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[摘 要]在凝析气井衰竭开采过程中，当气井井底压力降至流体露点压力以下时，受流体相态变化的影响会出现反凝析现象，从而导致气体相对渗透率急剧下降，气井产能降低。因此在开发过程中，初期就需要研究油井携液量，确定合理的采液速度，选用合理的管径，提高采收率。而地层的连续稳定生产，保证合理的稳定的生产压差，是高效开发的前提，而凝析气藏的冬天生产的冻堵会影响正常的生产，因此防止地面和井筒的冻堵凝析气藏开发的重点解决问题。
[关键词]反凝析 冻堵 小油管 露点压力 携液
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）20-0016-01
1 概述
中原油田文96区块是砂岩底水块状特高凝析油断背斜圈闭凝析气藏，属中高孔（24%～28%）、中高渗（416.6md）。含油面积4.7km2，平均气层厚度12.8m，凝析油地质储量93.37×104t，天然气地质储量11.34×108m3，凝析油标定采收率30.0%，天然气标定采收率60.0%。原始地层压力44.74MPa，露点压力40.98MPa。区块投产井11口，因水淹关井5口，已高含水井2口，目前区块日产液61吨，日产油51吨，日产气56873方，综合含水16.7%。
2 开发中的难点
2.1 反凝析污染
凝析气藏在一定的压力和温度范围内具有反凝析 （又称逆行凝析） 的特点。在开发过程中，当压力降至露点压力以下时，凝析油就会析出，出现反凝析伤害。
2.2 井筒积液与气体携液能力
在气田开发过程中，由于地层水和天然气中的凝析水的影响，常会造成气井井筒积液，在井底产生回压，影响气井正常生产，积液严重时会压死气井。AT11区块在随着开发的进行，地层能量下降，目前5口停产井在关井前，气体产量下降，产液下降，含水上升，由于气体产液下降和底水上升，携液能力下降，导致压力下降，需频繁吐液维持生产最后停喷。
2.3 冻堵对冬季生产的影响
在含水高压气井生产过程中，由于很多地方都存在压降引起温度急剧下降，生成天然气水合物，造成管线堵塞，气井停产，严重影响气井正常生产。除采气树井96-23、96-56高含水井96-50、96-8井外，其余井均有不同程度冻堵，且冻堵频繁，冻堵位置主要是采油树主通径、立管和回压管线，井口水套炉、井口电伴热不能解除冻堵，目前主要通过倒翼生产、开加热炉直通进行冲管来解除冻堵现象，井口频繁冻堵影响正常生产。
3 提高凝析气藏高效开发的方法
3.1 凝析气藏近井地层反凝析伤害方法
（1）干气回注法。近年来国外许多油田从经济效益角度考虑采用了单井注气吞吐的处理方法，发现注干气吞吐可消除凝析气井近井地层反凝析堵塞。
（2）注富气法。这类气体包括脱了凝析油后富含 C3～C4及宽馏分轻烃的 C1混合物，这样可以大大降低气体—凝析油的界面张力。
（3）注贫气法。贫气一般是选择干甲烷或氮气，利用高压蒸发实现对井筒附近区域的反凝析液的抽提。
（4）注二氧化碳法。低渗透凝析气藏注入CO2不仅能保持地层压力，阻止反凝析，而且能增加凝析油体积，提高烃类总采收率。
3.2 携液能力研究
1969年turner 认为并提出高速气流携液液滴模型更适合用来解释气井积液以及计算气井的积液间题 在假设气井中的液滴是圆球形以及液滴曳力系数为0.44的前提下 推导出了携液最小气体流速和临界产量的公式 并增加其临界流速度公式和临界产量公式分别为：
（1）
式中：ug气井排液最小流速，m/s；qc临界日产气量，m3/d；ρL液体密度，Kg/m3；ρg天然气密度，Kg/m3；P压力，MPa；T温度，K；Z P T条件下降的气体偏差系数；A油管截面积，m3；б表面张力，N/m。
