一种天然气生产方法

专利名称：一种天然气生产方法
技术领域：
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：
目前，国内普遍采用油管法、套管法、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。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1)、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。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。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78. 8 90. 96°C，属于适中的地层温
Ffr ” /又。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°C，普光气田气井平均井深6000米，气藏温度约180°C。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通油管、套管一样，均为金属光油管。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。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 2 3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10-11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。”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。由《油田化学》第277页表9-3可知甲烷水合物的临界生成温度为47°C，乙烷水合物的临界生成温度为14. 5°C。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。”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。以靖边气田为例。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°C。靖边气田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°C， 一般日产气量1 5万标方/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8 15°C，夏季实测气井井口天然气温度为10 25°C。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。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22. 1°C ；压力为6. 4MPa时，对应的天然气水合物生成临界温度为14. 2°C。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。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100 1200L/日。2)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。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。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。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°C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。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。3)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。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1. 5 2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1. 6米。公开资料表明我国绝大部分地区1. 5 2米(冻层以下)地层年平均温度小于 10°c。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1.5 2米(冻层以下)的地层年平均温度小于10°C，，冬季最低地温小于5°C。以靖边气田为例。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°C，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°C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。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200 1200L/ 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，井口至集气站的集输距离(又称集输半径)为500 10000米，集输管线设计埋地深度1. 6米(冻层1. 5米)，实测1. 6米地层年平均温度为9°C。 该气田气井井口油管出口压力一般在15MI^以上，最高达22MI^以上。该气田实测冬季气井井口天然气温度为8 15°C，实测冬季集输管线进入集气站的天然气压力为15 22MPa， 实测冬季集输管线进入集气站的天然气温度为-4 9°C。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在结冰冻堵问题。4)、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。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。公开资料表明国内川气东送天然气管道工程输气压力为lOMPa，陕京一线输气管道工程输气压力为6. 4MPa。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3 后再外输至天然气净化处理厂。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，一般采用在井场对天然气进行加热、节流降压的方式。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°C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。公开资料表明，国内气田普遍使用天然气加热炉加热天然气。以苏里格气田苏10区块为例。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°C。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°C，一般日产气量1 5万标方/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18 20MPa，实测冬季井口无伴热时天然气温度为9 17°C，实测夏季井口无伴热时天然气温度为10 30°C。井口至集气站的集输距离(又称集输半径)为500 10000米，集输管线设计埋地深度1. 6米(冻层1. 5米)，实测1. 6米地层年平均温度为9°C，冬季最低温度小于5°C。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°C，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。由本领域公知知识计算可知压力为20MPa、温度为20°C的苏里格气田天然气节流降压至4MPa时，其温度将降至-37. 5°C ；压力为20MPa、温度为30°C的苏里格气田天然气节流降压至4MPa时，其温度将降至-27. 8°C ；压力为20MPa、温度为40°C的苏里格气田天然气节流降压至4MPa时，其温度将降至_16°C ；压力为20MPa、温度为50°C的苏里格气田天然气节流降压至4MPa时，其温度将降至-2. 90C ；压力为20MPa、温度为60°C的苏里格气田天然气节流降压至4MPa时，其温度将降至10. 20C ；压力为20MPa、温度为70°C的苏里格气田天然气节流降压至4MPa时，其温度将降至23. 1°C。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22. 1°C;压力为4MPa的苏里格气田天然气水合物生成临界温度为10. 7°C;因此虽然压力为20MPa、温度为30°C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-27. 8 °C。因此，该区块在井场节流降压时，如果天然气不在节流前先通过加热升温至60°C 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。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°C，其节流后的天然气温度也只有23. 1°C，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10. 7°C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。由苏里格气田生产资料可知，该区块气井所产游离水矿化度为1 5X10^ig/L，相应的最低冰点约_3°C。5)、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°C 以下。虽然用甲醇或其他防冻剂能够防止天然气在-20°C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°C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。而加热则需要消耗大量的天然气。由本领域公知知识可知天然气节流降压时，温度必然降低。由本领域公知知识可知甲醇的冰点为_97°C，能够有效抑制_20°C的天然气形成水合物，能够有效防止-20°C的水结冰。同样其他醇类如乙醇、乙二醇也能够有效抑制_20°C的天然气形成水合物，能够有效防止_20°C的水结冰。由SH3059-2001《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的SHD低温管道级别，20#优质碳素结构钢的使用温度为-20 425 "C。由公知知识可知钢材存在脆性转变温度。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。由本领域公知知识可知天然气管线、阀门的最低使用温度为-20°C，不允许管线、阀门长期在低于-20°C的温度下运行。天然气管线的正常运行温度应在-20°C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。以苏里格气田苏10区块为例。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18 20MPa，实测冬季井口无伴热时天然气温度为9 30°C。由本领域公知知识计算可知将压力为20MPa、温度为30°C的苏10区块天然气节流降压至4MPa时，其温度将降至-27. 8°C，已经远远低于天然气管线允许的最低使用温度-20°C，是天然气生产规章制度所不允许的。6)、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°C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°C以下，将会导致天然气管线运行温度长期低于-20°C，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。以靖边气田为例。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
10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3 5MPa ；然后再进入集气站的后续分水、脱水、外输等集输工序。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500 10000 米，集输管线设计埋地深度1. 6米(冻层1. 5米)，实测1. 6米地层年平均温度为9°C。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200 1200L/日，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8 15°C，实测冬季集输管线进入集气站的天然气压力为15 22MPa，实测冬季集输管线进入集气站的天然气温度为_4 9°C。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°c，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-47. 5°C，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。7)、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，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。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。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。8)、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。而且还会大幅增加天然气集输的固定投资。9)、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甲醇联合应用并不能解决该方法自身的缺陷。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°C)、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)。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0.3%左右。目前国内天然气生产中，普遍使用甲醇作为水合物抑制剂和防冻剂。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。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。10)、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。11)、专利CN(^820253. 8 “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，并不能解决该方法自身的缺陷。12)、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。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。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。国内目前还没有在气井井筒内加热升温天然气的实例。以苏里格气田苏10区块为例。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°C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°C时仍然普遍存在水合物堵塞问题，导致气井无法正常生产，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。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、冬季两种生产方式；其中，夏季生产方式是在每年5 9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1 4 月、10 12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。1)、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，但是却增加了集气站内压缩机的固定投资和井下节流装置投资，尤其集气站内压缩机的固定投资极其巨大，从而导致天然气生产固定投资、生产成本大幅增加，导致天然气生产工艺复杂化。