压后的温度高于水合物生成临界温度且高于0，且低于当地井场至集气站间集输管线埋地年平均地温或低于10；所述多次节流降压能利用大地热能让天然气在管线内的温度高于0且低于井场至集气站间集输

8、管线埋地年平均低温或低于10。19根据权利要求17或18所述的天然气生产方法，其特征在于所述井场节流降压包括1级或2级以上节流降压；所述多次节流降压包括井场至集气站间埋地集输管线上任意位置的2级以上节流降压。20根据权利要求5所述的天然气生产方法，其特征在于，包括如下步骤1将隔热油管放入气井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口；3让天然气依靠自身温度在井场节流降压；4让节流降压后的天然气进入井场设置的气液分离器中分离开液体和天然气；5向分离出的天然气中加入防冻剂；6让携带防冻剂的天然气依靠自身温度和地热在井场至集气站间埋地集输管线中多次节流降压。21根据权利要求5所述的天然气生产

9、方法，其特征在于，包括如下步骤1将隔热油管放入气井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口；3让天然气在井场依靠自身温度节流降压；4往节流降压后的天然气中加入防冻剂，然后将天然气输送至集气站。权利要求书CN102444396ACN102444413A3/4页422根据权利要求5或7所述的天然气生产方法，其特征在于用保温管线将天然气输送至集气站。23根据权利要求5所述的天然气生产方法，其特征在于包括如下步骤1将隔热油管放入气井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口；3让天然气在井场依靠自身温度节流降压；4将节流降压后的天然气输送到井场设置的气液分离器中，通过气液分离器将天然

10、气与液体分离；5向分离出的天然气中加入防冻剂；6将携有防冻剂的天然气直接输送至集气站。24根据权利要求5所述的天然气生产方法，其特征在于1将隔热油管放入气井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口；3让天然气在井场依靠自身温度节流降压；4将节流降压后的天然气输送到井场设置的气液分离器中，通过气液分离器将天然气与液体分离；5将分离出的天然气用保温管线或保温的集输管线输送至集气站。25根据权利要求21、22、23或24所述的天然气生产方法，其特征在于所述气液分离器是1个气液分离器或2个以上并联或/和串联的气液分离器。26根据权利要求25所述的天然气生产方法，其特征在于对所述气液分离器及出

11、液口保温。27根据权利要求1所述的天然气生产方法，其特征在于，包括如下步骤1将隔热油管放入气井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口；3用保温管线将天然气输送至集气站；4让天然气在集气站依靠自身温度节流降压。28根据权利要求27所述的天然气生产方法，其特征在于所述隔热油管能让天然气升至井口的温度高于水合物生成临界温度，或/和能让天然气依靠自身温度、压力和保温管线输送至集气站节流降压后的温度不低于天然气管线管件所允许的最低运行温度或不低于20；所述保温管线能确保天然气依靠自身温度、压力输送至集气站节流降压后的温度不低于天然气管线管件所允许的最低运行温度或不低于20。29根据权利要求2

12、7或28所述的天然气生产方法，其特征在于所述节流降压是1级节流降压或2级以上节流降压；30根据权利要求27、28或29所述的天然气生产方法，其特征在于步骤4中，在节流降压前向天然气中加入防冻剂。31根据权利要求1所述的天然气生产方法，其特征在于，包括如下步骤1将隔热油管放入气井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口；权利要求书CN102444396ACN102444413A4/4页53向天然气中加入防冻剂；4让天然气依靠自身温度在井场节流降压降温至059后通过井场至集气站间埋地集输管线输送至集气站；5将天然气输入集气站设置的气液分离器中，通过气液分离器将天然气与液体分离；6让分离出

13、的天然气依靠自身温度在集气站节流降压降温至059后通过集气站至净化厂的埋地站间管线输送至天然气净化处理厂。32根据权利要求31所述的天然气生产方法，其特征在于，还包括如下步骤将进入天然气净化处理厂的天然气节流降压降温至8以上。33根据权利要求31或32所述的天然气生产方法，其特征在于所述隔热油管能让天然气升至井口的温度高于水合物生成临界温度，或/和能让天然气依靠自身温度在井场节流降压10以上后的温度不低于05。34根据权利要求31、32或33所述的天然气生产方法，其特征在于所述节流降压是1级或2级以上节流降压。35根据权利要求31所述的天然气生产方法，其特征在于，包括如下步骤1将隔热油管放入气

