天然气节能技术篇(1)

关键词：天然气长输管道 能耗

一、降低管道直接能耗

1.合理选择压缩机及原动机

压气站是长输天然气的能量补充站， 它的主要作用是给管道增压， 提高其输气能力。压气站的核心设备是压缩机， 压缩机既为整个输气管道供应能量， 同时也是整个管道耗能最多的设备。因此， 降低压缩机能耗是长输管道节能的一个重要方面。天然气长输管道压缩机一般选择往复式或离心式这两种类型。往复式压缩机的压比通常达3∶1 或4∶1， 有较高的热效率， 但它有往复运动部件， 易损件多， 适用于低排量高压比的情况。离心式压缩机则正好相反， 压比和热效率相对较低， 但无往复活动部件， 排量大， 容易实现自控， 便于调节流量和节能， 适用于大排量低压比的情况。由于天然气长输管道日输量大， 考虑其要求运行平稳、实现自控、维修工作量小等因素， 推荐采用离心式压缩机。压缩机的原动机主要有电动机和燃气轮机。电动机结构简单， 运行可靠， 受工况影响小； 燃气轮机是大排量压缩机的主要动力设备， 虽然热效率低，但易与压缩机匹配；在电力供应充足且电价较低的地区应首先考虑使用电动机； 如果压气站地处边远地区， 远离电网则宜选用燃气轮机。燃气轮机要选用效率高的机组， 同时采用联合热力循环系统、复合循环等余热回收利用方式提高机组效率。采用联合热力循环系统， 可以将燃气轮机组的热效率由18%～29%提高到45%～47%。

2.减少沿程压降和局部压降

在天然气管道输送过程中， 还有相当一部分能量消耗在克服管道的摩擦阻力上， 也就是输送压降，包括沿程压降和局部压降。管道内壁的粗糙程度和管道内的清洁程度对沿程压降有很大影响。测试结果表明， 经清洗和涂敷处理后的管道输送能力提高了10%， 其中6% 归功于内涂， 4% 归功于管道清洗。内涂前的管道粗糙度为45μm， 内涂后的表面粗糙度下降90% ，摩擦系数减少33%，气体输送能力最大可提高24%， 或管径可缩小8%。文献详细分析了内涂技术用于商业管道的经济效益， 指出： ① 可提高管道的输气能力。管道内涂后平均增加输气量16.56% 。而内涂后的输量提高1%～2% 时， 便可回收内涂费用。② 可扩大压气站站间距。压气站站间距平均可增大32.87% ， 压气站数量至少可减少20% 。③ 输气动力平均降低18.89% 。可见， 采用内涂技术可明显提高天然气长输管道的节能效益和经济效益。

3.应用先进的输气工艺

3.1 高压输气

高压输气是当前国际天然气管道输送技术的发展趋势。高压输送使天然气密度增加， 流速下降， 可降低管道沿程摩擦损失， 提高输送效率； 同时， 天然气密度增加将有利于提高气体的可压缩性， 降低压缩能耗， 提高压缩效率， 减少增压站装机功率。

3.2富气输送

富气输送是指所输送的天然气富含乙烷、丙烷、丁烷等重组分（NGL） 。由于富气的天然气密度高于常规天然气， 可使其流速下降，从而降低管道沿途摩擦损失， 提高输送效率； 天然气密度增加， 还可提高气体的可压缩性， 降低压缩能耗， 提高压缩效率； 管道能耗下降， 有利于减少装机功率， 加大站间距。高压富气输送代表了当前天然气管道输送工艺的最高水平， 不但进一步提高了管输效率， 而且兼顾了节能环保。以Alliance 管道为例， 若将该管道输气压力由常规天然气管道的6.9 MPa 提高到12 MPa，天然气可压缩系数将由0.89 下降到0.83， 减少能耗6.74% 。再将组分C2？ C5+含量由4.6% 提高到12.13% ， 天然气可压缩系数将下降到0.78， 共计减少能耗12.36%。可见， 该管道靠提高压力和重组分含量即可减少压缩天然气能耗12.36%。

二、减少天然气直接损失

1.减少天然气放空

长输管道沿线须设置一定数量的截断阀， 在事故抢修和计划检修时， 可通过关断抢修段上下游的截断阀， 将天然气放空量降到最低。若条件允许， 还可以利用移动压缩机将放空管段中的天然气送至相邻管段， 保持抢修或检修时系统的密闭。清管作业也要采用密闭不停气流程， 清管过程中天然气不放空， 杜绝放空引球作业， 减少天然气放空量。

2.防止天然气泄漏

天然气泄漏不仅会造成管道公司的直接经济损失， 而且会污染环境， 严重时甚至会危及人的生命安全。因此， 防止天然气泄漏不仅是节能的要求，也是输气安全的需要。天然气泄漏包括输气设备泄漏和输气管道泄漏。输气设备泄漏主要是由于压缩机和阀门等设备无法做到绝对密封， 或者法兰密封垫老化破损造成的。据计算， 在5 MPa 的压力下， 当存在1 mm 的当量不密封度时， 一昼夜即可泄漏850～900 kg天然气。因此， 选择新的压缩机密封技术和密封性能好的阀门产品， 可有效地减少泄漏损失。天然气长输管道在运行过程中由于受各种自然和人为因素的影响， 导致出现泄漏。究其原因主要有： ① 防腐绝缘层裂化或者阴极保护度低（ 或失效） 造成的管道腐蚀穿孔。② 管道自身缺陷， 包括环形焊缝存在未焊透、熔蚀、错边等缺陷。受到输气压力或其他外力在断面上所产生的应力作用， 这些原始缺陷扩展到临界值时就会造成裂纹的失稳扩展进而使焊缝开裂， 管道连接部位密封不良等。③人为因素的破坏， 一方面是不法分子对输气管道的有意破坏， 另一方面是由于操作不当或者工程机械的使用不当损坏输气管道。为了防止泄漏事故的发生， 针对引发泄漏的主要原因， 可以采取以下措施： ① 对管道的整体安全性进行评估， 对存在缺陷的管段进行整改或更换。② 按设计要求做好防腐涂层和阴极保护， 并定期进行检测。③ 提高员工的技术水平， 防止出现人为误操作。④ 设立管道线路的标志， 加大对管道的维护管理力度， 建立完善的巡线制度， 杜绝出现人为破坏事故。⑤ 加强管道检测， 使用高灵敏度的在线检测系统， 以快速准确地检测泄漏点位置。