并大幅增加了天然气生产管理工作量。由本领域公知知识可知以苏里格气田为例，压缩机的固定投资是加热炉的若干倍，建造1个压缩机站的费用达数千万元，需要配套建设复杂的燃气、发电、水循环等系统和专门厂房，管理工作量大，运行维修费用高。而1台加热炉的建造费用只有几十万元，不需要任何辅助系统，露天安装，管理简单。2)、采用冬季生产方式时，为了让升至井口、进入地面集输管线的天然气温度不低于水合物临界生成温度，必须先在井筒油管内将高压天然气节流降压至很低的压力，然后再在地面用压缩机将天然气的压力提高至集气站外输所需压力，从而导致天然气生产成本、能耗大幅增加；且耗气量巨大。由本领域公知知识可知为了保证天然气长输管线的输送压力，降低能耗，天然气在集气生产时的压力不宜太低、也不宜太高。如靖边气田、苏里格气田，要求集气站外输压力控制在3 5MPa。由公知知识可知先将天然气压力在井下油管内通过节流降压浪费掉，再用压缩机在集气站增压，显然是一种不合理的生产方法。以苏11区块为例。公开资料表明苏11区块位于内蒙古鄂尔多斯沙漠地区，冬季最低气温达-31°C。苏11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°C，一般日产气量1 5万标方/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、井场地面集输管线、管件采用毛毡保温，井场至集气站间的埋地集输管线不保温。井场至集气站的集输距离(又称集输半径)为500 10000米，集输管线设计埋地深度1. 6米(冻层1. 5米)，实测1. 6米地层年平均温度为9°C，冬季最低温度小于5°C。 实测冬季气井井口油管出口压力为0. 5 0. 7MPa，套管压力15 20MPa，实测冬季井口天然气温度为-3 9°C。该区块采用的冬季生产工艺是来自气层的天然气先通过井下油管内设置的专用节流装置(如井下油嘴)节流降压至0. 5 0. 7MPa,然后再通过油管继续升至井口，然后再通过井口、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，然后进入集气站设置的压缩机内增加压力至3 5MPa，然后再进入后续集输工序；压缩机功率一般为500 千瓦，用燃气带动。由本领域公知知识计算可知压力为20MPa、温度为110°C的苏里格气田天然气节流降压至0. 7MPa时，其温度将降至50°C。由本领域公知知识计算可知压力为0. 7MPa的苏里格气田天然气水合物生成临界温度为-5. 45°C。因此，虽然该区块天然气通过井下油管内设置的专用节流装置(如井下油嘴)节流降压后，直到进入集气站设置的压缩机内，温度均高于天然气水合物生成临界温度，不会形成天然气水合物堵塞。但是，由于该区块天然气井口压力只有0. 5 0. 7MPa，而集气站外输压力一般要求3 5MPa，为此需要用压缩机增加天然气压力，需要消耗大量的天然气。由本领域公知知识和苏11区块运行资料可知该区块没有工业电源可供使用，1 台功率为500千瓦的压缩机每天消耗天然气量超过4000标方/日，整个区块压缩机总耗气量是该区块总产气量的3%以上。
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3)、采用冬季生产方式时，如果天然气井的产气量很低，天然气在井下节流后升至井口的温度也很低，仍然会形成水合物堵塞井筒、井口、集输管线与管件，从而严重影响天然气生产。以苏里格气田苏6-1站为例。苏6-1站多年的生产资料表明苏6-1站与苏11区块同属于苏里格气田构造，气井概况类似，管辖23 口天然气井，气井井口、集输管线均不保温，集输管线埋地深度在冰冻线(冻层)以下；采用与苏11区块相同的井下节流工艺；天然气井口油管出口压力为1 2MPa,套管压力为15 20MPa，井口温度_2 5°C，单井产气量为0. 3 1万标方/日。2009 年冬季，苏6-1站发生气井堵塞18 口井，累积影响气量83. 58万方。由本领域公知知识计算可知压力为1 2MPa的苏里格天然气，其水合物生成临界温度为-1. 2 5. 1°C。因此当井口温度为-2°C时，必然在井口生成水合物。以苏里格气田桃7-4集气站、苏20-4集气站为例。1 7-4集气站多年的生产资料表明桃7-4集气站管辖的6#集气管线上的9 口天然气井与苏11区块同属于苏里格气田构造，气井概况类似，气井井口、井场地面集输管线、 管件采用毛毡保温，埋地集输管线不保温，集输管线埋地深度在冰冻线(冻层)以下。采用与苏11区块相同的井下节流工艺。天然气井口油管出口压力为1 2MPa，套管压力为15 20MPa，井口温度-2 5. 5°C，单井产气量为0. 3 1万标方/日。仅2010年12月一个月即累计发生地面管线或井筒堵塞20次，导致该9 口井于2010年12月30日全部关井停产， 至2011年4月30份无法开井生产。而且地面管线或井筒堵塞后，用甲醇解除堵塞也不能维持正常生产；严重堵塞时，用甲醇也无法解除堵塞。由本领域公知知识计算可知压力为1 2MPa的苏里格天然气，其水合物生成临界温度为-1. 2 5. 1°C。因此当井口温度为-2°C时，必然在井口生成水合物。苏20-4集气站多年的生产资料表明苏20-4集气站管辖的1#集气管线上的4 口天然气井与苏11区块同属于苏里格气田构造，气井概况类似，气井井口、井场地面集输管线、管件采用毛毡保温，埋地集输管线不保温，集输管线埋地深度在冰冻线(冻层)以下。采用与苏11区块相同的井下节流工艺。天然气井口油管出口压力为1 2MPa，套管压力为 15 20MPa，井口温度-3 6°C，单井产气量为0. 3 1万标方/日。仅2009年12月一个月即累计发生地面管线或井筒冻堵6次，导致该4 口井直到2010年1月1日仍然全部关井停产，直到2010年4月30日仍无法开井生产。而且地面管线或井筒堵塞后，用甲醇解除堵塞也不能维持正常生产；严重堵塞时，用甲醇也无法解除堵塞。由本领域公知知识计算可知压力为1 2MPa的苏里格天然气，其水合物生成临界温度为-1. 2 5. 1°C。因此当井口温度为-3°C时，必然在井口生成水合物。4)、采用夏季生产方式时，虽然压缩机不运行，但仍然需要较高的维护费用和管理费用，从而导致天然气生产成本增加。5)、采用夏季生产方式时，天然气经过井筒油管内专用节流装置(如井下油嘴)节流降压后，尽管温度已经较低，但仍可能高于井筒上部地层温度，因此天然气在节流降压后继续通过油管流向井口的过程中，仍能不断向地层散热，温度仍会不断下降。当天然气升至井口时其温度可能已经低于水合物生成临界温度，从而形成水合物堵塞井筒上部，导致气井无法正常生产。
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由公知知识可知国内大部分地区属于地温正常体系，各气田也不例外。在该类体系中，向地下的深度每增加100米，地温约增加3度。距离地面100米的地层温度约为7 度，距离地面200米的地层温度约为10度，距离地面300米的地层温度约为13，距离地面 400米的地层温度约为16，距离地面500米的地层温度约为19度，距离地面1000米的地层温度约34度，距离地面2000米的地层温度约64度，以此类推。由本领域公知知识可知节流降压产生的温降与节流是在井下进行还是在地面进行无关。由本领域公知知识计算可知以苏里格气田为例，该气田井深平均3500米，井底天然气的温度约110°c，压力可达20MPa，如果采用夏季生产方式即不使用压缩机增压，因集气站的外输压力要求为3 5MPa，井下节流后的天然气压力必须高于3 5MPa。当天然气通过设置在油井油管内最底部(按照设置于3500米处计算)的专用节流装置(如井下油嘴)由20MI^节流降压至后，天然气温度将降至73°C。因此，天然气在在井筒油管节流降压前后的温度均高于水合物生成临界温度，不会产生水合物堵塞专用节流装置(如井下油嘴)和油管。由本领域公知知识可知在气井井筒内，当天然气温度高于大地温度时，天然气能够通过油管壁-油管套管组成的环形空间-套管壁-固井水泥环向大地散热。国内目前气井中使用的油管、套管均为金属光油管。由本领域公知知识计算可知以苏里格气田为例，若节流降压后的天然气温度为 73°C，已经高于地面2000米以下的大地温度，因此天然气从地面2000米以下的油管就已经开始向地层散热。由此进一步计算可知，如果气井产气量小于1万标方/日，节流降压后温度为73°C的天然气通过油管继续上升至井口时，其温度将低于10°C，已经低于其时的水合物生成临界温度10. 7°C，必然在油管上部、井口形成水合物堵塞。以苏11区块苏11-48-59井为例。该井采用井下节流油管法夏季生产时，井筒油管上部频繁堵塞，每次堵塞后即从井口向油管内加甲醇解堵，有时需要反复2 4次才能解除堵塞。为此，该井采取间隔1天周期性向井筒油管内加入50升甲醇的方法，以保证气井正常生产。2010年8月20日实测该井套压(与天然气井底节流降压前压力相当)18. 8MPa，油压(井口油管出气压力)4MPa， 瞬时产气量500m3/h (相当于日产气量11000m3/h)，井口温度9. 8°C。由本领域公知知识计算可知压力4MPa的苏里格气田天然气水合物临界生成温度约10. 7°C，因此井口温度为9. 8°C的天然气必然形成水合物堵塞。因此，如果该井不用甲醇作为水合物抑制措施将无法正常生产。6)、同样，采用夏季生产方式时，由于天然气在埋地集输管线的散热、温降与节流降压无关，因此已在井下油管内节流降压的天然气进入埋地集输管线后，同样存在温度降低问题。当其温度降至天然气水合物生成临界温度后，同样会生成水合物堵塞集输管线、管件。7)、虽然用现有保温方法对井口、集输管线管件进行保温后，能够有效防止天然气在井口、集输管线大幅降温，但却要大幅增加集输管线固定投资。而且由于现有保温方法不能给天然气提供热量，因此现有保温方法不能解决天然气井口温度已经低于水合物形成温度的问题。
8)、由于设置在井筒油管内部的专用节流装置(如井下油嘴)无法进行调节，因此气井一旦安装该装置后，就很难再调整气井产量，从而给气井管理带来了巨大困难。由本领域公知知识可知气井生产时，气层压力、渗透率等气层参数会不断发生变化，尤其是产气量高的气井，气层参数变化非常剧烈，因此应及时根据气井动态分析调整天然气井产气量，这是气井管理非常重要且是经常性的工作。采用地面节流方法时，通过更换不同孔径的节流油嘴或调整专用节流阀开度，通过调整气井油管出口压力就可轻易调整气井产气量，用时不过几分钟。但是采用井下油管内部节流方法时，只能通过更换油管内部不同孔径的专用节流装置(如井下油嘴)调整气井产气量，而每次更换专用节流装置(如井下油嘴)都必须用专门井下作业设备进行更换，所需费用极其巨大，而且费时较长。因此， 油管内设置了井下专用节流装置的气井，一般很难调整气井产量，从而给生产管理带来了巨大困难。9)由于专用节流装置(如井下油嘴)设置在井筒油管内部，使现有井下工具、设备、仪器再无法通过油管下入井底，从而给各种气井检修、检测及井下作业、措施等造成了巨大困难，甚至根本无法实施。由本领域公知知识可知气井需要经常进行测井、冲沙等井下作业措施，在产气不正常时还需要进行各种增产作业措施。但是如果井下油管中设置了井下节流装置，就很难再进行该类井下作业，从而严重影响了气井生产。10)、当气井内的油管内径较小时，很难设置专用节流装置(如井下油嘴)，因此气井采用小管径油管生产时，很难应用该方法。由本领域公知知识可知为了降低在油管内设置、更换专用节流装置(如井下油嘴)的作业费用，该类装置一般设计成投放打捞式(或油管内置式)，从井口直接投放进油管内，再用现有方法将其固定在油管指定位置，并在更换或不再需要时再利用现有方法打捞上来。如果油管直径小于30mm，该专用节流装置(如井下油嘴)很难制造成投放打捞式， 目前国内还没有制造出能够用于直径小于30mm油管的专用节流装置(如井下油嘴)可供使用。国内目前还没有在气井应用非投放式专用节流装置(如井下油嘴)的公开资料和先例。由本领域公知知识可知用内径较小的油管生产天然气是一种成熟生产方法，产水量高、携液携水能力差的气井经常采用。11)、当用该方法生产时，若气井井筒、井口、集输管线、管件内具备生成水合物条件，普遍采取向其中加入甲醇的方法抑制水合物生成或解除堵塞。因此该方法存在与“地面油管节流法”类似的甲醇应用缺陷。12)、由于专用节流装置(如井下油嘴)的节流孔只有1 3mm，会造成气井井筒排水困难，极易导致气井井筒积水，使气井无法正常生产。由本领域公知知识可知以大牛地气田、苏里格气田为例，该气田的专用节流装置 (如井下油嘴)节流孔径一般为1 3mm，大部分气井出水量超过0. 5吨/日，有的区块如杭锦旗区块单井出水量超过10吨/日；这些水一般在气井底部呈液态水(游离水)，需要依靠天然气的携带才能升至井口 ；当天然气通过节流孔时，压力下降，温度大幅降低，部分汽态水会转化为液态水，携水能力也会下降，必然造成气井井筒积水量大幅增加；井筒积水所产生的静压力会严重阻碍天然气升至井口，当积水产生的静压力大于等于天然气节流后的压力时，天然气就不能再升至井口，从而导致气井无法生产。13)、由于专用节流装置(如井下油嘴)的节流孔只有1 3mm，当气井出沙时以及形成腐蚀固形物(如硫化亚铁)时，会严重堵塞节流孔，导致气井无法生产。由本领域公知知识可知以苏里格气田为例，该气田气层均需要压裂加砂后才能生产，所加石英砂粒径大部分为0. 5 3mm ；当气井生产时，这些石英砂粒常常被气流从气层携带进井筒内(本领域俗称出沙)，当这些砂粒进入节流孔后，会严重堵塞节流孔，导致气井无法正常生产，不得不将节流装置打捞至地面清洗处理。由本领域公知知识可知有的气田如涩北气田，气层疏松，出沙严重；有的气田如普光气田、靖边气田含大量硫化氢、二氧化碳，在进入专用节流装置(如井下油嘴)就能够形成硫化亚铁等腐蚀产物，且该类腐蚀产物属于无定型固形物，能够粘附沙粒，因此能够严重堵塞节流孔，导致气井无法正常生产。三、地面节流套管法该方法是让天然气通过气井套管或油套环形空间升至井口， 然后进入地面集输系统节流降压。该方法存在以下缺陷1)、这是一种非正常生产方法，是在油管或套管出现故障时或油管短期内不能使用时的一种事故处理流程或临时生产方法，气井长期、大规模用该方法生产存在种种弊端， 是天然气生产工艺、规章制度所不允许的。由本领域公知知识可知气井井下井筒是由油管和套管组成的，套管在外部，通过管壁外的固井水泥(俗称水泥环)与地层结合在一起，油管设置在套管中心，套管内壁与油管外壁组成环形空间(简称油套环形空间)。当油管不能使用时，可以让井底的天然气通过油套环形空间升至井口，然后进入地面管线。当套管出现了损坏(如变形)，无法再将油管设置于套管内并与套管组成油套环形空间时，气井套管内也可以不再下入油管，直接让天然气从套管内升至井口。由于套管主要功能是保护气井整体结构、与油管组成油套环形空间用于井下作业，而不是用来直接生产天然气，因此直接用套管或直接用油套环形空间生产天然气属于非正常生产方法。2)该方法同样需要在地面节流降压，节流降压前同样必须先加热天然气，因此存在与“地面节流油管法”类似的缺陷。四、井下节流套管法该方法是在气井套管或油套环形空间内一定深度设置专用节流装置(如井下油嘴)，让天然气通过该专用节流装置(如井下油嘴)降压后，再通过套管或油套环形空间继续升至井口，然后进入地面集输管线节流降压。该方法存在以下缺陷1)、该方法属于一种理论上具有可行性的方法，目前国内还没有实际应用该方法的先例。2)、由于在套管内或油套环形空间内设置专用节流装置(如井下油嘴)的难度远高于在油管内设置，且用于套管内或油套环形空间内的专用节流装置(如井下油嘴)制造难度远高于油管所用专用节流装置(如井下油嘴)，目前国内还没有制造出能够用于套管或油套环形空间的专用节流装置(如井下油嘴)可供使用。3)、该方法同样在井下节流降压，因此存在与井下节流油管法类似的缺陷。五、地面节流连续油管法该方法是先用连续油管代替气井井筒套管内的油管，然后让地下储气层(简称气层)中的天然气通过气井井筒套管中的连续油管升至井口，然后
18再进入与“地面节流油管法”类似的集输管线内。该方法的缺陷在于存在与“地面油管法” 类似的缺陷。六、井下节流连续油管法该方法是先用连续油管代替气井套管内的油管，并在连续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，然后让地下储气层(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，然后再通过连续油管继续升至井口，然后再进入与“井下节流油管法”类似的集输管线内，按照与“井下节流油管法”类似的生产方式生产。该方法存在以下缺陷1)、存在与“井下节流油管法”类似的缺陷。2)、由于在连续油管内设置专用节流装置(如井下油嘴)的难度远高于在油管内设置，且用于连续油管内的专用节流装置(如井下油嘴)制造难度远高于油管所用专用节流装置(如井下油嘴)，目前国内还没有制造出能够用于连续油管的专用节流装置(如井下油嘴)可供使用。申请号为200910143671. 2的“一种洁净的天然气开采方法”公开了一种天然气开采方法，能够用于天然气生产。但该发明公开的方法没有涉及集输管线管件最低使用温度问题，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，也没有指明如何解决该类问题，没有提供解决该类问题的具体技术方案。总之，上述天然气生产方法，均存在不同的缺陷。

发明内容