3.3 小油管开发
小油管排液采气技术基本原理：
通过调整气井管柱直径，提高气液在油管中的过流速度，减少气液的滑脱损失或摩阻损以充分利用气自身能量来排液采气。
利用动能因子理论，确定合理的工作制度，实现气井自身带水。气井自身带水能力的大小可以用动因子来衡量，它与气井产量、天然气相对密度、管柱直径之间存在下列函数关系：
F为动能因子；Q 为日产气量，m / d；γ为气体比重； Ts 为井底温度， K； Ps 为油管鞋处流动压力MPa；D为油管直径，m；Zs 为 Ps ·Ts 状态下的压缩系数。
根据动能因子理论可知，在相同条件下，动能因子与油管直径的平方成反比，油管直径愈小，气井自喷带液能力越好。因此，运用动能因子理论对气井的带液能力进行定期分析，计算气井自喷带液的最小油管直径，及时更换合适的管柱，就能增强气井的带液能力，延长气井自喷期。
3.4 冻堵防治
目前中原油田文96区块地面冻堵预防措施：
a.油伴热：从采油树立管到加热炉的回压管线加伴热管线，将管线通过加热炉加热后，把加热后的管线顺着井口到回压管线铺设，然后外输，通过这条加热后的输送管线来给回压管线伴热，将伴热管线和油管埋在地面1m以下，减少地面热量的挥发。伴热管线与输油管线保持在10cm左右，保证给输油管线的供热，提高温度，防止冻堵。此举对回压管线冻堵起到了一定的作用，但在外界温度较低时，仍时有冻堵。
b.电伴热：对采油树立管及水平管段缠绕电热带并包裹保温材料，提高立管及立管闸门温度，防治冻堵。此方法弥补了油伴热的死角，但受热效率影响受效甚微。目前13口高压油气井4口井无电伴热，其中2口准备加装（AT12-1H、AT2-10H）。
c.回压控制：对油嘴套之后实施一二级节流，通过降低油嘴套前后压差减缓油嘴套之后水合物的形成，达到提高井温的目的。文96片区夏季易冻堵井回压控制8.5Mpa以上，其余井控制7Mpa以上，基本解除油嘴套、立管、回压管线冻堵的发生。
②井下油嘴防冻堵：井下油气嘴是安装在油井生产管柱内的一种节流控制装置，根据生产要求，可以通过钢丝投捞的方式将其固定在油管内特定位置或任意位置。将井下油气嘴投到井下产层上部油管内后，使得天然气的节流降压膨胀过程发生在井内，通过它来实现节流降温，同时充分利用地温加热，使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。采用井下油嘴节流后，由于大大降低了井下油气嘴以上系统的压力，提高采出天然气的井口温度，所以破坏了水合物的生成条件，达到防止水合物生成的目的。
2010年10-12月文96区块共有6口井下入井下节流器，分别为96-3、96-45、96-8、96-21、96-56、96-62，其中96-71井下节流器座封失封。下入井下节流器之后，各井在调整地面油嘴后冻堵情况明显好转，下节流器之前96-20、96-32、96-23、96-24等井在井口采油树主通径、油嘴、立管和回压管线都有不同程度的冻堵现象。
4 总结
凝析气藏的高效开发，主要存在的困难是反凝析伤害，生产初期因地层能量足，地层压力在露点压力以上，不会有反凝析现象的产生，随着慢慢开发，地层能量下降，慢慢的反凝析出现，对地层造成污染，对于反凝析的伤害，目前具体有效的合理措施，因此在开发过程中，初期就需要研究油井攜液量，确定合理的采液速度，选用合理的管径，提高采收率。而地层的连续稳定生产，保证合理的稳定的生产压差，是高效开发的前提，而凝析气藏的冬天生产的冻堵会影响正常的生产，一旦发生冻堵，就需要通过蒸汽车吹扫，如果冻堵严重，井筒冻堵，更是需要热洗，因此防止地面和井筒的冻堵。
参考文献
[1] 杨宝善.凝析气藏开发工程[M].北京：石油工业出版社，1995 247～298.