14、井井筒套管中或油管中；2让天然气通过隔热油管升至井口；3向天然气中加入防冻剂；4让天然气依靠自身温度在井场节流降压降温至059后通过井场至集气站间埋地集输管线输送至集气站；5将天然气输入集气站设置的气液分离器中，通过气液分离器将天然气与液体分离；6向分离出的天然气中加入防冻剂；7让分离出的天然气依靠自身温度在集气站节流降压降温至059后通过集气站至净化厂的埋地站间管线输送至天然气净化处理厂。权利要求书CN102444396ACN102444413A1/61页6一种天然气生产方法技术领域0001本发明涉及天然气生产领域，尤其是涉及一种天然气生产方法。背景技术0002目前，国内普遍采用油管法、套管

15、法、连续油管法生产天然气，具体又可分为地面节流油管法、井下节流油管法、地面节流套管法、井下节流套管法、地面节流连续油管法、井下节流连续油管法。0003一、地面节流油管法该方法是先让地下储气层简称气层中的天然气通过气井井筒中的油管升至井口，然后让天然气从井口进入集输管线，先通过设置于井场或集气站的加热炉对天然气加热升温，并在天然气加热升温后进行节流降压，然后再让节流降压后的天然气进入后续集输工序。该方法存在以下缺陷00041、在天然气从井底升至井口阶段，由于天然气井井筒中的油管是普通金属光油管，天然气从井底升至井口的过程中不断向地层散热，因此当天然气升至井口时，在进入加热炉加热、节流降压前，其温

16、度可能已经低于天然气水合物生成临界温度，从而形成水合物堵塞井筒、井口，导致气井无法正常生产。而当井筒、井口被天然气水合物堵塞时，则普遍采取加入甲醇的方法解除堵塞。0005由公开资料可知国内气井普遍使用油管生产天然气，所用油管均为金属光油管。0006中国石化出版社2009年1月第1版第1次印刷的大牛地低压致密气藏储层改造理论与实践第12页倒数第1行曾述“气藏温度为7889096，属于适中的地层温度。”0007由本领域公知知识可知苏里格气田气井平均井深3500米，气藏温度约110，普光气田气井平均井深6000米，气藏温度约180。0008由本领域公知知识可知目前气井中所用的油管、套管与油井所用的普

17、通油管、套管一样，均为金属光油管。0009由本领域公知知识可知在井筒内，天然气能够依次通过油管壁油管套管组成的环形空间套管壁固井水泥环向大地散热，且天然气的散热速度、散热量与其温度正相关。0010中国石油大学出版社2000年7月第1版第1次印刷的油田化学第277页第23行曾述“在一定条件下，天然气可与水生成水合物，使天然气管道产生堵塞。”该油田化学第269页第1011行曾述“在地层条件下，天然气是与水接触的，因此天然气中总含有一定数量的水蒸气。”0011公开资料表明有的天然气与液态水伴生，当天然气从气层流出时，会与其伴生的液态水形成混合流体一起流动。0012由油田化学第277页表93可知甲烷水

18、合物的临界生成温度为47，乙烷水合物的临界生成温度为145。0013由大牛地低压致密气藏储层改造理论与实践第11页倒数第10行所述可知“大说明书CN102444396ACN102444413A2/61页7牛地气田天然气组分中甲烷含量总体较高，乙烷以上组分含量较低。”0014由本领域公知知识可知由于天然气密度、静压力很低，天然气井井口压力很高，如靖边气田、榆林气田、大牛地气田、苏里格气田天然气井口的压力可高达20MPA以上，普光气田天然气井口的压力超过40MPA。0015以靖边气田为例。0016公开资料表明靖边气田位于内蒙古鄂尔多斯沙漠地区和陕西省靖边县境内，冬季最低气温达31。0017靖边气田