本发明中“天然气”是指从储气层流入气井的天然气，或从地层采出的可燃气体， 包括由地下天然气水合物(如可燃冰)分解形成的天然气体；天然气的称谓众多，如一般从气田产出的天然气叫气田气，从油田产出的天然气叫油田气(也称伴生气)，从煤层产出的天然气叫煤层气、煤成气，从页岩采出的叫页岩气；本发明中“天然气”的主要特征在于是天然蕴藏于地下地层中的烃类和非烃类气体的混合物。本发明中“天然气”可以含有少量水、水蒸气、液态烃。本发明中“天然气”也可以是指从地层采出的天然非烃类气体，如二氧化碳气井产出的二氧化碳。本发明中的“储气层”是指天然蕴藏有天然气的地层，本领域有时简称气层或地层。本发明中的“天然气生产”、“生产天然气”主要是指天然气从气井井底至离开集气站的生产过程，也可以是指天然气从气井井底至离开天然气净化处理厂的生产过程；既可以是指采气生产，也可以是指集输生产。本发明中的“采气生产”简称采气。是指天然气从气井井底至井口的生产工艺或生产过程。本发明中的“集输生产，，简称集输或天然气集输。主要是指天然气从气井井口至天然气离开集气站的生产工艺或生产过程；也可以是指天然气从气井井口至天然气离开天然气净化处理厂的生产工艺或生产过程。本发明中的“集气站”基本特征是对来自气井的天然气进行计量、气-液分离等基本生产管理的站点，如长庆油田采气一厂的北13号站、北15号站，苏里格气田苏10、苏11区块的1号集气站、2号集气站；集气站的具体生产功能(或工序环节)因具体工艺设计而异，有的集气站如北13号站、北15号站具有加热、节流降压、气-液分离、降露点(或脱水)环节(或工序)，但没有压缩机增压环节；有的集气站如苏11区块的1号集气站、2号集气站没有加热、节流降压、降露点(或脱水)环节，但有压缩机增压环节。本发明中的“储运”是指天然气从离开油气田或天然气净化处理厂起至用户使用前的过程。本发明中的“集输管线”:是指集气管线或含少量油水的集气管线，主要是指从气井井口至集气站的天然气管线，有时也指站间管线；可以是单井管线，也可以是2 口井以上共用管线(如2 口井以上串联和/或并联天然气管线)；可以埋于地下，也可以露天铺设在地面。本发明中的“站间管线”是指集气站至天然气净化处理厂间的天然气管线。本发明中的“天然气净化处理厂”简称净化厂或处理厂，是天然气离开气田、进入长输天然气管道工程(管线)前对天然气进行净化、降露点(又称脱水)等综合处理的大型场站。如苏里格气田第一处理厂、第二处理厂等。本发明中的“油管”即普通油管，又称为光油管或金属光油管，均为金属材质管； 是指规格范围为工程直径X壁厚=8 1240mmX 1 200mm的油管，一般分为不加厚油管 (NU)、外加厚油管(EU)、整体接头油管(IJ)，包括大管径油管、中管径油管、小管径油管几大类。本发明中“油管”的基本特征是金属管外壁没有专门用来保温隔热的保温层、绝热层、 隔热层，也没有具有保温隔热功能的保温、绝热、隔热结构(即金属管外壁在井下环境中不具有有效增加热阻的结构)，如《SYT 6194-2003-石油天然气工业油气井套管或油管用钢管》所述钢管。本发明中的“油管”也包括内壁有内涂层(如用于油井防蜡的内涂层油管) 的油管。本发明中“油管”的另一个重要特征是一端具有管螺纹、另一端具有管箍结构。本发明中的“油管”也可以是两端具有其他现有类型螺纹连接结构(如螺纹螺母连接结构、管螺纹直接连接结构)的金属光管。本发明中的“金属光管”:是指管外壁没有专门保温层、绝热层、隔热层或不具有保温、绝热、隔热功能结构的金属管。由本领域公知知识和公开资料可知目前国内气井所用油管均属于金属光管，有的油管虽然经过基本防腐处理，但均没有经过专门保温、绝热、隔热处理，均没有专门保温层、绝热层、隔热层，均不具有保温、绝热、隔热功能结构。油管材质可以是碳钢，也可以是合金钢、不锈钢或其他金属材质。目前国内气井所用油管没有非金属材质的。本发明中的“气井”是天然气井的简称。本发明中的“井筒”是指气井地面以下部分，与油井结构类似，一般包括套管、油管两大部分；其中，套管部分一般包括表层套管(简称表套)、技术套管(简称技套)、气层套管(简称套管)，有的“井筒”套管部分没有技术套管；其中，油管设置在套管中，油管外壁与套管内壁能够形成环形空间(简称油套环形空间)，该环形空间可以用封隔器封隔；有的 “井筒”中的油管连接有生产管柱、完井管柱、井下工具、封隔器、喇叭口等，有的“井筒”中的油管只连接有喇叭口 ；“井筒”中的油管连接长度(深度)与气层的埋深有关，有的“井筒” 中的油管连接长度(深度)超过5000米，有的“井筒”中的油管连接长度(深度)只有几百米。
本发明中的“套管”又称气层套管，能够放入油管。套管外壁一般通过水泥形成的水泥环与地层连在一起，有的套管外壁可以直接与地层接触(如水泥返高没到地面的气井套管)。“井筒”中的套管连接长度(深度)与气层的埋深有关，有的“井筒”中的套管连接长度(深度)超过5000米，有的“井筒”中的套管连接长度(深度)只有几百米。本发明中的“井场”是指位于气井周围的专门地面场地，一般设置有井口、地面管线、管件、埋地管线，有的井场还设置有专门的阀组(如节流阀组)、加热炉等，有的井场只有1 口气井，有的井场有2 口或2 口以上气井。本发明中的“井口” 又称采气树或采油树，是指气井露出地面的部分，一般设置有专用阀门等管件以及油管、套管出口。本发明中的“油管出口压力”简称油压，是指采气树上油管压力表显示的压力，表示的是天然气从气井油管出来时的压力。本发明中的“套管压力”简称套压，是指采气树上套管压力表显示的压力，因天然气密度、静压力很低，当气井套管无积液时，套管压力与气井井底的天然气压力相差不大。本发明中的“井口温度”:是指天然气在采气树油管出口处的温度，表示的是天然气从气井井底升至井口时的温度。本发明中的“保温层”又称绝热层或隔热层；本发明中的“保温”也称为绝热或隔热。本发明中的“游离水”又称液态水，是指呈液体状态的水，也可以是指呈液体状态的水和呈液体状态的烃(如气井所产凝析油)的混合物。本发明中的“节流元件”是指能够有效降低天然气压力的专用工具、设备、管件、 机械零件等任意一种，可以是指专用节流元件(如油嘴、专用节流阀)，也可以是指能够有效降低天然气压力的节流元件(如针型阀、变径管、孔板)。本发明中的“隔热油管”包括管外壁(或外部)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，或者是指具有保温、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。进一步地，本发明中的“隔热油管”也可以是特种非金属管。本发明中所述的“隔热油管”可以是商品，也可以用现有方法制成；本发明中所述“隔热油管”内壁可以有内涂层(如玻璃质内涂层、陶瓷质内涂层、有机质内涂层等)，也可以没有内涂层。本发明中的“空心抽油杆”是指中心有内通孔，能够通过流体的抽油杆，可以是单孔空心抽油杆、双孔同心抽油杆、双孔偏心抽油杆的任意一种或2种以上组合在一起的组合空心抽油杆；可以是金属材质的空心抽油杆，也可以是玻璃钢、碳纤维等非金属材质的空心抽油杆。本发明所述“空心抽油杆”可以是商品，也可以用现有方法制成。本发明中的“特种金属管”是指管两端具有任意非螺纹机械连接结构的金属管， 如管两端具有法兰连接结构、卡箍连接结构、快速接头连接结构中任意一种或两种机械连接结构的金属管，其基本特征是能够将两根金属管牢固的连接在一起。本发明所述“特种金属管”可以是商品，也可以用现有方法制成。本发明中的“特种非金属管”是指管两端具有现有机械连接结构的非金属管，长度可以与油管或连续油管相当，也可以长达几百米；所述现有机械连接结构可以是目前非金属管已有机械连接结构的任意一种或两种，如螺纹螺母连接结构、管螺纹管箍连接结构、管螺纹直接连接结构、法兰连接结构、卡箍连接结构、快速接头连接结构等等，其基本特征是能够将两根非金属管或将一根金属管、一根非金属管牢固的连接在一起。本发明所述“特种非金属管”可以是商品，也可以用现有方法制成。本发明中的“防冻剂”是指中国专利申请号为2009101436712的“一种洁净的天然气开采方法”文件所述的抑冰剂液体(或抑冰剂)或中国专利申请号为201010256^61 的“一种天然气水合物防治助剂”文件所述的防控剂水溶液(或防控剂)，也可以是指醇类物质(如甲醇、乙醇、乙二醇)或现有商品防冻剂。本发明中的“商品”是指在市场上能够购得的现有产品。本发明要解决的技术问题是提供一种天然气生产方法。该生产方法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，能够大幅简化天然气生产工艺，能够大幅降低天然气生产的固定投资、生产成本、能耗、自耗气量、管理工作量等；具有实施容易，安全可靠，应用广泛， 推广容易等优特点。为解决上述技术问题，本发明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。所述隔热油管应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°C，应能够用现有方法放入气井井筒套管中或油管中，应满足气井生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述隔热油管的具体类型、结构、几何尺寸、材质、使用寿命、制成工艺，能够确定所述隔热油管外壁(或外部) 保温层的具体类型、结构、几何尺寸、材质、最大厚度、最小厚度、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管保温、绝热、隔热结构的具体形式、类型、几何尺寸、材质、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管放入气井井筒套管中或油管中的具体数量、长度(或深度)、 位置。所述节流降压应能降低天然气生产、集输能耗和成本，应能满足天然气集输的要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述节流降压的具体方案、方式、节流参数、节流元件，能够确定天然气经过所述井口或井场节流降压后的最高温度、最低温度、最佳温度、最高压力、最低压力、最佳压力。由本领域公知知识和公开资料可知集气站外输至天然气净化处理厂的天然气压力不宜太低，太低需要压缩机增压耗能，太高容易形成水合物堵塞管线。公开资料表明规格范围为工程直径X壁厚=8 1240mmXl 200mm的油管均可用于气井生产；用于气井生产的油管分长油管和短油管(又称短节)，一般长油管长度可达9 12米，短油管(又称短节)长度可小于0. 5米；放入气井套管内的油管一般用管螺纹、管箍连接，也可以直接连接具有类似螺纹结构的井下工具等；气井套管内的油管长度 (深度)与气井井深、气层埋深等有关，可以长达(深达)数千米，也可以长达(深达)几百米。
公开资料表明保温层、绝热层、隔热层均具有类似的保温功能，能够有效增加热阻、降低传热量和热损失；其具体结构、材质多种多样，既有单一材质的保温结构(如玻璃钢保温层)，也有多种材质复合而成的保温结构(如涂层+玻璃钢复合保温层)；既可以用导热系数很低的材料制成，也可以用形成特种真空结构的方法制成(如真空隔热管)；既可利用单一的导热原理制成(如橡胶保温层)，也可以利用辐射、导热、传热各原理制成(如涂层+铝箔+橡胶保温层)；所用低导热系数材料可以是有机材料，也可以是无机材料，也可以是有机与无机材料的混合。公开资料表明在国内油井生产中，为了防蜡，有的油井所用油管内涂有有机质或无机质的防蜡涂层。公开资料表明在国内蒸汽吞吐采油生产中，普遍使用商品隔热管代替普通油管注蒸汽，以降低蒸汽在井筒内的热损失和传热量。公开资料表明用现有方法能够将规格范围为工程直径X壁厚=8 1240mmX 1 200mm的任意规格油管制成本发明所述隔热油管，如在2. 5英寸普通油管(外径89mm，内径76mm)外壁包裹IOmm厚玻璃钢保温层可制成外径为109mm的隔热油管，在外径45mm普通油管外壁包裹5mm厚玻璃钢保温层可制成外径为55mm的隔热油管，在外径 73mm,内径62mm普通油管外壁包裹0. 5mm厚隔热保温涂料和IOmm厚玻璃钢复合保温层可制成外径为94mm的隔热油管，等等。因此，用现有方法能够制成外径比气井井筒套管内已有油管内径更小的隔热油管。由公开资料和本领域公知知识可知新建气井完井(或建成)前，气井中只有套管，没有油管。已经建成的气井包括现有生产井、已经停产气井等，气井井筒内均有套管且套管中一般都有油管，只有极少数非正常气井井筒套管内没有油管。在气井井筒内，油管位于套管中并与套管组成环形空间，可以同心也可以偏心，因此气井井筒内的油管管径小于套管管径。井下作业是天然气生产的成熟技术，国内普遍用井下作业的方法将油管放入气井套管内或将油管从气井套管内取出，也普遍用井下作业的方法将空心抽油杆或连续油管放入气井油管内或将其从气井油管内取出。因此，用井下作业的方法也能够将小于气井已有油管管径的油管放入气井已有油管内或将其从气井已有油管内取出。由公开资料和本领域公知知识可知用井下作业的方法能够将外径小于气井所用套管内径的隔热油管像普通油管一样放入气井套管中或从中取出来，代替气井目前所用的普通油管；也能够用井下作业的方法将外径小于气井所用油管内径的隔热油管放入气井所用油管内或从中取出来。如苏里格气田、靖边气田气井所用套管一般为7英寸套管(外径 173mm,内径大于150mm)，所用油管一般为2. 5英寸普通油管(外径89mm，内径76mm)或外径73mm、内径62mm普通油管；外径为IlOmm的隔热油管小于7英寸套管内径40mm以上，可放入7英寸套管中；外径为55mm的隔热油管小于2. 5英寸普通油管内径21mm，可放入2. 5 英寸普通油管中；因此，用井下作业的方法能够将本发明所述隔热油管放入气井套管或油管中。由本领域公知知识可知由于受到井筒内套管空间、内径限制和井筒弯曲、倾斜度影响，隔热油管的最大外径宜小于气井井筒中套管内径5毫米以上，否则隔热油管在放入套管过程中可能卡在套管某个位置造成井下事故；由于井下环境限制和温度制约，井下油管一般不宜使用埋地管线经常应用的聚氨酯+高压聚乙烯外壳(如黄夹克)复合保温结
23构；由于落物掉入井底会带来很多麻烦，严重者会造成井下事故，因此井下油管外壁的保温层不宜用地面管线常用的保温预制块捆绑在管壁的方法制成。因此，作为本领域普通技术人员，能够确定所述隔热油管的具体类型、结构、几何尺寸、材质、使用寿命、制成工艺，能够确定所述隔热油管外壁(或外部)保温层的具体类型、结构、几何尺寸、材质、最大厚度、最小厚度、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管保温、绝热、隔热结构的具体形式、类型、几何尺寸、材质、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管放入气井井筒套管中或油管中的具体数量、长度(或深度)、位置。由本领域公知知识可知用现有方法能够在油管外壁制成满足气井生产要求和规定的保温层，能够用现有方法制成满足气井生产要求和规定的具有保温、绝热、隔热结构 (或功能)的油管。辽河油田在高凝油油井生产中，为了降低原油在油管内的热损失和温降，保持原油在油管内的温度，曾经大规模试验应用过外壁用5mm厚玻璃钢保温的油管。目前国内蒸汽吞吐采油中普遍应用的商品隔热管一般具有真空保温绝热结构。由本领域公知知识和公开资料可知国内气井中使用的油管均为金属光油管，目前国内气井中没有使用过管外壁(或外部)带有保温层的油管，也没有在气井内使用过具有保温结构(或功能)的油管。由公开资料和本领域公知知识可知钢材存在低温脆化温度，天然气生产工艺、规章制度和有关国标、行业标准要求天然气管线、管件、设备长期低温运行温度不低于-20°C， 不允许其在-20°C温度下长期运行。由本领域公知知识和热力学知识计算可知在气井井筒内，天然气温度高于地层温度，天然气能够通过油管一油管套管组成的环形空间一套管一固井水泥环途径向地层散热，增加该散热途径中任何一个环节的热阻都会降低其传热系数。因此，当气井井筒内所用油管改为隔热油管时，天然气通过该途径的散热量会大幅降低，天然气升至井口的温度会大幅提高。由公开资料和本领域公知知识可知连续油管具有油管的功能，能够用于天然气井中代替油管生产天然气。与油管相比，连续油管具有长度长、可弯曲等特点，其外径、内径可以与油管一样，也可以大于或小于油管内外径。目前苏里格气田、靖边气田普遍将比油管内径小的连续油管放入气井已有油管中，用来排除气井井筒内的积水。由本领域公知知识可知用现有方法能够在连续油管外壁制成保温层，如可以用现有方法在外径为40mm的连续油管外壁制成厚度为5mm的橡胶保温层。用现有方法如井下作业的方法能够将外径为50mm、外壁有5mm橡胶保温层的连续油管放入气井现用内径为 76mm的油管中。公开资料表明空心抽油杆中心有内通孔，能够通过流体。国内在油井中普遍使用空心抽油杆，但国内目前在气井井筒中没有应用空心抽油杆代替油管并让天然气通过空心抽油杆升至井口的先例。由本领域公知知识可知空心抽油杆可以是金属材质的，也可以是玻璃钢、碳纤维等非金属材质的。将空心抽油杆代替油管放入气井套管中，能够起到类似于油管的作用，能够满足天然气井生产要求和规定，用现有方法如井下作业的方法能够将空心抽油杆放入气井套管中。由本领域公知知识可知空心抽油杆的外径一般小于40mm，用现有方法在外壁包