三、结论与建议

天然气长输管道的节能降耗是我们所面临的一个长期而重要的任务， 节能降耗的技术也在不断地发展与进步。因此， 管道企业一方面要积极采用国内外先进的输气工艺和节能降耗的技术、设备， 如使用管道内涂技术； 引进先进的管理检测系统， 防止天然气泄漏， 调整工艺设备使其在合理的工况下运行； 选用新的增压效率高、节能性能好的压缩机组和密封性能好的阀件。另一方面则要提高员工的节能意识， 增强其工作责任心， 提高其技术素质，防止出现人为误操作。

参考文献

天然气节能技术篇(2)

关键词:脱碳工艺节能技术;天然气;处理

随着现代化进程的不断加快,我国的整体经济水平也在稳步提升,在社会建设的需求下,我国对于能源资源愈加依赖,能源的开发和消耗已经达到了近乎饱和的状态,能源的利用不仅造成了资源的匮乏,也给生态环境造成了严重的破坏与污染,基于此,具有可再生、低污染优势的天然气能源得到了愈加广泛的应用。在应用天然气能源的过程中,天然气站场对其质量标准十分严格,如果天然气质量标准中的二氧化碳含量大于3%,就会对后期的企业生产工作带来极其严重的负面影响。为此,在应用天然气能源时,要对天然气资源进行脱碳处理,天然气脱碳具有十分重要的现实意义,不仅能够保障生产安全,更能提高站场的生产竞争力。然而天然气脱碳工艺技术耗资巨大,运行成本较高,只有运用脱碳节能技术,才能有效地将资金成本控制在合理范围内,有效地减少资金成本的耗费,为后期的生产效益奠定良好的发展基础。

1天然气脱碳工艺处理原理概述

“天然气的脱碳处理有着许多种类,用来应对不同情况下的天然气脱碳处理。因为脱碳主要针对的是天然气中的二氧化碳,天然气却因为其特殊性使得一些常规的分离二氧化碳的方法不能用于天然气脱碳[1]。”因此,在往常进行脱碳操作时,常常采用高温加湿的方法,而这种方法会令天然气在脱碳过程中发生热反应,倘若采用温差分离的方式,则会提高天然气脱碳处理的难度,增加天然气脱碳工艺的成本,为此,给企业经济效益的提高造成了极严重的负面影响.随着科学技术的不断深入探究,脱碳工艺水平也开始逐渐得到提高,目前“国内外已开发了许多处理技术,归纳起来主要分为干法和湿法,湿法是通过可再生溶剂吸收二氧化碳,可分为化学吸收法、物理吸收法和混合吸收法,干法主要有选择分离膜脱二氧化碳。

2脱碳节能技术在天然气中的实际运用

2.1膜分离处理

“气体膜分离技术是20世纪70年代开发的一门较为成熟的膜分离技术,它与传统的吸附、冷凝分离相比,具有节能、高效、操作简单方便等优点,适用于空气分离、天然气脱二氧化碳、脱水等方面[2]。”在进行膜分离时,要充分利用天然气各组成气体在高分子聚合物中溶解扩散速率不同的特点,使二氧化碳能够渗透到纤维膜壁上并使其分离。运用膜分离处理技术处理过的天然气能够满足企业外输的需求。相较于传统的温差分离技术,膜分离技术的操作更加简便易行,对于资源的消耗量也大幅降低,具有十分明显的脱碳优势,然而,膜分离处理技术也存在一定程度的局限性,尽管其具有十分明显的运用优势,可以适应各种操作上的丰富变化,满足企业对天然气外输的直接需求,但是在脱碳时,膜处理技术无法将将杂质从天然气中脱离,并没有起到良好的净化作用。

2.2固定床吸附脱二氧化碳

固定床吸附脱二氧化碳技术属于干法脱二氧化碳技术中的一种,其兴起于20世纪60年代,由常温气体分离与净化技术演化而来,在进行脱碳处理时,利用的是固定床的变压、变电、变温等吸附能力,且天然气中的混合气体具有不同的吸附特点,通过吸附、降压等步骤实现天然气的脱碳及净化,相对而言,利用电压进行吸附的脱碳技术对天然气的影响损伤较小,操作极其简便。

2.3湿法脱碳处理

与干法脱碳处理技术一样,湿法脱碳处理技术也是天然气常用的脱离二氧化碳的方法,为了保障湿法脱碳处理技术的有效与安全,就必须确保溶剂的选择与配制严格遵循工艺的规定和要求。只有这样,才能满足天然气的脱碳要求,保障天然气的质量与净化程度。醇氨法是湿法工艺中最为常见的一种,具有净化效果高的优势,一般来说,湿法脱碳工艺利用的是二氧化碳与溶剂接触后被其吸收的原理,溶剂的选择与配制关系到天然气的脱碳效果,如果在原有的MDEA水溶液基础上添加改良溶剂,不仅能够有效地脱离天然气中含有的二氧化碳成分,还能够尽最大程度地去除天然气中含有的其他杂质,进一步提高天然气的净化效果,使之能够满足直接外输的需求。

3脱碳工艺中的节能技术

尽管脱碳工艺的应用不可或缺,但是脱碳工艺耗资较高,耗能较多,如果不进行优化,将会给工业生产的经济效益提高带来阻碍。只有采用脱碳节能技术,才能让天然气脱碳净化变得既经济,又高效。

3.1减少损耗,提高回收

天然气脱碳处理技术能够减小其所具有的腐蚀性,对工业生产起到了举足轻重的作用。然而,脱碳处理技术也在一定程度上给天然气能源带来了损耗,减少了企业单位的经济效益,为保障能源的利用率,减小资金损耗的负面影响,在进行脱碳处理时应有效运用节能技术。在进行湿法脱碳处理时,由于MDEA溶剂在吸收二氧化碳的同时会吸收少量的烃类物质,如果进一步采用闪蒸塔进行闪蒸,就可以获取一定含量的烃类气体作为燃料,起到节省资源的积极作用。

3.2利用系统余热

“脱碳工艺吸收塔操作温度为47℃,再生塔操作温度为100℃,贫液进吸收塔前需要降温,而富液进入闪蒸塔前需要升温,MDEA贫/富液换热器使两者进行热交换[3]。”这样一来,富液就会逐渐提升温度,贫液则与之相反,有效地减少了富液再生蒸汽的消耗量。而在进入吸收塔之前,原料气与湿净化气要进行热能交换,这样一来,湿净化气的温度将会大幅提升,循环装置所需要耗费的水量也将大幅减少。

3.3设定溶剂再生温度,降低蒸汽耗量

在利用湿法进行二氧化碳脱离处理时,要严格设定MDEA溶剂的再生温度,因为再生温度与天然气中二氧化碳的含有量与波动是密切相关的,基于此,只有尽最大限度地优化溶剂的再生温度,才能减少其对于蒸汽的耗损量。一般而言,溶液循环量与溶剂的再生温度呈反比,即溶液循环量随着再生温度的降低而增加,为此在设定溶剂的再生温度时,以100℃为宜,并进行上下幅度的调节,以确保天然气脱碳过程中二氧化碳的净化程度较高,耗损相对减少。