19、的运行资料表明天然气井平均井深约3500米，井底气层温度约110，一般日产气量15万标方/日，部分气井日产气量超过5万标方/日，部分气井日产气量低于1万标方/日，气井均采用普通油管、套管结构，所用油管、套管均为金属光油管。气井井口油管出口压力一般在15MPA以上，最高可达22MPA以上，冬季实测气井井口天然气温度为815，夏季实测气井井口天然气温度为1025。0018该气田的生产方式可概括为天然气通过油管升至井口后，进入埋地集输管线，通过埋地集输管线输送至集气站，在集气站内先通过加热炉加热升温，然后节流降压。0019由本领域公知知识计算可知压力越高，天然气水合物生成临界温度越高，反之亦然。靖边

20、气田天然气压力为20MPA时，对应的天然气水合物生成临界温度为221；压力为64MPA时，对应的天然气水合物生成临界温度为142。0020因此，该气田在冬季生产时，天然气井已经在井筒上部、井口具备了天然气水合物生成条件，如果不予以解决，将堵塞井筒上部、井口，导致关井停产。0021该气田采用的是向井筒油管或套管或/和井场地面集输管线中加入甲醇的方法防止水合物或冰堵塞井筒、井口、集输管线和管件。冬季生产时，该气田单井平均每天向井筒油管或套管和井场地面集输管线加入甲醇1001200L/日。00222在天然气从井口出来进入埋地集输管线前的井场地面集输阶段，如果不在井场对天然气加热、节流降压，因天然气从

21、井口进入井场地上集输管线、管件后不断向外散热，天然气温度不断降低，其在地上集输管线、管件内的温度可能已经低于天然气水合物生成临界温度，从而形成水合物堵塞地上集输管线、管件，导致气井无法正常生产。而当地上集输管线、管件被天然气水合物堵塞时，则普遍采取加入甲醇的方法解除堵塞。0023由本领域公知知识可知受限于井场生产工艺和生产管理要求，气井在井场的管件如阀门、流量计等必须设置在地面，禁止埋藏于地下。0024由本领域公知知识可知现有保温方法不能产生热量，不能用来作为加热方法，不能100阻止散热，仍然存在传热过程。0025由本领域公知知识可知目前国内南方气田气井井口、地面管线不要求保温，北方寒冷气田气

22、井井口、地面管线大部分不保温，只有极少数井口、地面管线保温。如鄂尔多斯盆地各气田除苏10、苏11区块外的其他井口、地面管线一般不保温。因此，位于井口后面的集输管线内的天然气温度必然低于井口温度，因此当气温低于25时，即使井口不形成水合物堵塞，井场上的地面管线、管件内也可能形成水合物堵塞。0026由本领域公知知识可知目前国内普遍采用加甲醇的方法解除井场地面管线、管件水合物堵塞。00273在天然气离开井场地面管线、进入埋地集输管线至进入集气站加热炉前的集输说明书CN102444396ACN102444413A3/61页8阶段，如果不对天然气加热升温、节流降压，因天然气从进入埋地集输管线后会通过地下

23、集输管线、管件向大地不断散热，天然气温度不断降低，可能使集输管线内天然气温度低于水合物生成临界温度，从而形成水合物堵塞集输管线，导致气井无法正常生产。而当集输管线被天然气水合物堵塞时，则普遍采取加入甲醇的方法解除堵塞。0028由本领域公知知识可知在集气站前不对天然气加热升温、节流降压的气田，由井口至集气站的天然气集输管线、管件普遍不保温，一般埋地深度为152米冻层以下，如靖边气田的集输管线均不保温，设计埋藏深度为16米。0029公开资料表明我国绝大部分地区152米冻层以下地层年平均温度小于10。各天然气田的同类地层温度也不例外，如鄂尔多斯盆地各气田152米冻层以下的地层年平均温度小于10，冬季