24裹5mm厚玻璃钢保温层后的外径一般小于50mm，仍小于苏里格气田、靖边气田等气田气井现用油管内径26mm以上；用现有方法如井下作业的方法能够将外壁包裹5mm厚玻璃钢保温层的空心抽油杆放入气井现用内径为76mm的油管中。由本领域公知知识可知在气井井筒中，油管与套管通过井底连通为连通管，油管内与套管内的压差一般小于且该压差主要是流动压差，允许从油管向套管泄露少量天然气，也允许从套管向油管泄露少量天然气。因此，将所述特种金属管代替油管放入气井套管中，能够起到类似于油管的作用，能够满足天然气井生产要求和规定。公开资料表明非金属的热阻远大于金属，如铝塑管的热阻远大于同等直径、壁厚的金属管、油管，如果在铝塑管外壁再套上一层厚度5mm的耐热胶管，由热力计算可知其热阻非常大，能够有效降低天然气在气井井筒内的热损失，提高天然气升至气井井口的温度， 甚至能让天然气升至井口的温度超过60°C。国内目前在气井井筒中没有应用非金属管代替油管并让天然气通过非金属管升至井口的先例。由本领域公知知识可知商品铝塑管属于非金属管，可耐压lOMPa，具有良好的硬度和柔性，能够通过商品连接件与其他非金属管、金属管、金属管件牢固连接，具有很大的热阻，国内普遍用于采暖和热水输送；将其用于气井中代替油管，能够有效降低天然气在气井井筒内的热损失，提高天然气升至气井井口的温度，甚至能让天然气升至井口的温度超过45°C。因此，将所述特种非金属管代替油管放入气井套管中，能够起到类似于油管的作用，能够满足天然气井生产要求和规定。如果现有气井井筒套管中已经放置了油管；为了将隔热油管放入已经有油管的气井井筒套管中，用隔热油管代替气井井筒中的已有油管，可以先将气井井筒套管中已有的油管取出，然后再将隔热油管放入气井井筒套管中。公开资料表明井下作业是天然气生产的成熟技术，用该方法能够将气井井筒套管中的油管取出，并将隔热油管放入气井井筒套管中。如果现有气井井筒套管中已经放置了油管且该油管内已经设置有专门井下节流装置(如井下油嘴)；为了将隔热油管放入已经有油管且该油管内已经设置有专门井下节流装置(如井下油嘴)的气井井筒套管中，用隔热油管代替气井中的已有油管及专门井下节流装置可以先将气井井筒套管中已有的油管和该油管内设置的专门井下节流装置取出，然后再将隔热油管放入气井井筒套管中。公开资料表明井下作业是天然气生产的成熟技术，用该方法能够将气井井筒套管中的已有油管和该油管内设置的专门井下节流装置(如井下油嘴)取出，并将隔热油管放入气井井筒套管中。为了将隔热油管放入气井井筒现有油管中，需要采用外径小于气井井筒已有油管内径的隔热油管；将外径小于气井井筒已有油管内径的隔热油管放入气井井筒油管中。由本领域公知知识可知气井套管内一般有油管，在气井套管内的已有油管中，再放入比该已有油管内径更小的油管是天然气生产工艺、规章制度所允许的；井下作业是天然气生产的成熟技术，用该方法能够把外径小于气井已有油管内径的隔热油管放入气井井筒油管中。为了将隔热油管放入已经设置有专门井下节流装置(如井下油嘴)的气井井筒油管中，需要采用外径小于气井井筒已有油管内径的隔热油管；先将气井井筒油管内的专门井下节流装置(如井下油嘴)取出，然后再将外径小于气井井筒已有油管内径的隔热油管放入气井井筒油管中。公开资料表明井下作业是天然气生产的成熟技术，用该方法能够将气井井筒油管内设置的专门井下节流装置(如井下油嘴)取出，并能将外径小于气井井筒已有油管内径的隔热油管放入气井井筒油管中。进一步地，为解决上述技术问题，本发明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 ；3)、让天然气在井场依靠自身温度节流降压，以降低天然气生产能耗；4)、将节流降压后的天然气输送至集气站；所述隔热油管应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°C，应能够用现有方法放入气井井筒套管中或油管中，应满足气井生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述隔热油管的具体类型、 结构、几何尺寸、材质、使用寿命、制成工艺，能够确定所述隔热油管外壁(或外部)保温层的具体类型、结构、几何尺寸、材质、最大厚度、最小厚度、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管保温、绝热、隔热结构的具体形式、类型、几何尺寸、材质、导热系数、制成工艺， 能够确定所述隔热油管放入气井井筒套管中或油管中的具体数量、长度(或深度)、位置。所述节流降压应能降低天然气生产能耗和成本，应能满足天然气井场生产要求和规定，应能满足集气站对进入该站的天然气的生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述节流降压的具体方案、方式、节流参数、节流元件，能够确定天然气经过所述节流降压后的最高温度、最低温度、最佳温度、最高压力、最低压力、最佳压力。所述节流降压可以是指井场地面节流降压，也可以是指井口节流降压；所述井场地面节流降压是指利用设置在井场地面或地下的专用节流元件(如油嘴)或/和能够有效降低天然气压力的管件(如阀门、变径管、孔板等)降低天然气压力；所述井口节流降压是指利用设置在井口油管出口的专用节流元件(如油嘴)或/和能够有效降低天然气压力的管件(如阀门、变径管、孔板等)降低天然气压力；所述节流降压可以是一级(即一次性) 节流降压，也可以是2级或多级节流降压。由本领域公知知识可知节流降压是天然气生产中常用的成熟技术、方法。天然气在井场节流降压时，普遍用油嘴、针型阀、专用节流阀完成，有的也用其他能够有效降低天然气压力的管件如变径管、孔板、阀门等完成；普遍使用设置于井场地面或地下的专门管件、阀组节流降压，经常采用在井口(采气树)上节流降压的方法；普遍采用在井口(采气树)或地面阀组一次性节流降压(又称一级节流降压)的方法，有的也采用在井口(采气树)上和/或地面(或地下)阀组二次或多次节流降压(又称二级或多级节流降压)的方法。由本领域公知知识可知苏里格气田、靖边气田、榆林气田、大牛地气田的天然气净化处理厂普遍采用丙烷深冷脱水方法降低天然气露点，该方法是将天然气冷却降温至_8°C脱除水份(即将天然气露点降至_8°C )，一般要求集气站进入净化处理厂的天然气温度为-8 18°C，在-8 18°C范围内，集气站进入净化处理厂的天然气温度越低，净化处理厂所消耗的能量、成本越低；在天然气冬季生产中，进入集气站的天然气温度低于0°C是生产工艺、规章制度所允许的，而且是一种常见现象。由本领域公知知识可知在井场现有节流降压生产中，均采用加热一节流降压方法，在天然气节流降压前均先用加热炉加热天然气。如果天然气在节流降压前不先加热升温，会使节流降压后的天然气温度及天然气管线、管件、设备运行温度降至_20°C以下。进一步地，步骤幻中，为了防止天然气在井场节流降压时以及在节流降压后的管线管件内生成水合物、冰先向天然气中加入防冻剂，然后再让天然气依靠自身温度在井场节流降压。其原因在于，在天然气生产中，不同气井的产气能力可能不一样，有的气井产气量高，有的气井产气量低。天然气从井底升至井口时的温度与产气量(或天然气在井筒内的流量)有关，同等条件下，产气量越小，天然气到达井口的温度越低；因此，产气量较低的气井，天然气升至井口的温度也较低，为避免在井场节流降压时以及在节流降压后的温度可能低于水合物临界生成温度，可以在节流降压前加入防冻剂防止水合物生成。所述节流降压可以是一级或2级以上节流降压。由本领域公知知识可知在天然气生产中，普遍采用向井筒油管或套管内加入甲醇的方法，防止天然气水合物生成。进一步地，步骤幻中，为了降低天然气在井场节流降压时所需的防冻剂用量先让天然气依靠自身温度在井场进行首次节流降压；然后让首次节流降压后的天然气进入气-液分离器中分离出液体，并用现有方法将分离出的液体进行后续处理；然后再向分离出的天然气中加入防冻剂；然后再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。所述首次节流降压应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，应能满足天然气井场生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述节流降压的具体方案、方式、节流参数、节流元件，能够确定天然气经过所述首次节流降压后的最高温度、最低温度、 最佳温度、最高压力、最低压力、最佳压力。所述第二次节流降压应能满足天然气井场生产要求和规定，应能满足集气站对进入该站的天然气的生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述节流降压的具体方案、方式、节流参数、节流元件，能够确定天然气经过所述第二次节流降压后的最高温度、最低温度、最佳温度、最高压力、最低压力、最佳压力。所述首次节流降压、第二次节流降压可以是一级或2级以上节流降压。所述气-液分离器可以是1个或2个以上，2个以上可以并联或串联。所述防冻剂应符合天然气生产要求和规定，应能确保天然气在首次节流降压、第二次节流降压时以及节流降压后的管线管件内无法形成水合物、冰；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述防冻剂的具体类别、组份、制成方法、最大用量、最小用量、 最佳用量、有效用量，能够确定所述防冻剂的具体加入方法、加入设备、加入位置、最多加入位置数目、最少加入位置数目。由本领域公知知识可知气-液分离器的制造成本与难度与其压力等级有关，压力越高制造难度、成本越高，因天然气经过节流降压后的压力已经降低，因此再进行气液分离的气-液分离器制造成本和难度也会降低。进一步地，步骤幻中，为了利用大地热能减少天然气依靠自身温度在井场节流降压时所需的防冻剂用量先向天然气中加入防冻剂，然后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，以便让天然气通过埋地集输管线从大地吸热升温。所述多次节流降压可以是指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，可以是指利用专有节流元件(如油嘴)进行的节流降压，也可以是指利用变径管、孔板、阀门等能够有效降低天然气压力的管件进行的节流降压。所述防冻剂应符合天然气生产要求和规定，应能确保天然气在在井场节流降压时以及在节流降压后的管线管件内无法形成水合物、冰；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述防冻剂的具体类别、组份、制成方法、最大用量、最小用量、最佳用量、有效用量，能够确定所述防冻剂的具体加入方法、加入设备、加入位置、最多加入位置数目、最少加入位置数目。所述多次节流降压应符合天然气生产要求和规定，应能大幅降低防冻剂用量，应能利用大地热能让天然气在管线内的温度高于o°c且低于井场至集气站间集输管线埋地年平均地温或低于10°c。作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述多次节流降压的具体方案、节流方式、节流元件、节流参数、最大节流降压压力和温度、最小节流降压压力和温度、最佳节流降压压力和温度。公开资料和本领域公知知识表明靖边气田、苏里格气田、大牛地气田的井场至集气站间不保温集输管线均埋于冻层以下(1. 6米以下)，埋地年平均气温9°C，长度一般为 500 10000 米。公开资料表明地温低于0°C会结冰，土壤结冰后导热系数急剧下降。由本领域公知知识可知井场至集气站间的埋地集输管线埋深均在冻层以下，年平均地温在9°C左右，当管线内的天然气温度低于管线埋地温度时能从大地吸收热量升温； 大地的热容无限；天然气从大地吸收的热量受制管线外大地土壤导热系数，管线外大地土壤结冰时导热系数会急剧下降；现有节流降压方法能够任意降低天然气压力值，用节流降压的方法能将携有防冻剂的天然气温度控制在0 9°C内。进一步地，步骤幻中，为了利用大地热能减少天然气依靠自身温度在井场节流降压时所需的防冻剂用量也可以先向天然气中加入防冻剂；然后再让携带防冻剂的天然气依靠自身温度在井场节流降压；然后再让在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，以便让天然气通过埋地集输管线从大地吸热升温。所述井场节流降压应符合天然气生产要求和规定，应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°c，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°c。作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述井场节流降压的具体方案、节流方式、节流元件、节流参数、最大节流降压压力和温度、最小节流降压压力和温度、最佳节流降压压力和温度。所述多次节流降压应符合天然气生产要求和规定，应能大幅降低防冻剂用量，应能利用大地热能让天然气在管线内的温度高于o°c且低于井场至集气站间集输管线埋地年
28平均地温或低于10°C。作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述管线中多次节流降压的具体方案、节流方式、节流元件、节流参数、最大节流降压压力和温度、最小节流降压压力和温度、最佳节流降压压力和温度。所述井场节流降压可以是1级或2级以上节流降压。所述多次节流降压可以是指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，可以是指利用专有节流元件(如油嘴)进行的节流降压，也可以是指利用变径管、孔板、阀门等能够有效降低天然气压力的管件进行的节流降压。所述防冻剂应符合天然气生产要求和规定，应能确保天然气在井场节流降压时以及在井场至集气站间埋地集输管线内无法形成水合物、冰；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述防冻剂的具体类别、组份、制成方法、最大用量、最小用量、最佳用量、 有效用量，能够确定所述防冻剂的具体加入方法、加入设备、加入位置、最多加入位置数目、 最少加入位置数目。进一步地，也可以先让天然气依靠自身温度在井场节流降压；然后让节流降压后的天然气进入井场设置的气-液分离器中分离出液体，并用现有方法将液体进行后续处理；然后再向分离出的的天然气中加入防冻剂；然后再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，以便让天然气通过埋地集输管线从大地吸热升温并节省防冻剂用量。进一步地，步骤4)中，为了防止节流降压后的天然气在井场至集气站间集输管线内生成水合物、冰先在节流降压后的天然气中加入防冻剂，然后再将节流降压后的天然气输送至集气站。所述防冻剂应符合天然气生产要求和规定，应能确保天然气在井场至集气站间管线内无法形成水合物、冰；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述防冻剂的具体类别、组份、制成方法、最大用量、最小用量、最佳用量、有效用量，能够确定所述防冻剂的具体加入方法、加入设备、加入位置、最多加入位置数目、最少加入位置数目。由本领域公知知识可知国内气井井场至集气站间集输管线有的埋地有的在地面铺设，大部分埋地集输管线不保温(如靖边气田、苏11区块等气井)，其埋地温度往往低于天然气水合物生成临界温度；靖边气田、苏里格气田等位于沙漠中，其埋地管线经常因沙丘移动而裸露于地表，有时能让管线内的天然气温度低于0°C ；天然气在井场节流降压后的温度低于水合物生成临界温度但高于-20°C是天然气生产和规章制度所允许的。由本领域公知知识可知在天然气生产中，普遍采取向天然气内加入防冻剂的方法防止井场至集气站间管线内生成水合物。进一步地，步骤4)中，为了防止节流降压后的天然气在井场至集气站间集输管线内生成水合物也可以用保温管线将节流降压后的天然气输送至集气站。进一步的，也可以先用现有方法对井场至集气站间的不保温集输管线保温，然后用保温后管线将节流降压后的天然气输送至集气站。所述保温应能确保节流降压后的天然气在所述保温后管线内无法生成水合物、 冰，应满足气井生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述保温的具体方案、方法，能够确定所述保温后管线保温层的导热系数、最大厚度、最小厚度、有效使用寿命。
由本领域公知知识可知有的气井(如苏10区块)井场至集气站间埋地管线用黄夹克聚氨酯保温层保温；井场至集气站间埋地管线用黄夹克聚氨酯保温层保温时，能够有效降低管线内天然气的温降和热损失。由本领域公知知识可知苏里格气田、靖边气田除苏10区块外的现有井场至集气站间埋地管线普遍不保温，一般设计埋深1. 6米(冻层1. 5米)，相应埋地温度年均9°C，最低埋地地温5°C ；天然气进入现有井场至集气站间埋地不保温管线前的温度高于水合物临界生成温度时不会生成水合物，但通过该不保温埋地管线向大地散热降温至低于水合物临界生成温度时却能生成水合物。由本领域公知知识可知对井场至集气站间不保温埋地或地面集输管线进行黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层保温是油气田生产中常用的成熟方法。进一步地，步骤4)中，为了减少防冻剂用量并防止节流降压后的天然气在井场至集气站间集输管线内生成水合物也可以先让节流降压后的天然气进入井场设置的气-液分离器中，通过气-液分离器将天然气与液体分离，并用现有方法将分离出的液体进行后续处理；然后再向分离出的天然气中加入防冻剂，再将携有防冻剂的天然气输送至集气站。进一步的，也可以先让节流降压后的天然气进入井场设置的气-液分离器中，通过气-液分离器将天然气与液体分离，并用现有方法将分离出的液体进行后续处理；然后将分离出的天然气用保温管线或已保温的现有集输管线输送至集气站。所述气-液分离器可以是1个或是2个以上，2个以上气-液分离器进行并联或/ 和串联。所述液体可以是液态水或液态烃与水组成的混合液体。所述气-液分离器应能将天然气中50%以上的液体从天然气中分离出来，应能满足天然气生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述气-液分离器的具体类型规格、制成方法、安装方法、使用方法、最多设置数量、最少设置数量，能够确定2台以上气-液分离器具体并联或串联安装方法、使用方法。所述保温管线、已保温的现有集输管线应能确保天然气在该管线内无法生成水合物、冰，应满足气井生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述保温管线的具体保温形式、类型、结构、几何尺寸、材质、、有效使用寿命、制成工艺，能够确定所述保温管线、已进行保温的现有集输管线保温层的导热系数、最大厚度、最小厚度、 有效使用寿命。由本领域公知知识可知在国内现有天然气井场节流降压生产方式中，均在井场采用加热一节流降压方法，均不在井场采用节流降压一气液分离的方法，均需要加热炉加热。由本领域公知知识可知用气-液分离器分离天然气中的液态水(游离水)、液态烃是天然气生产中常用的成熟技术。进一步地，为了防止从天然气分离出来的液体在气-液分离器内及出液口结冰、 生成水合物将所述气-液分离器及出液口用现有保温方法保温，或用现有太阳能加热方法伴热保温。所述保温、太阳能伴热保温应符合天然气生产要求和规定，应能让分离出的液体不会在气-液分离器内及出液口结冰；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定保