[2] 郑小敏. 凝析气藏开发方式浅析.西南石油大学
[3] 何志雄，孙雷 ，李士伦.凝析气井生产系统分析[J ].石油学报 ，1998 ，19（4）：55 60.2
[关键词]反凝析 冻堵 小油管 露点压力 携液
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）20-0016-01
1 概述
中原油田文96区块是砂岩底水块状特高凝析油断背斜圈闭凝析气藏，属中高孔（24%～28%）、中高渗（416.6md）。含油面积4.7km2，平均气层厚度12.8m，凝析油地质储量93.37×104t，天然气地质储量11.34×108m3，凝析油标定采收率30.0%，天然气标定采收率60.0%。原始地层压力44.74MPa，露点压力40.98MPa。区块投产井11口，因水淹关井5口，已高含水井2口，目前区块日产液61吨，日产油51吨，日产气56873方，综合含水16.7%。
2 开发中的难点
2.1 反凝析污染
凝析气藏在一定的压力和温度范围内具有反凝析 （又称逆行凝析） 的特点。在开发过程中，当压力降至露点压力以下时，凝析油就会析出，出现反凝析伤害。
2.2 井筒积液与气体携液能力
在气田开发过程中，由于地层水和天然气中的凝析水的影响，常会造成气井井筒积液，在井底产生回压，影响气井正常生产，积液严重时会压死气井。AT11区块在随着开发的进行，地层能量下降，目前5口停产井在关井前，气体产量下降，产液下降，含水上升，由于气体产液下降和底水上升，携液能力下降，导致压力下降，需频繁吐液维持生产最后停喷。
2.3 冻堵对冬季生产的影响
在含水高压气井生产过程中，由于很多地方都存在压降引起温度急剧下降，生成天然气水合物，造成管线堵塞，气井停产，严重影响气井正常生产。除采气树井96-23、96-56高含水井96-50、96-8井外，其余井均有不同程度冻堵，且冻堵频繁，冻堵位置主要是采油树主通径、立管和回压管线，井口水套炉、井口电伴热不能解除冻堵，目前主要通过倒翼生产、开加热炉直通进行冲管来解除冻堵现象，井口频繁冻堵影响正常生产。
3 提高凝析气藏高效开发的方法
3.1 凝析气藏近井地层反凝析伤害方法
（1）干气回注法。近年来国外许多油田从经济效益角度考虑采用了单井注气吞吐的处理方法，发现注干气吞吐可消除凝析气井近井地层反凝析堵塞。
（2）注富气法。这类气体包括脱了凝析油后富含 C3～C4及宽馏分轻烃的 C1混合物，这样可以大大降低气体—凝析油的界面张力。
（3）注贫气法。贫气一般是选择干甲烷或氮气，利用高压蒸发实现对井筒附近区域的反凝析液的抽提。
（4）注二氧化碳法。低渗透凝析气藏注入CO2不仅能保持地层压力，阻止反凝析，而且能增加凝析油体积，提高烃类总采收率。
3.2 携液能力研究
1969年turner 认为并提出高速气流携液液滴模型更适合用来解释气井积液以及计算气井的积液间题 在假设气井中的液滴是圆球形以及液滴曳力系数为0.44的前提下 推导出了携液最小气体流速和临界产量的公式 并增加其临界流速度公式和临界产量公式分别为：
（1）
式中：ug气井排液最小流速，m/s；qc临界日产气量，m3/d；ρL液体密度，Kg/m3；ρg天然气密度，Kg/m3；P压力，MPa；T温度，K；Z P T条件下降的气体偏差系数；A油管截面积，m3；б表面张力，N/m。
3.3 小油管开发
小油管排液采气技术基本原理：
通过调整气井管柱直径，提高气液在油管中的过流速度，减少气液的滑脱损失或摩阻损以充分利用气自身能量来排液采气。