24、最低地温小于5。0030以靖边气田为例。0031由本领域公知知识计算可知若该气田天然气集输管线输送距离为4500米，流量为8万标方/日，井口温度为25，井口油管出口压力20MPA，则该集输管线经过4500米输送距离后的天然气温度将降至10以下，压力则不可能低于15MPA，因此该集输管线中的天然气温度已经远低于水合物生成临界温度。0032靖边气田的运行资料表明该气田采用高压加甲醇集输工艺，冬季生产时加甲醇量最高，平均每天向井口油管或套管或/和井场地面集输管线内加入甲醇2001200L/日，天然气在进入集气站前不加热、不节流。气井井口、井场地上集输管线、埋地集输管线、集气站内地上集输管线均不保温，

25、井口至集气站的集输距离又称集输半径为50010000米，集输管线设计埋地深度16米冻层15米，实测16米地层年平均温度为9。该气田气井井口油管出口压力一般在15MPA以上，最高达22MPA以上。该气田实测冬季气井井口天然气温度为815，实测冬季集输管线进入集气站的天然气压力为1522MPA，实测冬季集输管线进入集气站的天然气温度为49。0033由本领域公知知识计算可知该气田集输管线冬季集输的天然气在进入集气站前，温度均已低于水合物生成临界温度，有的集输管线进站温度已经低于水的冰点，如果不通过井筒或井场集输管线加入甲醇，所有气井从井口至集气站的集输管线都存在水合物堵塞管线问题，有的集输管线还会存

26、在结冰冻堵问题。00344、如果先在井场对井口出来的天然气加热升温、节流降压，然后再通过集输管线输送至集气站，不仅需要在井场设置专门加热炉或其他加热设备，需要消耗大量的天然气或其他能源，而且往往需要对进入集气站前的地上、地下集输系统进行保温，从而导致天然气生产成本、固定投资、管理工作量大幅增加。0035由本领域公知知识可知从苏里格气田气井出来的天然气压力高达20MPA，普光气田等超深气田的天然气压力甚至超过40MPA，如果不将气井产出的天然气节流降压，不仅会导致气田本身生产设施如集输管线、阀门、设备等压力等级很高，固定投资大幅增加，而且会导致天然气外输储运系统压力等级、工程投资大幅增加。公开资

27、料表明国内川气东送天然气管道工程输气压力为10MPA，陕京一线输气管道工程输气压力为64MPA。因此，天然气在离开气田的生产过程中节流降压是不可避免的。例如靖边气田、苏里格气田、大牛地气田、榆林气田等，一般要求将天然气节流降压35MPA后再外输至天然气净化处理厂。0036由本领域公知知识可知当在集气站前对天然气进行加热、节流降压时，一般采用说明书CN102444396ACN102444413A4/61页9在井场对天然气进行加热、节流降压的方式。0037由本领域公知知识可知当天然气节流降压时，天然气的温度必然大幅降低，甚至会降低至0以下。因此，在节流降压前，一般先要用加热的方法升高天然气温度。公

28、开资料表明，国内气田普遍使用天然气加热炉加热天然气。0038以苏里格气田苏10区块为例。0039公开资料表明苏10区块位于内蒙古鄂尔多斯沙漠地区，冬季最低气温达31。0040苏10区块的运行资料表明该区块天然气井平均井深约3500米，井底气层温度约110，一般日产气量15万标方/日，部分气井日产气量超过5万标方/日，部分气井日产气量超过低于1万标方/日，气井均采用普通油管、套管结构，所用油管、套管均为金属光油管。气井井口油管出口压力为1820MPA，实测冬季井口无伴热时天然气温度为917，实测夏季井口无伴热时天然气温度为1030。井口至集气站的集输距离又称集输半径为50010000米，集输管线

29、设计埋地深度16米冻层15米，实测16米地层年平均温度为9，冬季最低温度小于5。0041该区块采用的生产工艺是天然气通过油管升至由热水伴热保温的井口，然后进入设置于井场的加热炉内加热升温至约70，然后进入井场地面集输阀组节流降压至4MPA左右，然后通过用黄夹克聚氨酯泡沫保温层保温的埋地集输管线输送至集气站。0042由本领域公知知识计算可知压力为20MPA、温度为20的苏里格气田天然气节流降压至4MPA时，其温度将降至375；压力为20MPA、温度为30的苏里格气田天然气节流降压至4MPA时，其温度将降至278；压力为20MPA、温度为40的苏里格气田天然气节流降压至4MPA时，其温度将降至16

