[摘 要]随着气田的深入开发，地层能量不断衰减，井口压力降低，井口温度上升。本文分析区块环境温度，井口工艺，天然气物性，运行参数并计算井口参数根据计算结果优化调整井口工艺及参数的同时达到节约挖潜，降本增效的目的。
　　[关键词]工艺；水合物；节流
　　中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）14-0027-01
　　1.天然气水合物及危害
　　天然气水合物（Gas hydrates） 是在石油和天然气开采、加工和运输过程中在一定温度和压力下天然气中的某些烃组分与液态水形成的冰雪状物质；密度为0.88-0.9g/cm3。
　　当条件适合（高压，低温，游离水）时天然气水合物会逐渐以结晶增长方式沉积在地层或管道中，严重时会堵塞井筒、油咀、管线、阀门和设备，从而影响天然气的开采、集输加工过程的安全运行。
　　2.井口工艺
　　呼图壁气田采用集气站与处理站合建，单井物流直接进入处理站的一级布站方式。为了防止水合物形成HU2002和HU2006井井口采用一、二级加热节流气-液混输至处理站工艺。用水套加热炉加热，年耗气量为 83.25万方。
　　2.1 水合物形成温度计算
　　气田气候夏季干热，温度在15℃～38℃之间，冬季寒冷，气温在-5℃～-30℃之间。区日降水量约为34.3mm，属于干旱气候。
　　根据HU2006井、HU2002井井口参数（表1所示）计算水合物形成温度：
　　2.2 井口工艺优化
　　从计算结果中可以看出（表2所示）：
　　1） HU2002井采用直通式节流工艺满足处理站进站参数要求且采气管道中的温度降较低（冬季8℃，夏季5℃）对进站温度的影响不大，满足工艺参数要求即26℃，通过拆除水套炉系统来降低管路压力损失同时降低自用气的用量。
　　2） HU2006井采用直通式节流工艺满足处理站进站参数的要求但采气管道中的温度降较大（冬季34℃，夏季15℃）严重影响进站温度即-7℃，远低于水合物形成温度，可改为二级加热节流工艺。
　　3.结论
　　通过及时跟踪分析，计算井口参数从而优化调整HU2002井、HU2006井井口工艺及参数，减少单井水浴炉用气量，降低集压力损失及集气能耗。
　　HU2002井拆除井口水套炉后，自用气按510元/千方计算，全年节约水浴炉用气832.5千方×510元/千方=42.46万元。
　　HU2006井口工艺改造后，从井口到二级节流阀前压力损耗由1.6MPa降至0.4MPa，相当于延缓该井油压递减速度，使得该井从井口到进站压力有了更多可调空间。根据HU2006生产情况，油压每降低0.1MPa，累积产气6.99千方，压力损耗减少1.2MPa，相当于增产天然气83.88千方，按照商品用气价格886.59元/千方计算，产生经济效益7.44万元。
　　参考文献
　　[1] 李士伦.天然气工程.第一版.北京：石油工业出版社，2000，165-168。
　　[2] 柳海，张锋，王东华，冯学章.新疆油田油气水集输处理工艺技术研究.江汉石油学院报.25（4）：117-119。