30温、太阳能伴热保温的具体类别、方式、有效使用方法、具体保温材料、具体保温层厚度、具体保温方案。进一步地，为了防止从天然气分离出来的液体在气-液分离器内及出液口结冰、 生成水合物可以将所述气-液分离器用现有方法埋地或埋地保温。公开资料表明冻层以下地温年均9°C。进一步地，为解决上述技术问题，本发明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。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，以降低天然气生产能耗。所述节流降压可以是指在集气站内任意位置、工序的节流降压，也可以是指在设备内(如加热炉内)的节流降压，也可以是指在集气站内任意管线、管件上的节流降压；所述节流降压可以是指利用专用节流元件(如油嘴)进行的节流降压，也可以是指利用能够有效降低天然气压力的管件(如阀门、变径管、孔板等)进行的节流降压；所述节流降压可以是一级节流降压，也可以是2级或多级节流降压。所述隔热油管应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°C，应能够用现有方法放入气井井筒套管中或油管中，应满足气井生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述隔热油管的具体类型、结构、几何尺寸、材质、使用寿命、制成工艺，能够确定所述隔热油管外壁(或外部)保温层的具体类型、结构、几何尺寸、材质、最大厚度、最小厚度、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管保温、绝热、隔热结构的具体形式、类型、几何尺寸、 材质、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管放入气井井筒套管中或油管中的具体数量、长度(或深度)、位置。所述保温管线应能大幅降低天然气在井场至集气站间集输管线内的热损失，应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°C ；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述保温管线的具体保温形式、类型、结构、几何尺寸、材质、使用方法、使用寿命、制成工艺， 能够确定所述保温管线保温层的导热系数、最大厚度、最小厚度、使用方法、使用寿命。所述节流降压应能降低天然气生产能耗和成本，应能满足集气站的生产要求和规定，应能满足天然气处理净化厂对来自集气站的天然气的生产要求和规定，应有利于天然气处理净化厂降低能耗和成本；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述节流降压的具体方案、方式、节流参数、节流元件，能够确定天然气经过所述集气站节流降压后的最高温度、最低温度、最佳温度、最高压力、最低压力、最佳压力。由本领域公知知识可知国内油气田埋地管线、地面管线普遍使用黄夹克聚氨酯泡沫保温层保温，苏里格气田苏10区块井场至集气站间的管线用黄夹克聚氨酯泡沫保温层保温并深埋至冻层以下(埋深1.6米)。因此，作为本领域普通技术人员，能够确定保温管线保温层的具体结构、类型、尺寸、材质、制成工艺、导热系数，能够确定保温层的最大厚度、最小厚度、使用方法、使用寿命。
由本领域公知知识可知在天然气集气站节流降压时，普遍在加热炉内或/和加热炉出口管线上节流降压，也有的在进分离器前的管线上节流降压；普遍用油嘴、针型阀、 专用节流阀等专用节流元件节流降压，有的也用其他能够有效降低天然气压力的管件如变径管、孔板、闸阀等节流降压；普遍采用在加热炉内一次(一级)节流、在加热炉出口管线上二次(二级)节流的方法，有的也采用在加热炉出口管线上一次(一级)节流的方法；有的气田(如普光气田)普遍采用在第一级加热炉前进行一级节流、第一级加热炉加热后进行二级节流、第二级加热炉再加热后进行三级节流的方法。由本领域公知知识可知在现有集气站的节流降压生产中，均采用加热一节流降压方法，在天然气节流降压前均先用加热炉加热天然气，如果天然气在节流降压前不先加热升温，会使天然气温度及天然气管线、管件、设备运行温度降至-20°C以下。进一步地，步骤幻中，为了防止井口出来的天然气通过现有不保温管线输送至集气站时的温度太低先用现有方法对井场至集气站间埋地或地面集输管线保温，然后再用保温后管线将天然气输送至集气站。所述保温、保温后管线应能大幅降低天然气在井场至集气站间集输管线内的热损失，应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°C ；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述保温的具体方案、方法，能够确定所述保温后管线的具体保温形式、类型、结构、 几何尺寸、材质、使用方法、使用寿命、制成工艺，能够确定所述保温后管线保温层的导热系数、最大厚度、最小厚度、使用方法、使用寿命。由本领域公知知识计算可知靖边气田、苏里格气田、大牛地气田除苏10区块外， 井场至集气站间埋地集输管普遍不保温；对井场至集气站间不保温埋地或地面集输管线进行黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层保温是油气田生产中常用的成熟方法。进一步地，步骤4)中，为了防止天然气在集气站节流降压时及节流降压后在集气站管线管件内生成水合物、冰先在节流降压前向天然气中加入防冻剂，然后再让天然气在集气站依靠自身温度节流降压。所述防冻剂应符合天然气生产要求和规定，应能确保天然气在集气站节流降压时及节流降压后在集气站管线管件内无法形成水合物、冰；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述防冻剂的具体类别、组份、制成方法、最大用量、最小用量、最佳用量、有效用量，能够确定所述防冻剂的具体加入方法、加入设备、加入位置、最多加入位置数目、最少加入位置数目。由本领域公知知识和热力学计算可知在天然气生产中，不同气井的产气能力可能不一样，有的气井产气量高，有的气井产气量低。天然气从井底升至井口时的温度与产气量(或天然气在井筒内的流量)有关，同等条件下，产气量越小，天然气到达井口的温度越低；因此，产气量较低的气井，天然气通过本发明所述隔热油管升至井口的温度也较低，在集气站节流降压时以及在节流降压后的温度可能低于水合物临界生成温度，为此需要在节流降压前加入防冻剂防止水合物生成。由本领域公知知识可知在天然气生产中，经常采取向井筒或井口或井场地面管线(或管件)或埋地集输管线管件内加入防冻剂的方法，防止天然气在进入集气站前生成水合物、冰，也经常用加入防冻剂的方法融化集气站内管线管件中意外生成的水合物、冰。
进一步地，为解决上述技术问题，本发明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 ；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0. 5 9°C后通过井场至集气站间埋地集输管线输送至集气站，以便让天然气通过埋地集输管线从大地吸收热量，防止天然气在集输管线内生成水合物；5)、让天然气进入集气站设置的气-液分离器中，通过气-液分离器将天然气与液体分离，并用现有方法将分离出的液体进行后续处理；6)、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0. 5 9°C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，以便让天然气通过埋地站间管线从大地吸收热量，防止天然气在站间管线内生成水合物。进一步地，让进入天然气净化处理厂的天然气节流降压降温至_8°C以上，再进入后续集输工序或环节。所述节流降压可以是1级或2级以上节流降压。所述节流降压可以是指利用专有节流元件(如节流法)进行的节流降压，也可以是指利用变径管、孔板、阀门等能够有效降低天然气压力的管件进行的节流降压。所述隔热油管应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0.5°C ；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述隔热油管的具体类型、结构、几何尺寸、材质、使用寿命、制成工艺，能够确定所述隔热油管外壁(或外部)保温层的具体类型、结构、几何尺寸、 材质、最大厚度、最小厚度、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管保温、绝热、隔热结构的具体形式、类型、几何尺寸、材质、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管放入气井井筒套管中或油管中的具体数量、长度(或深度)、位置。所述防冻剂应符合天然气生产要求和规定，应能确保天然气依靠自身温度、地热和防冻剂无法形成水合物、冰；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述防冻剂的具体类别、组份、制成方法、最大用量、最小用量、最佳用量、有效用量，能够确定所述防冻剂的具体加入方法、加入设备、加入位置、最多加入位置数目、最少加入位置数目。进一步，步骤6)中，为了防止天然气在集气站至净化厂站间管线内生成水合物 先向分离出的天然气中加入防冻剂；然后再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0. 5 9°C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， 以便让天然气通过埋地站间管线从大地吸收热量，防止天然气在站间管线内生成水合物。公开资料和本领域公知知识表明天然气节流降压时，温度必然降低。公开资料和本领域公知知识表明靖边气田、苏里格气田、大牛地气田的集气站至净化厂的站间管线均不保温，均埋于冻层以下(1. 6米以下)，埋地年平均气温9°C，长度一般为5000 300000米。公开资料表明地温低于0°C会结冰，土壤结冰后导热系数急剧下降。由本领域公知知识可知进入净化厂的集气站天然气温度低于0°C是天然气生产工艺、规章制度所允许的；苏里格气田、靖边气田、榆林气田、大牛地气田的天然气净化处理
33厂普遍采用丙烷深冷脱水方法降低天然气露点，一般要求集气站进入净化处理厂的天然气温度为-8 18°C，在该范围内集气站进入净化处理厂的天然气温度越低，净化处理厂所消耗的能源、成本越低；当集气站进入净化处理厂的天然气温度达到_8°C时，或者当集气站进入净化厂的天然气压力较高、在净化厂能够通过节流降压降温至_8°C时，不用丙烷深冷脱水方法也能够确保天然气露点降至_8°C。本发明的有益效果如下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，能够大幅简化天然气生产工艺，能够大幅降低天然气生产的固定投资、生产成本、能耗、自耗气量、管理工作量等；具有实施容易，安全可靠，应用广泛，推广容易等优特点。
具体实施例方式实施例1本发明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；2)、让天然气通过隔热油管升至井口 ；所述隔热油管是指管外壁(或外部)具有保温层的油管；所述隔热油管用现有方法制成；所述隔热油管内壁没有内涂层；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°C，能够用现有方法放入气井井筒套管中或油管中，满足气井生产要求和规定。 以靖边气田新建气井应用本发明为例。由本领域公知知识可知靖边气田新建气井建成前，井筒内只有套管，没有油管； 用现有方法把油管放入套管中后，气井才能建成生产；公开资料表明靖边气田位于内蒙古鄂尔多斯沙漠地区，冬季最低气温达-31°C ；靖边气田的运行资料表明靖边气田平均井深约3500米，井底气层温度约110°C、 压力约22MPa，一般日产气量1 5万标方/日，部分气井日产气量大于5万标方/日，部分气井日产气量小于1万标方/日；该气田气井均采用普通油管、套管结构，所用油管一般为外径89mm、内径76mm金属光油管，井下油管内无节流降压装置，井口、井场地面管线管件均不保温，井口至集气站的集输距离(又称集输半径)为500 10000米，井场至集气站间的集输管线为埋地不保温管线，设计埋地深度1. 6米(冻层1. 5米)，1. 6米地层年平均温度为9°C，冬季最低温度小于5°C ；该气田气井冬季生产时，井口温度温度一般为8 15°C，井口油压(油管出口天然气压力)一般为15 20MPa，套压(井口套管压力)为16 22MPa。 该气田冬季投产的新井生产时，井口温度一般为10 17°C，井口油压(油管出口天然气压力)一般为19 20MPa，套压(井口套管压力)为20 22MPa。该气田采用井口加甲醇-集气站加热节流生产工艺，该工艺可概括为用高压泵向气井油管内或/和井场管线内加入甲醇50 1200L/日，让携带有甲醇的天然气通过井场至集气站间的不保温埋地集输管线输送至集气站，然后利用集气站内加热炉加热升温后节流降压至4MPa左右，然后再外输至天然气净化处理厂用丙烷冷冻法降低露点。现场测试表明该气田生产井实测冬季井口油管出口压力为16 21MPa，实测冬季井口天然气温度为4 13°C，实测集输管线进入集气站的进站压力为15 20MPa，实测冬季集输管线进入集气站的天然气温度为-4 9°C，实测冬季单井加甲醇200 800L/日。由本领域公知知识计算可知压力为20MPa的靖边气田天然气水合物生成临界温度为22. 1°C，压力为22MPa的靖边气田天然气水合物生成临界温度为23°C ；因此该气田新建气井冬季生产时，天然气升至井口时的温度已经低于水合物生成临界温度，必然在井筒油管上部、井口形成水合物堵塞，如果不予以解决，将导致新建气井无法生产。为此，该气田新建气井生产时，需要向气井中加入甲醇以防止水合物生成。为了避免新建气井生产时使用甲醇的种种缺陷，防止井筒油管上部、井口生成水合物，该气田新建气井应用本发明，其技术方案为在靖边新建气井建设过程中，先用现有方法将隔热油管放入套管中，然后再用现有方法让天然气通过隔热油管升至井口 ；所述隔热油管外径99mm，用外径89mm、内径76mm油管和现有方法制成，内壁没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K的玻璃钢保温层。公开资料表明用油管和现有方法能够制成外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K 玻璃钢保温层的隔热油管。由本领域公知知识计算可知靖边气田新建气井采用的套管内径一般大于 150mm,所述隔热油管外径99mm，因此能够与套管形成宽度25mm以上的环形空间，满足气井生产要求与规定；用现有井下作业方法能够将外径99mm的隔热油管放入内径大于150mm的气井套管内。由本领域公知知识计算可知如果靖边气田新建气井采用本发明所述技术方案进行冬季生产，按照新建气井平均日产气量1万标方/日计，天然气从井底通过本发明所述隔热油管上升至井口的温度可达到65°C以上，超过现有新建气井用普通油管冬季生产的井口温度48 55°C，已经远远高于22MPa天然气的水合物生成临界温度23°C，不可能在油管上部、井口生成水合物；进一步计算可知，新建气井的平均日产气量越高，其井口温度越高，平均日产气量超过1万标方/日的新建气井井口温度将超过65°C。因此，靖边气田新建气井应用本发明后，不用甲醇也能确保新建气井冬季正常生产，从而避免了使用甲醇的种种缺陷。实施例2重复实施例1，其不同之处仅在于步骤1)中，为了将隔热油管放入目前已经有油管的气井套管中，用隔热油管代替气井井筒中的已有油管先将气井井筒套管中已有的油管取出，然后再将隔热油管放入气井井筒套管中。公开资料表明井下作业是天然气生产的成熟技术，用该方法能够将气井套管中的油管取出，并将本发明所述隔热油管放入气井套管中。以苏10-50-M井应用本发明为例。苏里格气田的运行资料表明苏10-50-M井属于苏里格气田苏10区块2号集气站现有生产井，井深约3500米，井底天然气温度约110°C，井底压力约20MPa，采用油管生产，所用油管为外径89mm、内径76mm普通油管，油管内无专门井下节流装置，用设置于井场的加热炉加热天然气后再用专用油嘴节流降压、调整产气量；该井生产时，井筒油管上部堵塞频繁，每次堵塞后即用人工从井口向油管内加甲醇的方法解堵，有时需要反复2 4次才能解除井筒堵塞；为此，该井采取每天人工向油井油管内加入50升甲醇的方法，并用井场加热炉的热水给井口伴热保温的方法防止油管上部生成水合物，保证气井正常生产。2008 年10月10日，实测该井套压(与天然气井底节流降压前压力相当)20MPa，油压(井口油管出口天然气压力)19MPa，瞬时产气量1000m3/h (相当于日产气量MOOOm3/日)，井口温度 12°C，产水量0. 4 0. 6方/日。由本领域公知知识计算可知压力19MPa的苏里格气田天然气水合物临界生成温度约21. 6°C，因此该井天然气升至井口时的温度12°C已经低于水合物临界生成温度，必然形成水合物堵塞该井井口、油管上部。因此，如果该井不用甲醇防止水合物生成，将无法正