30、；压力为20MPA、温度为50的苏里格气田天然气节流降压至4MPA时，其温度将降至29；压力为20MPA、温度为60的苏里格气田天然气节流降压至4MPA时，其温度将降至102；压力为20MPA、温度为70的苏里格气田天然气节流降压至4MPA时，其温度将降至231。0043由本领域公知知识计算可知压力为20MPA的苏里格气田天然气水合物生成临界温度为221；压力为4MPA的苏里格气田天然气水合物生成临界温度为107；因此虽然压力为20MPA、温度为30的苏里格气田天然气不会在井筒、井口形成水合物，但是当将其压力由20MPA节流降压至4MPA时，其温度会降至278。0044因此，该区块在井场节流降

31、压时，如果天然气不在节流前先通过加热升温至60以上，而是从井口出来后直接节流降压，不仅在集输管线、管件中必然形成天然气水合物堵塞，而且因该温度已经远远低于水的冰点，必然会导致天然气中的汽态水、液态水又称为游离水结冰冻堵管线。0045由本领域公知知识计算可知该区块在井场节流降压时，如果井场至集气站的埋地集输管线没有保温，即使节流前已经将天然气加热升温至70，其节流后的天然气温度也只有231，在进入埋地集输管线后必然向大地散热，在经过4500米集输后天然气温度可能降至合物生成临界温度为107以下，即使仍比该集输管线冬季最低埋地地温高，仍会形成水合物堵塞集输管线。0046由苏里格气田生产资料可知，该

32、区块气井所产游离水矿化度为15104MG/L，相应的最低冰点约3。00475、当天然气在气井井场节流降压时，由于天然气井口压力很高，而井口温度却说明书CN102444396ACN102444413A5/61页10较低，如果天然气从井口出来后不加热升温就直接节流降压，天然气温度可能降至20以下。虽然用甲醇或其他防冻剂能够防止天然气在20以下生成水合物，也能够防止天然气中的水结冰，从而能够保证天然气集输管线畅通，但却会导致天然气集输管线、管件在20以下长期低温运行，这是天然气生产工艺、规章制度所不允许的，极易导致重大安全生产事故。因此，天然气在节流降压前，必须先加热升温至一定温度。而加热则需要消耗

33、大量的天然气。0048由本领域公知知识可知天然气节流降压时，温度必然降低。0049由本领域公知知识可知甲醇的冰点为97，能够有效抑制20的天然气形成水合物，能够有效防止20的水结冰。同样其他醇类如乙醇、乙二醇也能够有效抑制20的天然气形成水合物，能够有效防止20的水结冰。0050由SH30592001石油化工管道设计器材选用通则可知，天然气管道级别为SHB，不属于使用温度低于29的SHD低温管道级别，20优质碳素结构钢的使用温度为20425。0051由公知知识可知钢材存在脆性转变温度。0052由苏里格气田、靖边气田等气田的设计、施工资料可知天然气管线使用的材质一般为20钢。0053由本领域公知

34、知识可知天然气管线、阀门的最低使用温度为20，不允许管线、阀门长期在低于20的温度下运行。天然气管线的正常运行温度应在20以上，否则就可能会出现严重的安全生产事故，危及天然气生产安全，已经严重违反了天然气生产规章制度。0054以苏里格气田苏10区块为例。0055由苏里格气田苏10区块运行资料可知该区块采用井场加热节流生产工艺，气井井口油管出口压力为1820MPA，实测冬季井口无伴热时天然气温度为930。0056由本领域公知知识计算可知将压力为20MPA、温度为30的苏10区块天然气节流降压至4MPA时，其温度将降至278，已经远远低于天然气管线允许的最低使用温度20，是天然气生产规章制度所不允