利用动能因子理论，确定合理的工作制度，实现气井自身带水。气井自身带水能力的大小可以用动因子来衡量，它与气井产量、天然气相对密度、管柱直径之间存在下列函数关系：
F为动能因子；Q 为日产气量，m / d；γ为气体比重； Ts 为井底温度， K； Ps 为油管鞋处流动压力MPa；D为油管直径，m；Zs 为 Ps ·Ts 状态下的压缩系数。
根据动能因子理论可知，在相同条件下，动能因子与油管直径的平方成反比，油管直径愈小，气井自喷带液能力越好。因此，运用动能因子理论对气井的带液能力进行定期分析，计算气井自喷带液的最小油管直径，及时更换合适的管柱，就能增强气井的带液能力，延长气井自喷期。
3.4 冻堵防治
目前中原油田文96区块地面冻堵预防措施：
a.油伴热：从采油树立管到加热炉的回压管线加伴热管线，将管线通过加热炉加热后，把加热后的管线顺着井口到回压管线铺设，然后外输，通过这条加热后的输送管线来给回压管线伴热，将伴热管线和油管埋在地面1m以下，减少地面热量的挥发。伴热管线与输油管线保持在10cm左右，保证给输油管线的供热，提高温度，防止冻堵。此举对回压管线冻堵起到了一定的作用，但在外界温度较低时，仍时有冻堵。
b.电伴热：对采油树立管及水平管段缠绕电热带并包裹保温材料，提高立管及立管闸门温度，防治冻堵。此方法弥补了油伴热的死角，但受热效率影响受效甚微。目前13口高压油气井4口井无电伴热，其中2口准备加装（AT12-1H、AT2-10H）。
c.回压控制：对油嘴套之后实施一二级节流，通过降低油嘴套前后压差减缓油嘴套之后水合物的形成，达到提高井温的目的。文96片区夏季易冻堵井回压控制8.5Mpa以上，其余井控制7Mpa以上，基本解除油嘴套、立管、回压管线冻堵的发生。
②井下油嘴防冻堵：井下油气嘴是安装在油井生产管柱内的一种节流控制装置，根据生产要求，可以通过钢丝投捞的方式将其固定在油管内特定位置或任意位置。将井下油气嘴投到井下产层上部油管内后，使得天然气的节流降压膨胀过程发生在井内，通过它来实现节流降温，同时充分利用地温加热，使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。采用井下油嘴节流后，由于大大降低了井下油气嘴以上系统的压力，提高采出天然气的井口温度，所以破坏了水合物的生成条件，达到防止水合物生成的目的。
2010年10-12月文96区块共有6口井下入井下节流器，分别为96-3、96-45、96-8、96-21、96-56、96-62，其中96-71井下节流器座封失封。下入井下节流器之后，各井在调整地面油嘴后冻堵情况明显好转，下节流器之前96-20、96-32、96-23、96-24等井在井口采油树主通径、油嘴、立管和回压管线都有不同程度的冻堵现象。
4 总结
凝析气藏的高效开发，主要存在的困难是反凝析伤害，生产初期因地层能量足，地层压力在露点压力以上，不会有反凝析现象的产生，随着慢慢开发，地层能量下降，慢慢的反凝析出现，对地层造成污染，对于反凝析的伤害，目前具体有效的合理措施，因此在开发过程中，初期就需要研究油井攜液量，确定合理的采液速度，选用合理的管径，提高采收率。而地层的连续稳定生产，保证合理的稳定的生产压差，是高效开发的前提，而凝析气藏的冬天生产的冻堵会影响正常的生产，一旦发生冻堵，就需要通过蒸汽车吹扫，如果冻堵严重，井筒冻堵，更是需要热洗，因此防止地面和井筒的冻堵。
参考文献
[1] 杨宝善.凝析气藏开发工程[M].北京：石油工业出版社，1995 247～298.
[2] 郑小敏. 凝析气藏开发方式浅析.西南石油大学
[3] 何志雄，孙雷 ，李士伦.凝析气井生产系统分析[J ].石油学报 ，1998 ，19（4）：55 60.2