常生产。为了解决苏10-50-M井人工加甲醇和用井场加热炉热水给井口伴热保温带来的种种问题，降低气井管理工作量度，确保气井正常生产，该井于2008年12月 2009年2月应用本发明进行了生产试验，其技术方案为先用井下作业的方法将苏10-50-M井井筒套管中已有的外径89mm油管取出，然后再用井下作业的方法将隔热油管放入该井井筒套管中，然后用现有方法让该井井底天然气通过隔热油管升至井口 ；所述隔热油管外径99mm， 用内径76mm、外径89mm油管和现有方法制成，内壁没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数 0. 4ff/m. K的玻璃钢保温层。公开资料表明用油管和现有方法能够制成外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K 玻璃钢保温层的隔热油管。由本领域公知知识和苏里格气田运行资料计算可知苏10-50-M井采用的套管内径大于150mm，与所述外径99mm隔热油管能够形成25mm以上宽度的环形空间，满足该井生产要求与规定；用现有井下作业方法能够将外径99mm的隔热油管放入该井内径大于 150mm的套管内。由本领域公知知识计算可知该井应用本发明所述技术方案生产时，按日产气量 24000m3/日计，天然气从该井底通过隔热油管上升至井口的温度可达到65°C以上，超过该井用普通油管生产时的实测井口温度53°C以上，已经远远高于该井19MPa天然气的水合物生成临界温度21. 6°C，不可能在油管上部、井口生成水合物。该井应用本发明所述技术方案开井生产后，实际检测表明该井用设置于井场的油嘴按照日产气量M000 25000m3/日控制生产时，在夜间气温为- _27°C左右的冬季低温环境中，天然气升至井口油管出口的温度为69 71°C，油压19MPa，套压20MPa，油管上部、井口(采气树)上的管线管件均没有出现任何堵塞现象；停止向井口油管内加入甲醇、并停止用井场加热炉热水给井口(采气树)伴热保温后，该井仍然正常生产，在长达80 天的实验时间内油管上部、井口(采气树)上的管线管件均没有出现堵塞现象；将该井井口 (采气树)的保温层拆除、停止热水伴热后，在夜间气温为 _30°C左右的冬季低温环境中，天然气升至井口油管出口的温度仍然为69 71°C，观察不到明显变化，气井生产正
堂
巾ο该生产试验结果表明该井采用本发明所述技术方案后，在全年最低气温环境中， 不用甲醇和热水伴热保温仍然能够确保油管上部、井口不出现任何水合物堵塞，能够确保该井正常生产，有效解决了该井自建成生产以来一直依靠甲醇以及热水伴热保温维持生产的难题；试验期间该井累计节省甲醇4方左右，少产生甲醇有毒污水52方，节省了大量加药费用，经济效益和环保效益极其显著。实施例3重复实施例1，其不同之处仅在于步骤1)中，为了将隔热油管放入已经有油管且该油管内已经设置有专门井下节流装置(如井下油嘴)的气井井筒套管中，用隔热油管代替气井中的已有油管及专门井下节流装置先将气井井筒套管中已有的油管和该油管内设置的专门井下节流装置取出，然后再将隔热油管放入气井井筒套管中。公开资料表明井下作业是天然气生产的成熟技术，用该方法能够将气井套管中的油管和该油管内设置的专门井下节流装置(如井下油嘴)取出，并将本发明所述隔热油管放入气井套管中。以苏11-48-59井应用本发明为例。苏里格气田的运行资料表明该井属于苏里格气田苏11区块2号集气站现有生产井，井深约3500米，井底天然气温度约110°C，井底压力约20MPa，采用油管内井下节流法生产，所用油管为内径76mm、外径89mm普通油管，油管内设置了专门井下节流装置，为投入式井下油嘴；井场至集气站间埋地不保温集输管线长约4000米，埋地深度1. 6米(冻层1. 5 米)，埋地地温年均9°C，最低地温5°C ；该井夏季生产时，井筒油管上部堵塞频繁，每次堵塞后即从井口向油管内加甲醇解堵，有时需要反复2 4次才能解除井筒堵塞；为此，该井采取间隔1天周期性向油井油管内加入50升甲醇的方法，以保证气井夏季正常生产；该井冬季生产时，井口压力0. 5 0. 7MPa,井口温度6 9°C，瞬时产气量600m3/h (相当于日产气量14400m3/日)，产水量0. 7吨/日。2010年8月20日，实测该井套压(与天然气井底节流降压前压力相当)18. 8MPa,油压(井口油管出口天然气压力)4MPa，瞬时产气量500m3/ h(相当于日产气量IlOOOm3/日)，产水量0.5吨/日，井口温度9.8°C。该井采用夏、冬两种生产工艺，其冬季生产工艺可概括为来自气层的天然气先通过井下油管内设置的专用节流装置(如井下油嘴)节流降压至0.5 0. 7MPa，然后再通过油管继续升至井口，然后再通过井口、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，然后进入集气站设置的压缩机内增加压力至3 5MPa，然后再进入后续集输工序。压缩机功率为500千瓦，用燃气带动。该井夏季生产工艺可概括为间隔1日向气井油管内加入甲醇，来自气层的天然气先通过井下油管内设置的专用节流装置(如井下油嘴)节流降压至左右，然后再通过油管携带甲醇继续升至井口，然后再通过井口、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。本领域公知知识计算可知压力4MPa的苏里格气田天然气水合物临界生成温度约10. 7°C，因此该井天然气升至井口时的温度已经低于水合物临界生成温度，必然形成水合物堵塞该井井口、油管上部。因此，如果该井不用甲醇防止水合物，将无法正常生产。为了解决该井夏季生产时加甲醇带来的种种问题，降低气井管理工作量度，确保气井正常生产，该井于2010年11月 2011年2月应用本发明进行了生产试验，其技术方案为先用井下作业的方法将苏11-48-59井井筒套管中已有的外径89mm的油管和该油管内设置的专门井下节流装置(如井下油嘴)取出，然后再用井下作业的方法将本发明所述隔热油管放入该井井筒套管中，然后用现有方法让该井井底天然气通过隔热油管升至井口 ； 所述隔热油管外径99mm，用内径76mm、外径89mm油管和现有方法制成，内壁没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K的玻璃钢保温层。由本领域公知知识和苏里格气田运行资料计算可知苏11-48-59井采用的套管内径大于150mm，与所述外径99mm隔热油管能够形成25以上宽度的环形空间，满足该井生产要求与规定；用现有井下作业方法能够将外径99mm的隔热油管放入该井内径大于150mm
的套管内。由本领域公知知识计算可知该井应用本发明所述技术方案生产时，按日产气量 14400m3/日计，天然气从该井底通过隔热油管上升至井口的温度可达到65°C以上，超过该井用普通油管生产时的实测井口温度以上，已经远远高于该井4MPa天然气的水合物生成临界温度10. 7°C，不可能在油管上部、井口生成水合物。该井应用本发明所述技术方案开井生产后，实际检测表明该井用设置于井场的油嘴按照日产气量14400m3/日控制生产时，套压18MPa，油压15MPa，在夜间气温为-22 左右的冬季低温环境中，天然气升至井口油管出口的温度为64 66°C， 油管上部、井口(采气树)上的管线管件均没有出现任何堵塞现象；停止向井口油管内加入甲醇后，该井仍然正常生产，在长达90天的实验时间内油管上部、井口(采气树)上的管线管件均没有出现堵塞现象；将该井井口(采气树)的保温层拆除后，在夜间气温为-25 -30°C左右的冬季低温环境中，天然气升至井口油管出口的温度仍然在64 66°C，气井生产正常。由本领域公知知识计算可知压力15MPa的苏里格气田天然气水合物临界生成温度约19 °C。该生产试验结果表明该井采用本发明所述技术方案后，在全年最低气温环境中， 不用甲醇仍然能够确保油管上部、井口不出现任何水合物堵塞，能够确保该井正常生产，有效解决了该井自建成生产以来夏季生产时一直依靠甲醇维持生产的难题；试验期间该井累计节省甲醇2. 3方，少产生甲醇有毒污水7方多，节省了大量加药费用，经济效益和环保效益极其显著。实施例4重复实施例1至实施例3，其不同之处仅在于所述隔热油管是指具有保温、绝热、隔热结构(或功能)的油管。所述隔热油管是商品。所述隔热油管内壁有内涂层(如玻璃质内涂层、陶瓷质内涂层、有机质内涂层)。实施例5重复实施例1至实施例3，其不同之处仅在于所述隔热油管是指管外壁(或外部)具有保温层的连续油管。所述连续油管是商品。实施例6重复实施例1至实施例3、实施例5，其不同之处仅在于所述隔热油管是指具有保温、绝热、隔热结构(或功能)的连续油管。所述连续油管用现有方法制成。
实施例7重复实施例1至实施例3，其不同之处仅在于所述隔热油管是指管外壁(或外部)具有保温层的空心抽油杆。所述空心抽油杆中心有内通孔，能够通过流体，可以是单孔空心抽油杆、双孔同心抽油杆、双孔偏心抽油杆的任意一种或2种以上组合在一起的组合空心抽油杆；可以是金属材质的空心抽油杆，也可以是玻璃钢、碳纤维等非金属材质的空心抽油杆。所述空心抽油杆是商品实施例8重复实施例1至实施例3、实施例7，其不同之处仅在于所述隔热油管是指具有保温、绝热、隔热结构(或功能)的空心抽油杆。所述空心抽油杆用现有方法制成。实施例9重复实施例1至实施例3，其不同之处仅在于所述隔热油管是指管外壁(或外部)具有保温层的特种金属管。所述特种金属管是指管两端具有任意非螺纹机械连接结构的金属管，如管两端具有法兰连接结构、卡箍连接结构、快速接头连接结构中任意一种或两种机械连接结构的金属管，其基本特征是能够将两根金属管牢固的连接在一起。所述特种金属管用现有方法制成。实施例10重复实施例1至实施例3、实施例9，其不同之处仅在于所述隔热油管是指具有保温、绝热、隔热结构(或功能)的特种金属管。所述特种金属管是商品。实施例11重复实施例1至实施例3，其不同之处仅在于所述隔热油管是指管外壁(或外部)具有保温层的特种非金属管。所述特种非金属管是指管两端具有现有机械连接结构的非金属管，长度可以与油管或连续油管相当，也可以长达几百米；所述现有机械连接结构可以是目前非金属管已有机械连接结构的任意一种，如螺纹螺母连接结构、管螺纹管箍连接结构、法兰连接结构、卡箍连接结构、快速接头连接结构等等，其基本特征是能够将两根非金属管或将一根金属管、 一根非金属管牢固的连接在一起。所述非特种金属管是商品。实施例12重复实施例1至实施例3、实施例11，其不同之处仅在于所述隔热油管是指具有保温、绝热、隔热结构(或功能)的特种非金属管。所述特种非金属管用现有方法制成。实施例13重复实施例1至实施例3、实施例5、实施例7、实施例9、实施例12，其不同之处仅在于所述隔热油管是指管外壁(或外部)具有保温层的油管、连续油管、特种金属管、特种非金属管4种组合在一起的组合管。
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实施例14重复实施例1至实施例3、实施例5、实施例7、实施例9、实施例11，其不同之处仅在于所述隔热油管是指管具有保温、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4种组合在一起的组合管。实施例15重复实施例1至实施例5、实施例9，其不同之处仅在于所述隔热油管是指管外壁(或外部)具有保温层的油管、特种金属管2种组合在一起的组合管。实施例16重复实施例1至实施例5、实施例9、实施例12，其不同之处仅在于所述隔热油管是指管具有保温、绝热、隔热结构(或功能)的油管、特种金属管、特种非金属管3种组合在一起的组合管。实施例17重复实施例1至实施例3，其不同之处仅在于进一步地，所述隔热油管是指特种非金属管。由本领域公知知识可知商品铝塑管属于非金属管，可耐压lOMPa，具有良好的硬度和柔性，能够通过商品连接件与其他非金属管、金属管、金属管件牢固连接，具有很大的热阻，国内普遍用于采暖和热水输送；将其用于气井中代替油管，能够有效降低天然气在气井井筒内的热损失，提高天然气升至气井井口的温度，甚至能让天然气升至井口的温度超过45°C。因此，将所述特种非金属管代替油管放入气井套管中，能够起到类似于油管的作用，能够满足天然气井生产要求和规定。将2根或多根所述特种非金属管并联代替油管放入气井套管中，同样能够起到类似于油管的作用，同样能够满足天然气井生产要求和规定； 由本领域公知知识可知，现有油管规格范围能够满足所有气井的生产需要，气井套管中一般使用单条油管，在套管中并联使用2条或多条油管的情况极其罕见。实施例18重复实施例1、实施例4至实施例17，其不同之处仅在于步骤1)中，为了将隔热油管放入气井井筒油管中将外径小于气井井筒已有油管内径的隔热油管放入气井井筒油管中。由本领域公知知识可知气井套管内一般有油管，在气井套管内的已有油管中，再放入比该已有油管内径更小的油管是天然气生产工艺、规章制度所允许的；苏里格气田普遍将外径比油管内径小的连续油管放入气井油管内，用以排出气井井筒中的液态水；因此， 将外径小于气井井筒已有油管内径的隔热油管放入气井井筒油管中满足天然气生产要求和规定。以G48-4A井应用本发明为例。靖边气田的运行资料表明该井属于长庆油田第一采气厂管辖的现有生产井，井深约3500米，井底天然气温度约110°C，井底压力约20MPa ；该井采用外径89mm、内径76mm 的普通油管生产，油管内无专门井下节流装置，用设置于集气站的专用油嘴节流降压、调整产气量；该井采用的是用高压泵连续向井筒油管(或套管)内加入甲醇的方法保证生产，冬季生产时该井平均每天向井口油管(或套管)内加入甲醇400L/日，夏季生产时该井平均
40每天向井口油管(或套管)内加入甲醇200 300L/日；2008年7月8日，实测该井套压 16MPa，油压15. 4MPa，日产气量20000m3/日，日产水1吨/日，井口温度13. 2°C ；2008年12 月19日，实测该井套压16MPa，油压14. 2MPa,日产气量20000m3/日，日产水0. 6吨/日，井口温度8°C。由本领域公知知识计算可知压力15. 4MPa的靖边气田天然气水合物临界生成温度约19. 2°C，压力14. 2MPa的天然气水合物生成温度约18. 8°C。因此，该井在冬夏生产时的天然气井口温度均已低于水合物临界生成温度，必然形成水合物堵塞该井油管上部、井口。 因此，如果该井不用甲醇防止水合物，将无法正常生产。由本领域公知知识进一步计算可知压力14. 2MPa、温度8°C的天然气节流降压至 4MPa的温度为48°C，已经远远低于天然气管线所允许的运行温度；因此，将该井天然气在井场直接节流降压至4MPa，是天然气生产制度、工艺所不允许的。为了解决该井加甲醇带来的种种问题，确保气井正常生产，该井于2009年1月 3 月应用本发明进行了生产试验，其技术方案为先用井下作业的方法将外径小于气井井筒已有油管内径的隔热油管放入气井井筒油管中，然后再用现有方法让天然气通过该隔热油管升至井口 ；所述隔热油管外径58mm，用外径48mm、内径34mm的油管和现有方法制成，内壁没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K的玻璃钢保温层。公开资料表明用油管和现有方法能够制成外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K 玻璃钢保温层的隔热油管。由本领域公知知识可知井下作业是天然气生产的成熟技术，用该方法能够把外径小于气井已有油管内径的隔热油管放入气井井筒油管中由本领域公知知识计算可知按照该井日产气量2万标方/日、压力14MPa、隔热油管内径34mm计，天然气在隔热油管内的流速最大约1. 8米/秒，是天然气井生产工艺、规章制度所允许的。由本领域公知知识可知用现有方法在外径48mm、内径34mm的油管外壁均勻包裹 5mm厚玻璃钢保温层就能制成外径为58mm的隔热油管，其外径小于616-17井现用油管内径 18mm，可与该井现用油管形成9mm宽的环形空间；用井下作业的方法能够将外径为58mm的小管径隔热油管放入该井现用内径为76mm的普通油管中，并与其形成9mm的环形空间。由本领域公知知识计算可知该井应用本发明所述技术方案生产时，按日产气量 20000m3/日计，天然气从该井底通过小管径隔热油管上升至井口的温度可达到65°C以上， 超过该井用普通油管生产时的实测井口温度51°C以上，已经远远高于该井15. 4MPa天然气的水合物生成临界温度19. 2°C，不可能在油管上部、井口生成水合物。该井应用本发明所述技术方案开井生产后，实际检测表明该井用设置于集气站的专用油嘴按照日产气量20000m3/日控制生产时，套压16MPa，油压15MPa，在夜间气温为-20 -^TC左右的冬季低温环境中，天然气升至井口油管出口的温度为72 74°C，油管上部、井口(采气树)上的管线管件均没有出现任何堵塞现象；停止向井口油管内加入甲醇后，该井仍然正常生产，在长达70天的实验时间内油管上部、井口(采气树)上的管线管件均没有出现堵塞现象；将该井井口(采气树)用毛毡保温后，在夜间气温为-20 -29°C 左右的冬季低温环境中，天然气升至井口油管出口的温度为73 74°C，井口保温效果不显著，气井生产正常。