35、许的。00576、如果天然气不在井口或井场节流降压，而是先通过高压集输至集气站再节流降压。由于天然气经过井场至集气站的集输管线长距离输送降温后温度有可能接近埋地管线最低地温，有可能已经低于水合物形成临界温度，因此在集输管线内可能存在水合物堵塞管线问题。虽然通过井筒或井场地面集输管线加入甲醇甲醇或其他防冻剂，能够有效防止天然气在埋地集输管线内形成水合物堵塞管线、管件，也能够有效防止天然气在集气站不加热节流降压降温至0以下时形成水合物，但是由于天然气从井场进入进集气站后的压力仍然很高，在集气站不加热节流降压仍然会产生很大的温降，甚至能将天然气温度降低至20以下，将会导致天然气管线运行温度长期低于2

36、0，是天然气生产工艺、规章制度所不允许的，极易导致重大安全生产事故。因此，天然气在集气站节流降压时，必须先加热升温。而加热则需要消耗大量的天然气。0058以靖边气田为例。0059靖边气田多年的生产资料表明该气田采用高压加甲醇集输工艺，该工艺可概括为天然气通过油管升至井口的过程中，通过井筒油管或套管向气井中加入甲醇，或者在天说明书CN102444396ACN102444413A6/61页11然气通过油管升至井口、进入井场地面集输管线、管件时，通过井口管件或井场地面集输管线加入甲醇；携带有甲醇的天然气在进入集气站前不加热、不节流，通过埋地集输管线从井场输送至集气站；先通过集气站地面集输管线、管件进

37、入设置在集气站的加热炉内加热，并在加热炉内加热的同时通过变径加热盘管节流降压；然后从加热炉出来，利用节流元件如专用节流阀节流降压至35MPA；然后再进入集气站的后续分水、脱水、外输等集输工序。0060该气田气井井口、井场地上集输管线、井场至集气站间埋地集输管线、集气站内地上集输管线管件等均不保温，井口至集气站的集输距离又称集输半径为50010000米，集输管线设计埋地深度16米冻层15米，实测16米地层年平均温度为9。0061该气田冬季生产时加甲醇量最高，单井平均每天向井口油管或套管或/和井场地面集输管线内加入甲醇2001200L/日，气井井口油管出口压力一般在15MPA以上，最高达22MPA

38、以上。该气田实测冬季气井井口天然气温度为815，实测冬季集输管线进入集气站的天然气压力为1522MPA，实测冬季集输管线进入集气站的天然气温度为49。0062由本领域公知知识计算可知虽然该气田天然气的进站温度均已低于水合物生成临界温度，有的进站温度已经低于水的冰点，但由于气井至集气站的集输管线中已经有甲醇存在，因此从气井至集气站的集输管线、管件内不会生成水合物或冰。但是，若该气田天然气进集气站的温度为10，压力为20MPA，如果在集气站不加热就节流降压至4MPA，天然气的温度将降至475，已经远远低于天然气管线、管件允许的最低使用温度，是天然气生产工艺、制度所不允许的。因此，即使从气井至集气站

39、的集输管线、管件完全畅通无阻，天然气在集气站内节流降压时也必须先加热升温至一定温度。而加热则需要消耗大量的天然气。00637、地面节流油管法虽然能够与现有井口地面保温方法联合应用，但由于现有井口地面保温方法不能增加、提高已经升至井口的天然气温度，因此用现有井口地面保温方法对井口、井场地面集输管线、埋地集输管线、集气站管线等进行保温，虽然能够减缓天然气在井口、集输管线的散热量和温降，但并不能有效解决井口、集输管线中的天然气水合物或冰堵塞问题，更不能解决天然气不加热节流降压时必然存在的集输管线管件长期低温运行问题，不能解决天然气节流降压前的加热耗能问题。因此地面节流油管法利用现有井口地面保温方法时