4结语

一直以来,我国经济水平的提升都建立在大量消耗能源资源的基础上,对于能源的依赖性与日俱增,导致目前处于能源匮乏、环境污染的紧迫局面,在此背景下,天然气的应用范围将愈加广泛。尽管天然气具有污染小、可再生等优势,但是其二氧化碳成分一旦超标会给钢铁管道带来十分严重的腐蚀影响,危及到社会企业与人们的生命财产安全,给企业正常的运行管理带来阻碍。为了使天然气的质量达到一定标准,同时减少二氧化碳的腐蚀程度,必须对天然气进行脱碳的工艺处理并采取节能环保技术,只有这样,才能保障二氧化碳能够成功脱除,保障天然气的应用质量。

作者:李宁 单位:山东莱克工程设计有限公司

参考文献

[1]李同川.天然气脱碳处理工艺的原理分析[J].石化技术,2016(5):20-21.

[2]沈乾坤,刘妍俊.天然气脱碳工艺技术的研究[J].中国石油和化工标准与质量,2011,31(4):13.

天然气节能技术篇(3)

【关键词】建筑电气；节能；控制系统

作为能源消费大国，我国的能源相对短缺，石油和天然气 每年都要依靠进口，其次由于其能源利用率低，所以在每平方 米建筑中的能源消耗约为发达国家的 2 至 3 倍。因此我国建 筑电气节能技术的发展空间巨大。 近年来，电气能源供需矛盾 激化，建筑用电是能源消耗的主要部分，所以我国建筑电气节 能技术的发展迫在眉睫。 如大量使用节能产品，不仅每年可节 约用电数十亿度，同时可以延缓温室效应，这样同时造福了经 济与社会环境。

1、传统建筑电气技术在应用中的问题

传统的建筑电气技术在当前的建筑体系中应用较为广 泛，而且产品的种类也很丰富，从某一个产品而言，技术发展成 熟，总体上讲传统的建筑电气技术在应用中相对独立，特别是 末端电器产品，缺乏相互联结，随着产品本身功能发展的复杂 化，人们对于办公和生活环境的要求也逐渐提高，所以传统的

电气技术存在诸多不足，主要方面包括：使用的繁琐性，建筑电 气技术非节能性，管理效率地下，安全性低。

2、主要的建筑电气节能技术

2.1 风力发电技术 风力发电机的运行方式包括独立运行方式，风力发电与 其他发电形式结合，或是在一处风力较强的地点，安装数十个 风力发电机，其发电并入常规电网使用。 在传统建筑电气节能 技术的应用过程中，我国主要开发研制小型的风力发电机，并 将其作为农村独门独户使用。由于电网不能实现为偏远地区 供电，所以近六十万居民正在使用风力发电机进行发电。 但目 前的发展趋势表明，我国的风力发电机制造由小功率向大功 率发展，为满足彩电冰箱等家用电器的用电需求。 其次不再实 行独门独户的风力发电形式，而是采取联网供电，由村庄集体 供电等形式。 从长远角度看，风力发电技术的应用范围进一步 扩大，不仅单纯用用与家庭，更扩大到众多公共设施及政府部 门。

2.2 太阳光伏发电技术 在北欧的部分国家正推广一种“零能”住宅的理念，这种 住宅是由“太阳能屋顶”提供该建筑的全部能量的。而这就 应用到了太阳光伏发电技术，在屋顶安装太阳光伏电池，当阳 光充足时太阳光伏电池可以适应某一家庭的全部用电需求，并将剩余电量反存于电网，供用电不足时使用。 目前由于太阳 光伏电池的价格过高，我国仍没有大范围的推广计划。 据专家 预测，这种光伏发电技术通过技术革新与大规模生产，可于 2030 年后在市场上大规模出现，并对传统的建筑电气节能技 术产生冲击力和竞争力。

3、建筑电气节能技术发展中应该遵循的原则

建筑电气节能技术在建筑工程中不能盲目使用，不能以 节能为目标损害了建筑的原本功能，更不能为了节能而忽略 其成本的规划。所以在建筑电气的节能技术发展过程中必须 要遵循以下原则。 首先，适用性。满足建筑物照明的亮度、色温，满足空间 的舒适性或满足某些建筑的特殊要求。这是对于满足建筑物 内的人工环境完整而提出的条件。建筑电气的技术应用必须 要满足建筑物创造的环境要求，为建筑设计中的设备提供能 源供应。 其次，实际性。 节能问题本身应从国情和经济条件角度考 虑，不能盲目为追求节能效果忽视其经济效益的考虑，要对合 适的节能设备与节能材料进行性价比比较，使节能所增加的 时间效益和经济效益在未来的建筑物使用过程中得到回报。 最后，节能性。 作为建筑电气节能技术的必要条件就是其 节能性的考量。 必须要采用必要的措施，来减少甚至消除建筑物中不必须的消耗，在未来的发展过程中，应着眼于建筑电气 设备自身电能消耗，传输线路上的电能消耗等问题。

4、建筑电气节能技术发展方向

4.1 利用天然光源 作为节能工作中最为主要的一项内容就是对照明工程 的节能应用。而照明节能工程最为主要的内容就是对天然光 源的利用。 随着人们对能源的重视，建筑物中充分利用天然光 源来节约照明用电已经广泛应用在各建筑电气技术中。天然 光源作为一种无限再生资源，在照明节能的实施过程中必须 要扩大应用。 制定一系列建筑物的采光标准和采光方式，并推 广于日常生活中。

4.2 太阳能照明技术 太阳能和天然光源一样，属于取之不尽用之不竭的无限 能源。 太阳能照明技术可以减少温室气体的排放，同时节省资 源，保护地球环境。科学合理地利用太阳能照明节能技术，可 以将建筑电气节能技术的发展推向更高的台阶，这可以将其 最为本质的原则和内涵得以展现。

4.3 能源综合利用 控制能源问题的主要方式并不单纯依靠电力使用上的 细节，此外还包括对风能等自然的，可再生的能源的综合运 用。 这就需要技术的革新发展，也是我国建筑电气节能技术发展的主要方向。