由本领域公知知识计算可知压力15MPa的苏里格气田天然气水合物临界生成温度约19 °C。该生产试验结果表明该井采用本发明所述技术方案后，在全年最低气温环境中， 不用甲醇仍然能够确保油管上部、井口不出现任何水合物堵塞，能够确保该井正常生产，有效解决了该井自建成生产以来一直依靠甲醇维持生产的难题；试验期间该井累计节省甲醇 28方，少产生甲醇有毒污水70方，经济效益和环保效益极其显著。实施例19重复实施例1、实施例4至实施例17，其不同之处仅在于步骤1)中，为了将隔热油管放入已经设置有专门井下节流装置(如井下油嘴)的气井井筒油管中先将气井井筒油管内的专门井下节流装置(如井下油嘴)取出，然后再将外径小于气井井筒已有油管内径的隔热油管放入气井井筒油管中。公开资料表明井下作业是天然气生产的成熟技术，用该方法能够将气井井筒油管内设置的专门井下节流装置(如井下油嘴)取出，并能将外径小于气井井筒已有油管内径的隔热油管放入气井井筒油管中。实施2O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。3)、让天然气在井场依靠自身温度节流降压，以降低天然气生产能耗。4)、将节流降压后的天然气输送至集气站。所述节流降压是指井场地面节流降压；所述井场地面节流降压是指利用设置在井场地上的专用节流元件(如油嘴)或/和能够有效降低天然气压力管件(如针型阀)降低天然气压力；所述节流降压是一级(即一次性)节流降压。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°C，应能够用现有方法放入气井井筒套管中或油管中，满足气井生产要求和规定。所述节流降压能降低天然气生产能耗和成本，能满足天然气井场生产要求和规定，能满足集气站对进入该站的天然气的生产要求和规定。由本领域公知知识可知天然气在井场节流降压时，普遍用专用油嘴、针型阀、专用节流阀完成，有的也用其他能够有效降低天然气压力的管件如变径管、孔板、阀门等完成；普遍使用设置于井场地面的专门管件、阀组节流降压，经常采用在井口(采气树)上节流降压的方法；普遍采用在井口(采气树)或地面阀组一次性节流降压(又称一级节流) 的方法，有的也采用在井口(采气树)上和/或地面阀组二次或多次节流降压(又称二级或多级节流)的方法。由本领域公知知识可知苏里格气田、靖边气田、榆林气田、大牛地气田的天然气净化处理厂普遍采用丙烷深冷脱水方法降低天然气露点，该方法是将天然气冷却降温至_8°C脱水(即将天然气露点降至_8°C )，一般要求集气站进入净化处理厂的天然气温度为-8 18°C，在-8 18°C范围内，集气站进入净化处理厂的天然气温度越低，净化处理厂所消耗的能量、成本越低；在天然气冬季生产中，进入集气站的天然气温度低于0°C是生产工艺、规章制度所允许的，而且是一种常见现象。由本领域公知知识可知在井场现有节流降压生产中，均采用加热一节流降压方法，在天然气节流降压前均先用加热炉加热天然气。如果天然气在节流降压前不先加热升温，会使节流降压后的天然气温度及天然气管线、管件、设备运行温度降至_20°C以下。由本领域公知知识可知天然气生产要求和规定天然气管线的最低运行温度不低于-20°C。以苏里格气田苏10区块苏10-50-M井应用本发明为例。公开资料表明苏10区块属于苏里格气田，位于内蒙古鄂尔多斯沙漠地区，冬季最低气温达_31°C。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°C，一般日产气量1 5万标方/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，井下无节流降压装置。实测冬季气井井口油管出口压力为18 20MPa，实测冬季井口无伴热时天然气温度为9 30°C。井口至集气站的集输距离(又称集输半径) 为500 10000米，集输管线为黄夹克聚氨酯泡沫保温层保温，设计埋地深度1. 6米(冻层 1. 5米)，实测1. 6米地层年平均温度为9°C，冬季最低温度小于5°C。该区块采用井场加热节流生产工艺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加热升温至约70°C，然后进入井场地面集输阀组中利用专用油嘴一次性节流降压至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。由本领域公知知识计算可知压力为20MPa、温度为10°C的苏里格气田天然气节流降压至4ΜΙ^时，其温度将降至-47. 5°C。压力为20MPa、温度为20°C的苏里格气田天然气节流降压至时，其温度将降至-37.5°C。压力为20MPa、温度为30°C的苏里格气田天然气节流降压至4ΜΙ^时，其温度将降至-27.8°C。压力为20MPa、温度为40°C的苏里格气田天然气节流降压至时，其温度将降至-16°C。压力为20MPa、温度为50°C的苏里格气田天然气节流降压至4MPa时，其温度将降至-2. 9°C。压力为20MPa、温度为60°C的苏里格气田天然气节流降压至4MPa时，其温度将降至10. 2°C。压力为20MPa、温度为70°C的苏里格气田天然气节流降压至4MPa时，其温度将降至23. 1°C。压力为20MPa、温度为80°C的苏里格气田天然气节流降压至4MPa时，其温度将降至35. 9°C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22. 1°C，压力为的苏里格气田天然气水合物生成临界温度为10.7°C。因此，井口压力为20MPa、井口温度为9 22. 1°C的苏里格气田天然气会在井筒、井口形成水合物， 堵塞气井。虽然井口压力为20MPa、井口温度为30°C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_27. 8°C，已经远远低于天然气管线允许的最低使用温度_20°C，是天然气生产规章制度所不允许的。因此，苏10区块一部分气井如果不采取向井内加入甲醇或不用热水伴热保温井口的方法，就会在井口、油管上部生成水合物堵塞气井；该区块所有气井所产的天然气在井场节流降压时，如果不在节流降压前先通过井场设置的加热炉加热升温至60°C以上，而是从井口出来后直接节流降压，不仅会在专用油嘴(节流元件)、集输管线、管件中必然生成
43天然气水合物、冰，而且会使天然气温度远低于专用油嘴(节流元件)、天然气管线、管件所允许的最低使用温度_20°C，是天然气生产规章制度所不允许的。为了解决苏10区块需要人工向井内油管加入甲醇、气井井口需要伴热保温、天然气在井场节流降压前必须先用加热炉加热升温所带来的种种生产问题，节省能耗和生产成本，降低气井管理工作量，确保气井正常生产，该区块于2008年12月 2009年2月在苏 10-50-54井应用本发明进行了生产试验。苏里格气田的运行资料表明苏10-50-M井属于苏里格气田苏10区块现有生产井，井深约3500米，井底天然气温度约110°C，井底压力约20MPa，采用油管生产，所用油管为外径89mm、内径76mm普通油管，油管内无专门井下节流装置，用设置于井场的加热炉加热天然气后再用专用油嘴节流降压、调整产气量；该井生产时，井筒油管上部堵塞频繁，每次堵塞后即用人工从井口向油管内加甲醇的方法解堵，有时需要反复2 4次才能解除井筒堵塞；为此，该井采取每天人工向油井油管内加入50升甲醇的方法，并用井场加热炉的热水给井口伴热保温的方法防止油管上部生成水合物，保证气井正常生产。2008年10月 10日，实测该井套压(与天然气井底节流降压前压力相当)20MPa，油压(井口油管出口天然气压力)19MPa，瞬时产气量1000m3/h (相当于日产气量MOOOm3/日)，井口温度12°C，产水量0. 4 0. 6m3/日。该井的生产工艺可概括为该井天然气通过油管升至井口后，先进入设置于井场的加热炉内加热升温至65 70°C，然后再通过井场地面设置的专用油嘴一次性节流降压至左右，然后再用黄夹克聚氨酯泡沫保温层保温的3200米埋地保温集输管线输送至集气站。由本领域公知知识计算可知压力19MPa的苏里格气田天然气水合物临界生成温度约21. 6°C，因此该井天然气升至井口时的温度12°C已经低于水合物临界生成温度，必然形成水合物堵塞该井井口、油管上部。因此，如果该井不用甲醇防止水合物生产，将无法正常生产；进一步计算可知，该井升至井口的19MPa、12°C的天然气如果不通过井场的加热炉加热升温即节流降压至4MPa，其节流降压时的温度将降至-41°C以下，已经远远低于专用油嘴、天然气管线、管件所允许的最低使用温度_20°C，是天然气生产规章制度所不允许的。该井应用本发明进行生产试验的技术方案为首先用现有井下作业方法将该井套管内在用的普通油管从套管中取出；然后再用现有井下作业方法将隔热油管放入该井套管内，让天然气通过隔热油管升至井口 ；然后让井口出来的天然气利用旁通管线越过设置于井场的现有加热炉，依靠自身温度通过设置于井场地面的现有专用油嘴一次性(即一级) 节流降压至4MPa ；然后再用现有黄夹克聚氨酯泡沫保温层保温的埋地保温集输管线输送至集气站。所述隔热油管外径99mm，用外径89mm、内径76mm油管和现有方法制成，没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数为0. 4ff/m. K玻璃钢保温层。由本领域公知知识计算可知苏10-50-M井应用本发明后，该井油管为隔热油管，按照该井平均日产气量为24000标方/日、油压20MPa计算，天然气通过隔热油管上升至井口的温度可达到65°C以上，已经远高于该井压力20MPa的天然气水合物临界生成温度，已经和该气井所产天然气用现有井场加热炉加热后的温度相当；进一步计算可知 将该井所产压力为20MPa、温度为65°C的天然气在井场直接节流降压至4MPa时的温度约 16°C，仍高于压力为4MPa的天然气水合物生成临界温度10. 7°C，因此该井不会在井场节流降压时形成水合物堵塞；再进一步计算可知按照该井现有埋地集输管线为黄夹克聚氨酯泡沫保温层保温管线、设计埋地深度1. 6米(冻层1. 5米)的实测年平均温度为9°C、井场至集气站的集输距离为3200米计算，该井在井场节流降压后的16°C天然气从井场输送至集气站时的温度约为13°C，仍高于压力为4MPa的天然气水合物生成临界温度10. 7V。因此， 该井应用本发明后，天然气在井场节流降压前的温度已经高达65°C，已经不再需要加热炉加热升温，不仅不可能在油管上部、井口生成水合物，不会在井场节流降压时生成水合物， 也不会在井场至集气站间埋地保温集输管线内生成水合物，更不会使管线、管件在-20 V低温环境下运行，完全能够依靠该井自身压力、温度和现有保温管线顺利进入集气站。由此可知，苏10-50-M井应用本发明后，不再需要每天向气井油管中加入甲醇， 不再需要用热水给井口伴热保温，所产天然气不用现有井场加热炉加热就已经达到了 65 70°C的生产要求，已经满足了该井天然气在井场节流降压的要求和井场至集气站的集输要求，从而有效解决了该井在井场使用甲醇和使用现有加热炉而导致的耗能、环保污染等缺陷。公开资料表明商品油管材质一般为N80钢，N80钢的导热系数约为50W/m. K左右；商品玻璃钢制品的导热系数约0. 39ff/m. K左右，用现有方法能够制成导热系数0. 4W/ m. K的玻璃钢保温层。公开资料表明用现有方法，能够将普通油管制成玻璃钢保温层厚度5mm、导热系数小于0. 4ff/m. K的隔热油管，并能够满足气井生产要求；辽河油田曾经在高凝原油油井生产中大规模实验应用过该类玻璃钢保温油管。由本领域公知知识和苏里格气田运行资料计算可知苏10-50-M井采用的套管内径大于150mm，与所述外径99mm隔热油管能够形成宽度25mm以上的环形空间，满足该井生产要求与规定；用现有井下作业方法能够将外径99mm的隔热油管放入该井内径大于 150mm的套管内。该井应用本发明所述技术方案开井生产后，实际检测表明该井用设置于井场地面阀组的专用油嘴按照日产气量MOOOm3/日控制生产时，套压20MPa，油压19. 4MPa，在夜间气温为 _27°C的冬季低温环境中，停止向井口油管内加入甲醇、停运井场加热炉、 停止用井场加热炉热水给井口(采气树)伴热保温，天然气升至井口油管出口的温度为 69 71°C ；让该井所产天然气通过旁通管线越过加热炉后直接在井场节流降压至4MPa，其节流降压后的温度为M 26°C，天然气进入集气站的温度为19 21°C，在长达80天的实验期内油管上部、井口(采气树)、井场地面管线管件以及井场至集气站间的埋地保温管线均没有出现任何堵塞现象；进一步将该井井口(采气树)的保温层拆除后，在夜间气温为- -30°C的冬季低温环境中，该井天然气升至井口油管出口的温度为69 71°C，其节流降压后的温度为M 25°C，天然气进入集气站的温度为19 21°C，均观察不到明显变化，自油管上部至集气站间的所有管线管件均没有出现堵塞现象。该生产试验结果表明该井采用本发明所述技术方案后，在全年最低气温环境中， 不用甲醇、不用热水伴热保温井口仍然能够确保油管上部、井口不出现任何水合物堵塞，不用在节流降压前加热升温能够确保井场管线管件、井场至集气站间埋地集输管线不生成水合物、冰，能够确保气井及其集输系统正常生产，有效解决了该井自建成生产以来一直依靠甲醇、井场加热炉加热以及热水伴热保温维持生产的难题；试验期间该井累计节省甲醇4方左右，少产生甲醇有毒污水52方，节省加热炉用天然气上万立方米，节省了大量加药费用和加热炉运行维护费用，还可节省下1台加热炉的固定投资费用，经济效益和环保效益极其显著。实施例21重复实施例20，其不同之处仅在于所述节流降压是指井口节流降压；所述井口节流降压是指利用设置在井口油管出口的专用节流元件(如油嘴)或/和能够有效降低天然气压力的管件(如针型阀)降低天然气压力；所述节流降压是2级以上节流降压。实施例22重复实施例20，其不同之处仅在于步骤3)中，为了防止天然气在井场节流降压时以及在节流降压后的管线管件内生成水合物、冰先向天然气中加入防冻剂，然后再让携带防冻剂的天然气依靠自身温度在井场节流降压。所述井场节流降压可以是1级或2级以上节流降压。所述防冻剂符合天然气生产要求和规定，能确保天然气在井场节流降压时无法形成水合物、冰；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述防冻剂的具体类别、组份、制成方法、最大用量、最小用量、最佳用量、有效用量，能够确定所述防冻剂的具体加入方法、加入设备、加入位置、最多加入位置数目、最少加入位置数目。所述节流降压符合天然气生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述第一次节流降压的具体方案、节流方式、节流元件、节流参数、最大节流降压压力和温度、最小节流降压压力和温度、最佳节流降压压力和温度。由本领域公知知识和热力学计算可知在天然气生产中，不同气井的产气能力可能不一样，有的气井产气量高，有的气井产气量低。天然气从井底升至井口时的温度与产气量(或天然气在井筒内的流量)有关，同等条件下，产气量越小，天然气到达井口的温度越低；因此，产气量较低的气井，天然气通过本发明所述隔热油管升至井口的温度也较低，在井场节流降压时以及在节流降压后的温度可能低于水合物临界生成温度，为此需要在节流降压前加入防冻剂防止水合物生成。由本领域公知知识可知在天然气生产中，普遍采用向井筒油管或套管内加入甲醇的方法，防止天然气水合物生成。以苏里格气田苏6-1站苏36-13井应用本发明为例。苏6-1站多年的生产资料表明苏6-1站与苏11区块同属于苏里格气田构造，管辖23 口天然气井，平均井深3500米，井底天然气温度约110°C，井底压力为15 20MPa， 气井所用油管一般为外径73mm、内径62mm普通油管；气井井口、井场地面集输管线管件、 井场至集气站间的埋地集输管线均不保温，井场至集气站的集输距离(又称集输半径)为 500 10000米，集输管线设计埋地深度1. 6米(冻层1. 5米)以下，平均实测埋地温度9°C， 冬季最低温度小于5°C ；天然气井口油压为1 2MPa，套压为15 20MPa，井口温度-2 5°C;2009年冬季，苏6-1站所辖23 口天然气井发生气井堵塞18 口，累积影响产气量83. 58 万方。苏6-1站采用的生产工艺是来自气层的天然气先通过井下油管内设置的专用节流装置(如井下油嘴)节流降压至1 2MPa，然后再通过油管继续升至井口，然后再顺序通过井口、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，然后再进入集气站内设置的压缩机中增加压力至4 5MPa，然后再进入集气站后续集输工序并外输至净化处理厂。集气站内设置的压缩机功率为500千瓦，用燃气带动。由本领域公知知识计算可知压力为0. 7MPa的苏里格天然气，其水合物生成临界温度为-5. 450C ；压力为IMPa的苏里格天然气，其水合物生成临界温度为-1. 24V ；压力为 1. 2MPa的苏里格天然气，其水合物生成临界温度为0. 230C ；压力为1. 5MPa的苏里格天然气，其水合物生成临界温度为2. 7°C ；压力为2MPa的苏里格天然气，其水合物生成临界温度为5. 1°C ；压力为2. 