40、，不能解决该方法自身的缺陷。而且还会大幅增加天然气集输的固定投资。0064由热力学知识可知节流降压产生的温降与节流时的热损失无关，因此保温不能解决节流降压产生的温降问题。0065由本领域公知知识可知埋地管线保温时，一般用黄夹克泡沫保温，费用较高。00668、地面节流油管法虽然能够与现有井口地面伴热保温方法或换热方法联合应用，但由于国内大部分气井没有电源，如鄂尔多斯盆地的各气田，均位于沙漠、半沙漠环境中，没有工业电源可用。因此，虽然利用现有井口地面伴热保温方法或换热方法能增加、提高已经升至井口的天然气温度，但因该伴热保温方法或换热方法必须在有加热炉和工业电源的井场才有条件实施，在没有加热炉和工业

41、电源的井场无法实施，且无论是否使用工业电源实施，该伴热保温方法或换热方法都存在与加热炉加热类似的缺陷。因此地面节流油管法利用现有井口地面伴热保温方法时，不能解决该方法自身的缺陷。而且还会大幅增加说明书CN102444396ACN102444413A7/61页12天然气集输的固定投资。00679、虽然地面节流油管法能与甲醇联合应用，能够有效防止或解除天然气水合物或冰堵塞井筒、井口、集输管线管件问题，但由于甲醇不能加热升高天然气温度，不能解决天然气不加热节流降压时必然存在的集输管线管件长期低温运行问题，不能解决天然气节流降压前的加热耗能问题，且甲醇有剧毒，存在严重污染环境问题，因此地面节流油管法与

42、甲醇联合应用并不能解决该方法自身的缺陷。0068由公开资料和本领域公知知识可知醇类物质中除甲醇外，其他醇类如乙二醇均存在价格高、冰点高乙二醇最低冰点68、回收再利用难度大等缺陷。目前国内天然气实际生产中仍然普遍使用甲醇，并没有大规模使用其他醇类如乙二醇。0069公开资料表明醇类物质中，甲醇的售价最低。甲醇属于易燃易爆、巨毒危险化学品，摄入量超过4克就会出现中毒反应，误服超过10克就能造成双目失明，致死剂量大约是70毫升，甲醇蒸汽能严重伤害眼睛神经。甲醇抑制天然气水合物的能力远高于其他醇类，一般通过精馏方法回收污水中的甲醇，回收甲醇后的污水一般含甲醇03左右。目前国内天然气生产中，普遍使用甲醇作

43、为水合物抑制剂和防冻剂。0070公开资料表明用精馏方法或其他现有方法从污水中回收乙二醇、乙醇的难度较大，回收率低，回收成本高。0071由本领域公知知识可知在天然气生产中使用甲醇时，一少部分甲醇将与天然气混合，在天然气使用过程中部分被燃烧、部分最终进入大气环境或地面环境中污染环境；还有一大部分的甲醇进入了从天然气中分离出的污水内，形成有毒污水；虽然这些有毒污水能够用现有方法进行处理，回收其中的绝大部分甲醇，但仍剩余部分甲醇无法利用现有方法100完全回收，或回收成本太高而放弃回收；回收甲醇后的有毒污水虽然仍然含有少部分甲醇，但因其已经没有利用价值，对天然气生产也没有利用价值，最终排入地面环境中或注

44、入地下，严重污染地面环境或地下环境；回收甲醇需要较高的回收成本，消耗大量能源，将回收甲醇后的有毒污水注入地下也需要消耗大量电能。007210、虽然已有天然气水合物抑制剂能够代替甲醇与地面节流油管法联合应用，从而消除该方法应用甲醇的危害。但是由于现有商品水合物抑制剂存在或者会大幅增加天然气开采成本，或者有毒性，或者无法回收，或者有其他的副作用，或者在冬季低温环境中不能有效解决天然气水合物问题和结冰问题，或者在天然气本身温度较低时不能有效解决天然气水合物问题和结冰问题，或者在天然气本身压力较高时不能有效解决天然气水合物问题等不同缺陷，不能满足天然气生产正常进行的实际需要。而且天然气水合物抑制剂同甲