5、建筑电气节能技术的发展前景

我国的节能体系目前仍处于初级阶段，相比一些发达国 家已经建立起的各具特色的建筑节能体系稍有不足。如英 国、美国、加拿大、日本等国家先后建立起了节能评估体系， 在各国的建筑节能技术实施过程中都依靠该体系的规范和 准则，采用定性定量的方法，对电气节能的效果和电气节能技 术进行评估。 相比之下，我国的建筑电气节能技术评估体系并没有建 立，显示出了相对的不足性。 因此需要我国尽快学习先进国家 的经验并分析自身的不足之处，扬长避短，这将有利于我国在 短时期内取得建筑电气节能技术发展的巨大进步。我国现在 实行的建筑节能标准和规定对电气节能内容没有做出具体 的规定，加大了操作的难度。所以，国家建筑行业的相关部门 有必要对电气节能和建筑节能测评体系的建立采取硬性措 施和实施内容的规定。 近几年我国开展的基础数据统计的工作，对各地区不同 气候特点评估，已着手对当前用电情况和建筑电气运行的数 据统计，在进行比较分析后，就将进行定量分析，针对不同的问 题和不同地域的实际情况采取不同的节能技术改造，针对各 项新产品和新技术的出现，国家出台对应的鼓励措施，这都有助于科研效果和科研动 力的加大，使科研成果快速传换为大 范围应用的产品，从而形成科研进步和生活节能的良性循环。 在此基础上，国家可指定出操作性强、 实施审核简便的科学测 评体系，明确划分一些建筑电气节能技术强制性措施，在实施 过程中加强管理，使建筑电气节能技术发挥实效，以取得长足 的发展。我国建筑电气节能技术的发展前景直接关系到建立 节约型社会的发展大计，将创造我国经济效益和社会效益双 丰收。

参考文献：

天然气节能技术篇(4)

关键词:高压气井;投产安全技术;天然气水合物;紧急切断;二级节流;临界温度预测

中图分类号:TE866文献标识码:A文章编号:1009-2374(2009)20-0070-02

红22井是辽河油田部署在红星地区的一口探井,2007年11月11日完钻,完钻井深3958米,地层静压50.66 MPa,2008年1月至2月16日试油,6mm油嘴求产折算日产量已达到37 MPa。

辽河油田天然气井多数都为正常压力气井,即地层压力低于30MPa的气井,像红22井这样油套压达到了37MPa的气井,在辽河油田开发史上还是第一次遇到。当时在辽河油田内部还没有这方面的集输工艺技术可以借鉴,技术人员攻克技术难题,科学组织实施,红22高压气井得以成功投产。红22气井的成功投产,填补了辽河油田在高压气井集输工艺技术领域的空白,为今后高压气井的投产实施提供了可靠的技术经验。

一、高压气井集输工艺特点分析

目前国内的四川气田、塔里木凝析气田、苏里格气田都存在着高压气井,而这些油田高压气井的生产技术都比较成熟,主要方法是井筒节流与针阀节流相结合的工艺,即:通过在井下安装多级节流装置减小井口压力,避免井口过高压力给地面集输工艺实施造成技术困难。红22井在射孔作业前,没有考虑安装井下油嘴多级节流装置,导致其反映到井口的压力高达37MPa,造成该井集输工艺技术不能照搬其他气田的技术,需要针对该井的实际情况,研究切合实际的集输工艺新技术。

(一)高压气井的设备性能要求高

高压气井由于井口压力较高,安全风险较大,对井口采油树、水套炉、高压弯头、阀门、管线等采气设备的耐压性能要求很高,设备强度和封闭性能必须符合现场要求。由于辽河油田在以往的开发史上,没有这么高压力气井,所属制造企业也没有生产这种高压设备的能力,因此,采油树以及采气设备的外购定制必须满足高压气井的强度和密封性要求。

(二)容易形成天然气水合物造成通道堵塞

天然气水合物又称笼形包合物,它是在一定温度、压力、气体饱和度、盐度等多重条件下形成的,由水和天然气组成的类冰、非化学计量的、笼型结晶化合物,俗称可燃冰。由于高压气井井口到水套炉(换热器)流动压力变化大、流动时间短、流体相变态复杂,在换热温度控制不到位的情况下,极其容易出现天然气水合物,造成管道堵塞,控制不当可能会酿成重大安全事故。

(三)其他不确定性因素

高压气井在生产过程中,如果地面集输设备损坏、外输管线断裂或者井口压力突然上升,都会造成严重的投产安全问题。为此,我们需要强化井口装置,调整井口结构,考虑使用特制的安全切断装置,并运用一些配套集输工艺技术,降低不确定因素带来的安全风险。

二、高压气井投产关键技术研究

结合辽河油田红星地区油藏产能预测情况,分析红22井试油测试情况以及原油物性和天然气组分分析报告,通过综合分析与总结,对红22井有了全面性的认识,主要从以下三大方面来解决集输工艺中的关键技术问题:

(一)利用复合控制技术抑制天然气水合物的生成

天然气水合物的生成条件属于热力学相态的研究范畴,它的成核过程同时进行着两个动力学过程:准化学反应动力学和吸附动力学过程。天然气水合物的形成主要与压力、温度和天然气组分有关,同一天然气组分,压力越高,形成水合物的温度越高。每一种天然气组成气体都有形成水合物的临界温度,见表1。当温度高于水合物形成的临界温度时,无论压力多高,也不会生成水合物。而反过来,压力对临界温度也有影响,如甲烷,在常规压力下临界温度为21.5℃,但是当压力达到30～70MPa范围时,临界温度则上升到28.8℃。天然气成分见表1:

针对红22井的实际情况,在该井投产过程中,主要应用了降压法与加热法相结合的复合控制技术来抑制天然气水合物的形成。

1.降压法。通过降低压力,引起天然气水合物稳定的相平衡状态发生改变,从而达到促使水合物分解的目的。利用调节针型阀的打开程度,控制流动压力的大小。采用二级节流装置进行降压,从而避免压降过大而造成天然气水合物的形成 。

2.加热法。井口高压管线先通过高压水套炉换热,吸收足够的热量后,再通过两级节流装置,充分将换热与节流相结合,将天然气水合物形成概率控制到最低程度。

通过利用计算机程序进行数值模拟,将红22高压气井的基础数据录入到计算机程序内,计算红22气井天然气水合物形成的预测温度,见表2。经过计算机技术的拟合分析,得出最佳范围内的二级节流条件,即压力温度控制条件,一级节流的入口温度控制在65℃以上,节流压力调节在8.5～10MPa范围内;二级节流的入口温度控制在60℃以上,节流压力调节在0.9～1MPa范围内。天然气水合物的临界温度预测见表2:

(二)采用多重保护装置提升投产安全系数

红22井压力很高,测试显示静态压力达到50.66MPa,在投产过程中可能存在压力变化波动引起的不安全风险。为了保证顺利投产,防止流动压力瞬间升高和降低,决定采用多重保护方式提高集输工艺投产过程中的安全系数。如图1所示:

1.安装井口紧急切断阀。如图1所示。压力等级为42MPa,一旦外输气管线意外断裂,或者节流调节阀失灵而导致高压流体进入低压管线时,这时紧急切断阀制传感器检测到外输流体压力变化情况,当外输管线压力高于1.55MPa或低于0.2MPa时,紧急切断阀自动切断井口阀门。

2.投产初期调节流量。在保持油层结构不受损的情况下,尽量开大阀门,增加瞬时流量,将高压尽快释放,同时带出地温在井筒内形成自热温度场,减少井筒天然气水合物冻堵风险。

3.准备好放喷管线。一旦外输气管线达到输送负荷极限,立即通过泄压放喷管线进入燃烧筒,以便尽快释放井筒压力,并在采油树的非生产位置备用一条直接泄压放喷管线。

4.利用缓冲罐进出口压力差,采用密闭罐车拉油,避免轻质油敞口拉运造成的火灾、爆炸等潜在危险。

(三)其他安全技术措施

为了预防投产初期可能出现的突发性问题,在投产准备的技术措施上,提前做好两点准备:一是准备压井控制管线,现场配备好压裂车组随时准备实施压井;二是现场准备了热力锅炉车,一旦采油树、高压管线、孔板、阀门等处出现严重挂霜,甚至冻堵现象,立即进行热蒸汽伴热。

三、现场应用情况

按照制定的集输工艺技术方案,2008年4月18日,辽河油田红22井安全顺利投产。该井在投产初期,日产天然气4×104m3,轻质油30m3,压力从37MPa平稳降到21MPa,并持续稳定在21MPa。在投产当晚,及时解决了一级节流阀与炉管管径尺寸差引发的节流冻堵问题。

四、结语

1.通过优化集输工艺流程设计,安装紧急切断阀,进行两级节流控制,可以有效降低投产风险。

2.通过利用降压法和加热法的复合控制技术,可以有效降低因流动压力变化大形成天然气水合物引起的近井地带、高压管汇堵塞。

3.通过配备放喷管线、压井管线、热力锅炉车等多重措施可以降低投产初期可能出现的突发性危险。

4.红22气井的投产成功,进一步摸清了红星地区的油藏规律,同时也为辽河油田在高压气井投产安全技术方面提供了可靠的技术经验。

参考文献

[1]万仁溥,等.采油工程技术手册[M].北京:石油工业出版社,1998.

[2]朱进府,等.高温高压井测试工艺技术与装备[J].油气井测试,2005,(5).

[3]王爱玲,等.油气田地面工艺流程模拟计算软件[J].石油规划设计,2002,(2).

天然气节能技术篇(5)

关键词节能 潜力研究应用

中图分类号： TE08 文献标识码： A

1目的

1.1吐哈油田“十一五”期间节能目标为6.6×104tce，通过研究，细化、量化分年节能目标及措施，为活动的开展及目标的完成提供指导。

1.2 提高吐哈油田节能改造规划的持续改进与实施水平。通过研究，找出制约油田能耗水耗的影响因素，明确节能改造方向及对策，挖掘节能潜力，提高吐哈油田节能改造规划的适应性、科学性和可操作性。

1.3 促进吐哈油田节能工作的深入开展。通过研究，找出油田生产系统高能耗的环节，分析技术及管理方面存在的问题，为油田节能工作的深入开展提供技术支持。

2 能耗现状及存在问题

2.1 油田能耗现状

2.1.1 “十五”期间，吐哈油田累计消耗能源266×104tce。

2.1.2吐哈油田2006年生产原油205.73×104t，天然气16.54×108m3，共折标煤514×104t，折油气当量338×104t，共消耗能源428537tce，占所生产一次能源的8.34%。

2.1.3吐哈油田能源消耗以天然气、电力和原油为主。天然气、电力和原油能源消耗量之和占油田能源消耗总量的99%左右。其中天然气消耗所占比例最大，占总能耗的56.75%；其次是电力消耗，占总能耗的26.12%；排在第三位的是原油消耗，占总能耗的16.42%。

2.1.4 电力消耗主要集中在采油、天然气处理和注水三大系统，三大系统耗电占生产耗电的94.3%。

2.1.5原油及天然气损耗率偏高。2006年，吐哈油田原油和天然气损耗率分别为2.39%和3.75%，原油和天然气损耗量占油田能源消耗总量的36.31%。

2.2用能方面存在的主要问题

2.2.1电潜泵井和气举井用能水平偏低

电潜泵井平均系统效率只有10.07%，气举井采油液量平均单耗为72.94kgce/t，抽油机井平均吨液单耗为7.59kgce/t。

2.2.2东部老油田原油处理系统负荷率较低

二段脱水及原油稳定系统平均负荷率为30%左右，其中丘陵油田二段脱水及原稳系统负荷率只有19.1%、18.3%。

2.2.3天然气放空问题依然存在

吐鲁番、丘东、鄯善采油厂部分区块地处边远，配套设施建设滞后，每天仍然有8.4×104m3左右天然气存在放空，，造成天然气资源浪费。

2.2.4集输系统效率偏低

集输油泵运行效率45.08%，与国外先进指标相比，存在较大差距。

2.2.5部分联合站脱水工艺（或参数）还需进一步优化

鄯善油田油气比较高，造成换热器换热效率较低，联合站二段热化学脱水温度达到70℃，脱水温度偏高；西部油田原油脱水采用一段脱水工艺，脱水加热负荷较大，增加了天然气消耗。

2.2.6 烟气余热回收力度应进一步加强，以提高用能综合利用水平

燃气发电机普遍存在排烟温度高，部分加热炉排烟温度较高。目前，有各类燃气发电机20台，排烟温度在420-600℃之间，普遍存在排烟温度高的问题，400℃以上的烟气是一种高品位的余热资源，具有较高的利用价值。

2.2.7部分注水泵功率因数低且存在高压水回流

2006年对注水泵监测26台，功率因数合格率53.8%。

2.2.8电力设备选型、配置及管理方面存在薄弱环节

S7型或SL7型变压器等部分高耗电设备仍在使用；电力设备“大马拉小车”现象较普遍；部分电力设备选型、配置不合理，西部油田供电线路变压器平均负荷率为15.85%，合格率23.7%；节电设备维护、管理存在一定问题，以上原因均影响了供配电系统效率的提高。

2.2.9巴喀原稳厂用能方面存在的问题

常压加热炉热效率偏低，加热炉平均热效率为52.62%，排烟温度为242.2℃。与设计值（79相比，热效率降低了26.38%、排烟温度增加了32.2℃；蒸汽锅炉蒸汽减温减压使用，有效能损失较大；部分管线保温情况较差，热力损失过大。

2.2.10原油损耗率高

2006年原油损耗量49241t，占原油产量的2.39%,占吐哈油田能源消耗总量的16.42%，原油损耗存在于采出、集输、储运、原油稳定、污水处理和气处理等工艺过程中。

3 油田节能潜力分析及预测

3.1 机采系统节能潜力

通过气举井转变采油方式，实施电泵井和抽油机井措施调整方案，预计到2010年累计新增节气量766.5×104m3，新增节电量1213.1×104kW.h，折合1.52×104tce，

3.2 放空天然气回收节能潜力

吐哈油田天然气损耗率为3.75%，通过加强温米、丘陵、丘东和吐鲁番等采油厂放空天然气回收和资源化利用工作，能够实现天然气损耗率低于1.8%的要求，预计2007年～2010年累计新增节气量4275×104m3，折合5.69×104tce。

3.3 低效泵改造节能潜力

吐哈油田集输油泵平均运行效率只有45.08%，低于《细则》规定的大于65%的要求，也低于股份公司2006年的68.01%平均水平，主要原因是集输油泵运行工况偏离高效区。通过更新高效泵，对部分低效泵进行改造，可使吐哈油田集输油泵平均运行效率达到65%。

3.4余热回收节能潜力

吐哈油田在余热回收利用方面存在一定的节能潜力。通过对鄯勒10计、巴喀、红台、牛圈湖等站12台燃气发电机和部分锅炉、加热炉安装烟气余热回收装置，到2010年，预计累计节气1020×104m3, 折合1.36×104吨标煤。

3.5油气集输与处理系统

2007年～2010年，油气集输系统通过实施系统优化调整、放空天然气回收及资源化利用、低效泵改造和余热回收等措施，预计累计新增节约天然气5585×104m3,新增节电443×104kW.h，折合7.61×104tce。

3.6供配电线路无功补偿节电潜力

通过实施机采配电系统改造、电力变压器的优化配置和更新、供配电线路无功补偿等措施，预计累计新增节电1789.3×104kW.h，折合0.72×104tce。

3.7 巴喀原稳节能潜力

通过实施加热炉节能技术改造、管道保温、催化剂优选及低温热能利用等措施，预计新增节气量80.2×104m3，减少原油加工损失560t，折合0.19×104tce。

3.8 原油损耗方面的节能潜力

按照2006年原油损耗率2.39%计算，预计到2010年原油损耗率达到《细则》规定的老油田、小断块油田不大于0.8%的要求，则吐哈油田在原油损耗方面仍存在4.88×104tce的节能潜力。

根据上述分析，2007年～2010年，吐哈油田预计节气潜力6797.7×104m3，节电潜力3630.6×104kW.h，节油潜力3.41×104t，折合13.92×104tce。

4应用

4.1 根据研究成果，2007年以来，吐哈油田通过多渠道筹措资金1.91亿元，组织实施节能项目16项，已经完成14项，实现年节气7237.5×104m3、节电986.54×104kW.h、节油1.12×104t，实现节能量1.08×104 tce，经济效益1.18亿元，取得了显著成绩。

5 认识与建议

5.1项目研究紧密结合油田实际情况及生产运行中存在的问题，提出的节能潜力及技术改造措施先进适用，有较强的适用性，可以指导油田节能工作和节能改造规划的持续改进和实施。

5.2在鄯善、温米、丘陵、丘东、吐鲁番、三塘湖等采油厂和甲醇厂、巴喀原稳厂等8个单位应用该技术成果，涉及到采油、油气集输和处理、注水、供配电、炼油化工等生产系统，对于推动吐哈油田节能管理工作具有重要的意义。

5.3 根据油田生产的特殊性，建议每3-5年组织开展一次节能节水潜力研究，以更加有效的指导油田节能节水工作。

天然气节能技术篇(6)

关键词：能源低碳化能源效率碳捕集与封存

一、我国实现能源低碳化发展的重要意义

能源是保障社会经济发展的基石，同时也是制约生态文明发展的重要因素。在能源发展为社会经济发展做出巨大贡献的同时，我国以煤为主的高碳能源消费结构引发了多种问题。能源的低碳化对于我国解决环境问题、应对气候变化、优化能源结构、推进节能减排以及加快经济发展方式转变，都具有重要意义。

（一）能源低碳化有利于解决生态环境和气候变化问题

本世纪以来，我国能源消费增长过快，能源弹性系数出现反弹。与此同时，能源高碳化现象依然严重。从2001年到2009年，煤炭占一次能源消费总量的比重不降反增，由2001年的68.3%增长到2009年的70.4%；天然气与水电、核电、风电等低碳能源的比重略有上升，在一次能源消费总量中的比重仍然很低。

煤炭等高碳能源的生产和消费引起大量的烟尘、SO2、NOx和CO2排放，以及水资源破坏、地面塌陷、水土流失等生态问题。未来，我国生态环境和应对气候变化问题将成为制约我国能源发展的重要问题。作为温室气体排放大国，同时也是最大的发展中国家，我国已向国际社会庄严承诺，2020年单位GDP二氧化碳排放量比2005年降低40―45%。这一承诺是大国责任的体现，必须确保完成。据国家发展改革委能源研究所的初步预测，2020年我国一次能源需求将超过40亿tce。如何满足日益增长的能源需求，同时优化能源结构，减少环境污染，是未来我国能源发展面临的重要挑战。

（二）能源低碳化有利于加快发展方式转变和落实国家能源战略

“十一五”时期，我国经济结构转型初见成效，但仍存在资源约束性强、投资和消费关系失衡、科技创新能力不强、产业结构不合理等问题。“十二五”时期政府要推动经济更快发展，就必须以“好”字优先，下更大力气发展清洁能源和高技术含量的低耗能产业，从而推动经济发展由主要依靠物质资源消耗向依靠科技进步、劳动生产率提高和管理创新转变。

“节约优先”一直是我国能源战略的重要内容，我国在《“十一五”国民经济和社会发展规划纲要》中明确提出，到2010年GDP能耗要比2005年降低20％左右的目标。“十二五”期间，国家仍将坚持GDP能耗下降目标。实现我国的节能减排目标，除加快经济结构和产品结构的调整，改变粗放式的经济发展模式外，需要增加优质能源的消费比例，优化能源消费结构，达到提高能效和改善环境的目的。

二、我国能源低碳化发展途径

能源低碳化就是在保障经济社会可持续发展的基础上，发展对环境、气候影响较小的低碳替代能源。在不涉及生产和消费模式转换的前提下，实现能源低碳化发展的技术措施可归结为四类：