45、醇一样，不能加热升高天然气温度，不能解决天然气不加热节流降压时必然存在的集输管线管件长期低温运行问题，不能解决天然气节流降压前的加热耗能问题。因此，地面节流油管法与天然气水合物抑制剂联合应用，并不能解决该方法自身的缺陷。007311、专利CN028202538“从水合物中回收烃的方法”公开了一种“水溶液”，能够代替甲醇防止烃水合物形成和天然气中的水结冰，且不存在甲醇的缺陷。但是该文献公开的“水溶液”同甲醇一样，并不能加热升高天然气的温度，不能解决天然气不加热节流降压时必然存在的集输管线管件长期低温运行问题，不能解决天然气节流降压前的加热耗能问题。因此，地面节流油管法与该“水溶液”联合应用，并不

46、能解决该方法自身的缺陷。007412、用地面节流油管法生产天然气时，需要加热天然气。而加热需要消耗大量能说明书CN102444396ACN102444413A8/61页13源和天然气，会导致天然气生产能耗、成本、固定投资大幅增加，会导致天然气生产工艺复杂化，大幅增加生产管理工作量。0075由本领域公知知识计算可知用地面节流油管法生产天然气时，加热炉所消耗的天然气量是气井产气量的3以上。鄂尔多斯盆地各气田年产气量约450亿标方，如果全部用地面节流油管法生产天然气，仅加热炉每年所消耗的天然气量就超过13亿标方/年。0076由本领域公知知识可知目前国内普遍采用地面加热炉加热的方法提升天然气温度。国内

47、目前还没有在气井井筒内加热升温天然气的实例。0077以苏里格气田苏10区块为例。0078该区块的生产运行资料表明苏10区块的生产工艺是在井场先用加热炉将天然气加热升温，然后才节流降压，并利用埋地黄夹克聚氨酯泡沫保温层保温的管线输送至集气站。然而，该工艺在应用中出现了许多严重缺陷一是因该区块地处沙漠，巡井难度大，难以及时发现、解决加热炉熄火问题，进而导致气井难以正常生产；二是加热炉的燃气管线尽管有伴热保温，但在气温低于20仍会冷凝出大量液态水并结冰堵塞燃气管线，进而导致燃气加热炉熄火；三是尽管气井井口已经伴热保温，但地面以下井筒部分却没有保温，在气温低于20时仍然普遍存在水合物堵塞问题，导致气井

48、无法正常生产，而且会因此进一步导致加热炉运行障碍；四是加热炉与气井相邻，当气井、燃气管线事故放空或因故泄露时，会出现气、火共存的严重安全隐患；五是气井所产水含有二氧化碳、硫化氢等酸性气体及钙镁离子，对加热炉中的高压盘管腐蚀严重，会导致高压盘管严重结垢，极易导致重大安全事故；六是加热炉耗气量巨大；七是集输管线、设备保温费用和加热炉固定投资费用巨大，导致天然气生产成本大幅增加；八是因井场增加了加热炉运行而导致管理工作量剧增。0079二、井下节流油管法又称油管内井下节流法。该方法是在井筒油管内一定深度设置专用节流装置如井下油嘴，在集气站内设置压缩机，有的只采用冬季生产方式，有的则采用夏季、冬季两种生

49、产方式；其中，夏季生产方式是在每年59月气温、地温较高时采用的生产方法，该方式是先让地下储气层简称气层中的天然气通过该专用节流装置如井下油嘴节流降压，然后再通过油管继续升至井口，然后再让天然气通过井口、井场地面集输管线、井场至集气站间埋地集输管线输送至集气站，然后让进入集气站的天然气越过即不经过集气站内设置的压缩机进入后续集输工序；冬季生产方式是在每年14月、1012月气温、地温较低时采用的生产方法，该方式是先让地下储气层简称气层中的天然气通过该专用节流装置如井下油嘴节流降压，然后再通过油管继续升至井口，然后再让天然气通过井口、井场地面集输管线、井场至集气站间埋地集输管线输送至集气站，然后让进入集气站的天然气进入集气站内设置的压缩机内增加天然气压力，然后再让增加压力后的天然气进入后续集输工序。该方法存在以下缺陷0080由苏里格气田实际生产资料可知该气田主要采用井下节流油管法生产天然气，其中有的区块如苏11区块除检修期间外全年采用冬季生产方式。00811、虽然不再用加热炉加热天然气，不再让天然气在地面节流降压，但是却