（一）合理控制煤炭需求

控制煤炭需求总量是实现能源低碳化发展的重要手段。我国能源资源禀赋特点决定了能源生产和消费长期以煤为主，煤炭在一次能源消费中约占70%，电源装机结构中煤电的比例也长期高居70%以上，而世界平均一次能源消费中煤炭仅占29.2%。近5年来，我国一次能源消费增量中的70%左右来自煤炭，新增装机的70%左右来自煤电。因此，煤炭消费规模直接影响着我国的能源消费总量。

根据《中国温室气体清单研究》，在电力行业中，燃烧1吨煤炭，比消费同样热值的燃料油多排放二氧化碳23―31%，比消费天然气高70―80%。煤炭消费在能源消费结构中的比例越高，能源活动中的二氧化碳排放量就越大，降低煤炭比例对我国实现能源低碳化和可持续发展有特别重要的意义。

2010年，我国煤炭产量已经突破32亿吨，而研究表明，我国中长期满足安全生产和生态环境承载力条件的煤炭科学产能不能超过30亿吨。因此，“十二五”期间必须下大力气调整能源结构，严格控制煤炭消费总量。笔者建议，在2010―2015年期间，煤炭消费年均增长速度不超过2.5%，到2015年煤炭消费总量不超过36亿吨。

（二）大力发展低碳能源

1、石油和天然气

石油和天然气属于化石能源，燃烧过程中也会排放污染物，但相对煤炭，其污染物排放量大大减少，尤其是天然气，作为一种清洁高效的能源，具有热值高、燃烧效率高、碳排放量小等特点。1m3天然气与相应可替代的煤炭相比，可节约能源11―73%，相应减少排放CO247―84%，NOx44―95%，SO2和烟尘近100%（孙慧等，2009）。作为一种优质、高效的清洁能源，加大天然气的开发利用对实施节能环保战略是一种重要的选择。同时，天然气也具备大规模利用的资源基础、管网设施和市场需求。从中长期来看，天然气将成为我国能源消费结构中增长最快的能源品种，成为我国能源低碳化发展的重要力量。

2、水电

水能能源是我国技术最成熟、最具规模化开发条件的非化石能源资源。全国水力资源普查结果表明，我国水能蕴藏量为6.76亿kW，年电量可达5.92万亿kWh，其中可开发水能资源为3.78亿kW，相当于年发电1.92万亿kWh，占全世界可开发水能资源总量为16.7%。截止2009年底，全国水电装机容量达到1.97亿kW，水电占发电总装机比重达到22.5%。为实现2020年非化石能源15%的目标，预计水电装机规模届时将达3.4亿kW。

3、核电

与传统煤电相比，核电在温室气体的排放方面以及其他废气、废物方面是最清洁的，因为核燃料发电过程中本身并不排放温室气体，核能源链中温室气体主要来自于各种材料的制造过程。

为了加大核电在能源电力中的作用，我国核电能源发展政策，先后经历了从“适度”到“积极”，再到“大力发展”的递进式过程。预计2020年我国核电装机规模可能突破8000万kW，核电将与天然气、水电成为推动我国能源低碳化发展的“三驾马车”。

4、非水可再生能源

目前，我国已经初步建立促进可再生能源发展的政策体系，提出了中长期可再生能源发展规划，可再生能源产业的发展也呈现出了良好的发展势头，但是总体来看，除了水能、太阳能热利用、沼气等之外，大多数新兴技术的可再生能源产业仍处于发展的初期，发展水平相对薄弱，投入大，成本高，并网发电、远距离输电和储能技术等问题还有待突破。可见，从中长期来看，风能、太阳能、生物质能等可再生能源是改善能源结构、保障能源供应安全、减少环境污染和实现可持续发展的重要措施，但近期规模化发展还面临着一定的挑战。

（三）节能和提高能效

“节约资源”是我国的一项基本国策。“十一五”期间通过开展节能重大行动及重点节能工程、采用节能新机制和强有力的节能激励政策措施，我国节能取得了前所未有的辉煌成就。未来，节能和提高能效仍然是我国能源低碳化发展的主要抓手。我国节能工作要不断完善节能降耗长效机制，进一步挖掘淘汰高耗能行业的落后产能，并在工业、交通、居民、建筑、发电等重点行业内部，通过优化产业结构和技术改进来提高用能效率。

（四）碳捕集与封存技术

当前，包括IEA在内的全球主要能源研究机构和主要碳减排积极倡导组织和国家已经一致将碳捕集与封存（CCS）技术作为未来碳减排的主要技术手段。根据澳大利亚全球CCS研究所的统计，目前全世界实际运行的商业化项目不超过10个，主要集中在油气生产领域。然而，世界主要国家都在研究建设CCS示范项目。

目前，CCS技术难以应用的主要问题在于其能耗水平较高、成本高昂、缺乏统一示范项目、适合碳封存的地质构造有限等。短时期内，CCS发展存在着巨大的挑战与不确定性，不宜将CCS技术作为我国能源低碳化的主要措施来实施。但是我国应重视CCS的技术研发和国际合作，不断跟踪最新CCS技术进展，积极应对。

三、政策建议和保障措施

（一）合理发展清洁煤炭产业

认真研究，合理确定和调控未来煤炭消费规模，要坚决避免出现类似“十五”期间煤炭比例回升的现象。进一步发展大容量、高参数、高效率、低能耗、低排放的节能环保型燃煤发电机组。在继续推进电力行业“上大压小”实现节能减排的同时，加强管理创新，改变电力行业粗放型的节能减排方式，降低节能降耗成本。在科学有序、稳妥合理的基础上规划发展我国煤化工产业。

（二）大力发展低碳能源

加快国内油气资源的勘探开发的同时，加大常规天然气和煤层气、页岩气勘探开发力度，促进储量产量快速增长，稳步推进天然气水合物开采试验。及早制定资源进口战略，继续强化与非洲、中东、中亚、俄罗斯等国家的油气勘探开发合作，提高我国油气工程技术服务和装备的国际竞争力。

搞好核电发展规划，合理确定核电发展规模，明确建设重点，优化项目布局。建立具有国际竞争力的现代核电工业体系。合理开发国内资源，积极利用国外资源，建立稳定的核电燃料供给保障体系。

按照流域梯级滚动开发方式，建设大型水电基地。重点开发黄河上游、长江中上游及其干支流、澜沧江、红水河和乌江等流域。在水能资源丰富但地处偏远的地区，因地制宜开发中小型水电站。

加快风电发展步伐，科学发展生物质能发电，适度发展太阳能光伏发电，积极且稳妥地发展液体燃料技术，因地制宜地发展可再生能源供热和燃气技术，着力解决太阳能热利用与建筑结合问题，推广建设大中型沼气工程。重视支撑可再生能源规模化发展的电网等重大基础设施的建设和规划。尽早开展电网等基础设施方面的规划和建设，为可再生能源的大规模发展提供支撑。

（三）注重节能和提高能效

一是继续实施严格的目标责任制和考核制度，将能耗降低和污染减排完成情况纳入各地经济社会发展综合评价体系。二是实施更多的以市场为基础的激励政策，充分发挥市场资源配置，进一步挖掘节能潜力，提高能源效率。三是加快落实节能法中提出的节能降耗长效机制。四是继续抓好重点用能单位节能降耗工作，推动结构调整。五是强化节能管理，引导企业形成完善的节能管理制度和有效的激励措施。六是继续实施严格的建筑物节能设计标准，建立合理高效交通服务系统，减缓建筑物、交通运输能源需求增长速度。

（四）增强科技创新能力

借第三次能源革命之机，把握好关键性重大能源技术问题的突破和研发、示范、商业化进程，提高煤炭工业技术和装备水平，突破以页岩气为代表的非常规油气资源勘探开发技术，发展超临界/超超临界燃煤发电机组技术的国产化，增强以智能电网为导向的电力系统整体效率和安全性，加快先进核电技术、可再生能源、燃料电池、碳捕集与封存的研发。在增强能源科技创新能力的同时，完善科技创新体制机制，建立健全我国能源科技创新体系。■

参考文献：

①BP Statistical Review of World Energy, June 2009

②韩文科等．“十二五”能源发展重大问题研究[R]．内部报告，2009

③朱成章．天然气的利用与中国的节能减排[J]．国际石油经济，2007(6):31-36

④孙慧，李伟．天然气如何在节能减排中发挥作用[J]．石油规划设计，2009，20(5):7-9

⑤包庆德，何煜元．环境与发展:水电能源开发的生态哲学审视[J]．南京理工大学学报（社会科学版），2009，22(3):89-94

天然气节能技术篇(7)

【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。

采用井下节流工艺后，天然气在通过节流嘴后的压力大幅下降，水合物形成的初始温度随之下降，从而减小了水合物形成的几率。

2.2 井下节流器装置的结构

节流器主要由承托筒、内筒、密封胶筒、卡瓦、气嘴等部件构成，座封方式是提放钢丝，工作压差不大于25MPa，工作温度100℃。

2.3 井下节流器装置安装及打捞步骤

2.3.1节流器投放

投放节流器前延长气井试气时间，排除井底积液。注重油管的施工质量（地面质量检测、入井操作规范），以保证井下节流器的顺利投捞。投放时，投放工具与节流器通过销钉连接，下行时卡瓦松弛，胶筒处于自然收缩状态。至设计位置，上提卡瓦定位，向上震击剪断投放头与节流器连接销钉，密封弹簧撑开，胶筒座封。具体步骤如下：

（1） 座封节流器

步骤1：以60～80m/min速度匀速下放到节流器设计井深。

步骤2：以不大于10m/min速度上提钢丝，使节流器卡在油管内壁。

步骤3：钢丝拉力达到3000N左右，以10m/min左右速度下放钢丝，释放震击器。

步骤4：下放钢丝拉力达到500N左右，说明节流器已卡在油管壁上；否则重复步骤2。

步骤5：确定节流器卡定后，在震击器释放情况下以90～120m/min速度上提，依靠震击器的震击力瞬间剪断投放工具与节流器间的联接销钉，同时密封胶筒膨胀，节流器座封成功。

步骤6：起出投放工具，结束施工。

2.3.2节流器打捞

打捞时，下放带打捞工具的工具串，向下震击将打捞工具与节流器对接，抓提卡瓦，震击时造成卡瓦松弛。同时打捞工具挤压节流器中心杆，密封弹簧收缩，胶筒回到自然收缩状态，打捞操作完毕。

（1）打捞步骤

步骤1：以不超过70m/min速度匀速下放工具串。

步骤2：工具串至节流器以上20m左右时记录悬重，并下探节流器位置。

步骤3：上提工具串距节流器30～40m，以70～90m/min速度下放，使打捞工具与节流器对接解封。

步骤4：上提工具串观察张力示数是否变大，如果张力示数无明显变化，说明打捞工具与节流器未对接，重复步骤3。

步骤5：打捞工具与节流器对接后以30～40m/min上提，如果上提拉力接近3000N，说明节流器未解封，则下击使节流器解封。

步骤6：匀速提出工具串，结束施工。

3 井下节流技术存在的问题及改进措施

井下节流技术应用到气田后的前期，还是出现了一些问题，经过分析已经很好的解决了井下节流技术存在的一些问题，使井下节流技术在生产中运行状态良好、工作稳定，主要存在的问题、原因主要有以下三点：

（1）在下入节流器后，在未投产运行期间，节流器处于高温、高压状态，同时受着钻井、压裂时夹杂在天然气中残余化学物品的腐蚀。此时节流器钢体的侵蚀，密封胶圈出现间隙，在此情况下开井时，节流器和油管的密封、固定可靠性大大降低，使节流器起不到节流作用，最终导致节流器的失效。

通过分析失效原因，解决该问题应提高节流器钢体及密封胶圈等节流器本体的质量问题。

（2）在单井下入井下节流器后，油压从22MPa左右下降到1-4MPa，但生产一段时间后，节流器的密封圈被破坏。造成这一问题主要原因是：在节流初期，油管压力下降过快，节流器前后压差突然增大，造成密封胶圈出现裂痕：随着生产的延续，裂痕不段扩张，最终导致节流器失效。

通过分析找到原因后，采用了通过井口节流，以控制油压缓慢下降的方法有效地解决了这一问题。

（3）卡瓦出现上移，导致节流器失效。主要原因为井底比较干净，油管内壁比较光滑，普通的卡瓦固定面比较小，在大压差的作用下，卡瓦出现了上移，从而使节流器失效。

通过改变卡瓦的设计后，成功的解决了这一问题。

对以上问题的解决后，井下节流技术能更好的使生产状况稳定、运行平稳，并达到了大幅降低油压，产气量上升，最大限度地降低生产成本的目的。

4 结论及认识

（1）井下节流工艺能充分利用地层能量提高节流后天然气温度，有效抑制水合物形成，提高开井时率，达到降压开采、平稳生产的目地。

（2）采用井下节流工艺技术，从而使井口压力大幅降低，实现了井口不注醇生产，增加了中低压采气管线运行的安全系数，减少了井口移动注醇的工作量，方便了气井现场管理。

（3）井下节流技术有效避免了地层压力激动，降低储层敏感性伤害，保护了储层。