5MPa的苏里格天然气，其水合物生成临界温度为6. 9°C。因此井口温度-1.2 5. 1°C、井口压力1 的苏6-1站气井必然在油管上部、井口生成水合物，堵塞气井。为了解决苏6-1站所管辖的气井冬季生产时水合物堵塞气井、管线，影响气井生产时间、产气量的问题，确保气井正常生产，该区块于2010年1月 2011年3月在苏36-13 井应用本发明进行了生产试验。苏里格气田的运行资料表明苏36-13井属于苏里格气田第四采气厂苏6-1站管辖的现有生产井，井深约3500米，井底天然气温度约110°C，气层原始压力约22MPa，采用油管生产，所用油管为外径73mm、内径62mm普通油管，油管内设置有投入式井下油嘴；气井井口、井场地面集输管线管件、井场至集气站间埋地集输管线均不保温，井场至集气站间埋地集输管线长约3800米，设计埋地深度1. 6米(冻层1. 5米)以下，实测年平均埋地地温 9°C，最低埋地温度小于5°C ；该井2009年11月至3月累计发生堵塞5次，所堵位置主要集中在井口、井筒油管上部、井场地面管线管件；该井每次堵塞后，均采取向油管、地面管线内加200 400L甲醇的方法解堵。2009年12月20日实测该井采用向油管隔日加甲醇150L/ 次的方法保证气井生产，平均日产气量0. 3万标方/日，井口油压为1. 5MPa,套压为14MPa， 井口温度_1.5°C，隔日油管加甲醇量150L/次。该井的生产工艺可概括为井底天然气先通过井下油管内设置的井下油嘴节流降压至1 2MPa，然后再通过油管继续升至井口，然后再顺序通过井口、井场地面集输管线、 井场至集气站间埋地集输管线输送至苏6-1集气站，然后再进入苏6-1集气站内设置的压缩机中增加压力至4MPa左右，然后再进入苏6-1集气站后续集输工序进一步处理后外输至净化厂。苏6-1集气站内设置的单台压缩机功率约500千瓦，用燃气带动。由本领域公知知识计算可知压力为1. 2MPa的苏里格天然气水合物生成临界温度为0. 23°C;压力为1. 5MPa的苏里格天然气水合物生成临界温度为2. 7°C;压力为2MPa的苏里格天然气水合物生成临界温度为5. I0C ；压力为22MPa的苏里格天然气水合物生成临界温度为23°C ；压力为4MPa的苏里格天然气水合物生成临界温度为10. 7。C ；压力为14MPa 的苏里格天然气水合物生成临界温度为18°C ；因此，井口温度-1.5°C的苏36-13井天然气已经低于其1. 5MPa的水合物生成临界温度，必然在油管上部、井口生成水合物。因此，如果该井不用甲醇防止水合物生成，在冬季无法正常生产。由本领域公知知识进一步计算可知如果该井不采用井下节流生产方法，其天然气升至井口的最大压力仍小于套压14MPa，按照井口压力与套压相当即14MPa、井口温度 5°C计算，其由14MPa节流降压至4MPa时的温度约_31°C，已经远低于天然气管线所允许的最低运行温度，是生产工艺、规章制度所不允许的；因此，该井不用井下节流降压时，在井场或集气站内节流降压前必须先用加热炉加热升温。该井应用本发明进行生产试验的具体技术方案为1)、先用现有井下作业方法将苏36-13井井筒套管内在用的外径73mm油管及该油管内设置的井下油嘴取出；2)、然后用现有井下作业方法将隔热油管放入苏36-13井井筒套管中；所述隔热油管外径100mm，用外径73mm、内径62mm油管和现有方法制成，内壁有0. 2mm有机质内涂层，外壁有厚度0. 5mm、导热系数0. 03ff/m. K隔热保温涂料和厚度13mm、导热系数0. 4ff/m. K 的玻璃钢复合保温层；3)、然后再用现有方法让天然气通过隔热油管升至井口 ；4)、然后先通过气井出口管线向天然气中加入抑冰剂液体，然后再让携有抑冰剂液体的天然气依靠自身温度通过设置在井场地面阀组的油嘴节流降压至4MPa;所述抑冰剂液体为专利申请号2009101436712的“一种洁净的天然气开采方法”文件所述的任何一种可选择抑冰剂液体。；5)、然后再用现有井场至苏6-1集气站间埋地不保温管线将天然气输送至该集气站，并在该集气站内通过旁通管线越过压缩机进入后续处理工序。公开资料表明用油管和现有方法能够制成外壁有厚度0. 5mm、导热系数0. 03W/ m. K隔热保温涂料和厚度13mm、导热系数0. 4ff/m. K玻璃钢复合保温层的隔热油管；商品隔热保温涂料的导热系数约0. 03ff/m. K。由本领域公知知识计算可知苏36-13井采用7英寸套管，内径大于150mm，所述隔热油管外径100mm，因此能够与套管形成宽度25mm以上的环形空间，满足气井生产要求与规定；用现有井下作业方法能够将外径IOOmm的隔热油管放入该井套管内。由本领域公知知识和热力学计算可知如果苏36-13井采用本发明所述技术方案进行冬季生产，按照气井平均日产气量3000方/日、井底天然气温度110°C计算，天然气从井底通过本发明所述隔热油管上升至井口的温度可达到40°C以上，超过该井用现有普通油管进行冬季生产的最低实测井口温度41°C以上，已经远远高于该井22MI^气层原始压力、 14MPa套压的水合物生成临界温度；由于气井套压永远高于油压，因此该井井口温度40°C 的天然气不可能在油管上部、井口形成水合物堵塞。但是，由于苏36-13井应用本发明后，该井井筒油管内已经没有井下油嘴节流降压，天然气升至井口的最大压力将略低于该井套压14MPa。由本领域公知知识进一步计算可知压力为14MPa、温度为40°C的该井天然气在井场节流降压至4MPa时，其温度约为5°C，已经低于该井压力为4MPa的水合物生成温度； 因此，苏36-13井应用本发明后，天然气不会在该井井筒、井口生成水合物，但却会在该井井场节流降压时生成水合物。由公开资料(专利申请号为2009101436712的“一种洁净的天然气开采方法”文件)可知抑冰剂液体能够防止水合物在5°C生成，能够有效融化5°C已经形成的天然气水合物。由本领域公知知识可知天然气管线的最低允许低温运行温度为-20°C ；因此，当苏36-13井天然气在井场由HMI^a节流降压至4MPa时虽然能够生成水合物，但却不会导致
48该井天然气管线运行温度低于最低允许运行温度，是天然气生产工艺、规章制度所允许的。由本领域公知知识可知由于苏36-13井井场至集气站间的集输管线为不保温埋地管线，平均埋地温度9°C，天然气在井场节流后的温度为5°C，因此其通过埋地集输管线输送至集气站的过程中会从大地吸热升温，在进入苏6-1集气站时的温度将高于5°C，是集气站生产工艺、规章制度所允许的。由本领域公知知识可知苏里格气田、靖边气田、榆林气田、大牛地气田的天然气净化处理厂普遍采用丙烷深冷脱水方法降低天然气露点，该方法是将天然气冷冻至-8°C (即将天然气露点降至_8°C )，一般要求集气站进入净化处理厂的天然气温度为-8 18°C，在-8 18°C范围内，集气站进入净化处理厂的天然气温度越低，净化处理厂所消耗的能量、成本越低；在该气田冬季生产中，进入集气站的天然气温度低于5°C是该气田生产工艺、规章制度所允许的，而且是该气田的常见现象。因此，苏36-13井应用本发明所述技术方案后，不仅不用甲醇和其他防冻剂就能够确保该井冬季正常生产，而且在加入抑冰剂液体后能够确保该井所产天然气不用加热升温就能在该井井场直接节流降压至4MPa，能够确保其以压力输送至苏6-1集气站时不生成水合物且能够越过该集气站内压缩机直接进入后续处理工序，因此能够避免该井在井场使用甲醇、在苏6-1集气站使用压缩机增压所产生的耗能、污染等缺陷。苏36-13井应用本发明所述技术方案开井生产后，实际检测表明该井用设置于井场地面阀组的专用油嘴按照日产气量3000m3/日控制生产时，套压14MPa，油压13. 5MPa, 在夜间气温为 _27°C的冬季低温环境中，天然气升至井口油管出口的温度为42 430C ；将井口出来的42 43°C天然气直接通过井场地面阀组油嘴节流降压至4MPa时节流油嘴、节流后管件阀门在1小时内就会堵死，无法正常生产；在向天然气中加入抑冰剂液体 50L/日后，再让天然气通过井场地面阀组油嘴节流降压至后的温度为6 6. 5°C，通过埋地不保温集输管线进入苏6-1集气站的温度为8 9°C，压力为3. 5 3. 7MPa。该生产试验结果表明苏36-13井应用本发明所述技术方案后，在全年最低气温环境中，该井井口、油管上部均没有出现任何堵塞现象；当采用不加抑冰剂液体50L/日节流降压方法试验时会很快冻堵节流油嘴、管件、阀门，需要向节流油嘴内加入抑冰剂液体或用热水加热才能解堵；而当采用先加抑冰剂液体50L/日后再节流降压的方法试验时，不仅井场管线管件、井场至集气站间埋地集输管线均没有出现任何堵塞现象，而且可使该井天然气不经过苏6-1集气站压缩机增压就能满足该集气站后续工序处理及外输至净化厂的要求，从而有效解决了该井自建成生产以来一直依靠甲醇维持气井生产、一直依靠苏6-1 集气站内压缩机增压外输的污染、耗能等缺陷。试验期间，该井累计节省甲醇6方，还节省了大量压缩机用天然气，经济效益和环保效益极其显著。实施例23重复实施例20、实施例22，其不同之处仅在于步骤3)中，为了利用大地热能减少天然气依靠自身温度在井场节流降压时所需的防冻剂用量先向天然气中加入防冻剂；然后再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，以便让天然气通过埋地集输管线从大地吸热升温。所述多次节流降压是指井场至集气站间埋地集输管线上任意2个以上位置的节流降压，可以是指利用专有节流元件(如节流法)进行的节流降压，也可以是指利用变径管、孔板、阀门等能够有效降低天然气压力的管件进行的节流降压。所述多次节流降压符合天然气生产要求和规定，能利用大地热能降低防冻剂用量，能利用大地热能让天然气在管线内的温度高于0°c且低于井场至集气站间集输管线埋地年平均低温或低于10°c。作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述多次节流降压的具体方案、节流方式、节流元件、节流参数、最大节流降压压力和温度、最小节流降压压力和温度、最佳节流降压压力和温度。以苏里格气田产气量IOOOm3/日新井应用本发明为例。由本领域公知知识可知苏里格气田属于低渗致密砂岩气藏，气层埋藏深度一般在3500米左右，气层根据渗透率高低分为I类、II类、III类气层，其中II类、III类气层的气井产气量较低，有的气井产气量不足IOOOm3/日。由本领域公知知识可知气井井底的天然气压力与气井产气量没有必然因果关系，而与气层埋深有必然因果关系。产气量不足IOOOm3/日的气井气层埋藏深度为3500米时，其气层原始压力仍为22MI^左右，因此苏里格气田产气量小于IOOOm3/日的气井口压力可达20MPa以上、井底温度可达110°C。由苏里格气田苏36-13井运行资料可知该井气层埋藏深度3500米，原始压力 20MPa，井底温度约110°C，现有产气量3000m3/日，套压14MPa，采用井下节流法生产，2009 年11月至3月累计发生堵塞5次，所堵位置主要集中在井口、井筒油管上部、井场地面管线管件；该井每次堵塞后，均采取向油管、地面管线内加200 400L甲醇的方法解堵。由本领域公知知识可知气井产气量越低，天然气升至井口的温度越低，因此苏里格气田低产新井同样存在高产井生产时所存在类似苏36-13井的种种问题。为了避免苏里格低产新井生产时使用甲醇、井下节流降压装置、在集气站用压缩机增压或在井场集气站节流降压前必须先给天然气加热等缺陷，该气田新井可以应用本发明，其技术方案为1)、在该气田新井建设过程中，先用现有方法将隔热油管放入套管中，然后再用现有方法让天然气通过隔热油管升至井口 ；所述隔热油管外径90mm，用外径48mm、内径34mm 油管和现有方法制成，内壁没有内涂层，外壁有厚度21mm、导热系数0. 4ff/m. K的玻璃钢保
温层ο2)、用现有方法让天然气通过隔热油管升至井口。3)、用现有方法在距离井场1米的井场至集气站间埋地集输管线上设置第1个油嘴，再在该管线上以1300m间距分别设置第2个、第3个、第4个油嘴。4)、先通过气井出口管线向天然气中加入抑冰剂液体，然后再让携有抑冰剂液体的天然气先通过埋地集输管线上第1个油嘴节流降压左右，让节流降压后天然气温度保持在0 9°C，以便能够从大地土层中吸热升温；然后再让携有抑冰剂液体的天然气通过埋地集输管线上第2个、第3个油嘴分别节流降压1. 5MPa,让节流降压后天然气温度保持在0 9°C，以便能够从大地土层中吸热升温；然后让携有抑冰剂液体的天然气通过埋地集输管线上最后1个油嘴节流降压至4MPa。所述抑冰剂液体为专利申请号2009101436712的 “一种洁净的天然气开采方法”文件中所述的任何可选择的抑冰剂液体。5)、将节流降压至4MPa天然气输送至该集气站，并在该集气站内通过旁通管线越过压缩机进入后续处理工序。由本领域公知知识计算可知产气量IOOOm3/日、井口压力22MPa、井底温度110°C 的苏里格低产气井应用本发明时，天然气升至井口的温度约40°C、20MPa ；将该40°C、20MPa 天然气在井场一次性节流降压至4MPa的温度为-16°C。由本领域公知知识进一步计算可知将该40°C、20MPa天然气在进入埋地集输管线1米处通过该管线设置的油嘴第一次节流降压至9MPa的温度为1. 5°C;让9MPa、l. 5°C的天然气在该管线内输送1300米时，其会从埋地土层中吸热升温至5. 5°C，将该9MPa、5. 5°C 的天然气通过该管线设置的油嘴第二次节流降压至7. 5MPa的温度为0. 50C ；让7. 5MPa、 0. 5°C的天然气在该埋管线内输送1300米时，其会从埋地土层中吸热升温至4. 5°C，将该 7. 5MPa、4. 5°C的天然气通过该管线设置的油嘴第三次节流降压至6. 5MPa的温度为1°C ；让 6. 5MPa、1。C的天然气在该管线内输送1300米时，其会从埋地土层中吸热升温至5。C，将该 6. 5MPa、5°C的天然气通过该管线设置的油嘴第四次节流降压至4MPa的温度为-3. 75°C。室内试验表明苏36-13井所产水样的冰点为-2V ；将50ml抑冰剂液体加入50ml 苏36-13井所产水样中的冰点为_16°C ；将5ml抑冰剂液体加入95ml苏36-13井所产水样中的冰点为_4°C ；将IOml抑冰剂液体加入90ml苏36-13井所产水样中的冰点为_6. 5°C。由此可知，井口温度40°C、井口压力20MPa天然气在井场一次节流降压至4MPa时的温度为_16°C，虽然仍然高于天然气管线所允许的最低运行温度，是天然气生产所允许的，但为了防止该_16°C、4MPa天然气在井场至集气站间管线内结冰、生成水合物，需要向该天然气中加入50%浓度的抑冰剂液体；而将井口温度40°C、井口压力20MPa天然气通过 3900米井场至集气站间埋地不保温管线四次节流降压至后的最低温度为-3. 75V，为了防止天然气在该温度下生成水合物和冰，需要向该天然气中加入5%浓度的抑冰剂液体。因此，该井应用本发明所述技术方案后，能够有效利用大地热能，大幅降低天然气节流降压所需的防冻剂用量，具有显著的经济效益。公开资料表明低温低于0°C会结冰，土壤结冰后导热系数急剧下降。由本领域公知知识可知井场至集气站间的埋地集输管线埋深均在冻层以下，年平均低温在9°C左右，当管线内的天然气温度低于管线埋地温度时能从大地吸收热量升温； 大地的热容无限；天然气从大地吸收的热量受制管线外大地土壤导热系数，管线外大地土壤结冰时导热系数会急剧下降；现有节流降压方法能够任意降低天然气压力值，用节流降压的方法能将携有防冻剂的天然气温度控制在0 9°C内。实施例M重复实施例20、实施例22、实施例23，其不同之处仅在于步骤3)中，为了利用大地热能减少天然气依靠自身温度在井场节流降压时所需的防冻剂用量，利用大地热能减少防冻剂用量也可以先通过井筒、井口、井场地面管线 (或管件)任一位置或任意2个以上位置向天然气(或天然气流)中加入防冻剂；然后再让携带防冻剂的天然气依靠自身温度在井场节流降压；然后再让在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，以便让天然气通过埋地集输管线从大地吸热升温。所述井场节流降压符合天然气生产要求和规定，能让节流降压后的天然气温度高于0°C且低于井场至集气站间集输管线埋地年平均地温或低于10°C。作为本领域普通技术
51人员，用现有方法能够确定所述井场节流降压的具体方案、节流次数(级数)、节流方式、节流元件、节流参数、最大节流降压压力和温度、最小节流降压压力和温度、最佳节流降压压力和温度。实施例25重复实施例1至实施例22，其不同之处仅在于步骤4)中，为了防止节流降压后的天然气在井场至集气站间集输管线内形成水合物、冰先通过井筒、井口、井场地面管线(或管件)、埋地集输管线(或管件)任一位置或任意2个以上位置向节流降压后的天然气中加入防冻剂，然后再将节流降压后的天然气输送至集气站。所述防冻剂符合天然气生产要求和规定，能确保天然气在井场至集气站间管线内无法形成水合物、冰；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述防冻剂的具体类别、组份、制成方法、最大用量、最小用量、最佳用量、有效用量，能够确定所述防冻剂的具体加入方法、加入设备、加入位置、最多加入位置数目、最少加入位置数目。由本领域公知知识可知国内气井井场至集气站间集输管线有的埋地有的在地面铺设，大部分埋地集输管线不保温(如靖边气田、苏11区块等气井)，其埋地温度往往低于天然气水合物生成临界温度；靖边气田、苏里格气田等位于沙漠中，其埋地管线经常因沙丘移动而裸露于地表，有时能让管线内的天然气温度低于o°c ；苏里格气田、靖边气田集气站进站天然气温度低于o°c是一种常见现象。由本领域公知知识可知在天然气生产中，普遍采取向天然气内加入防冻剂的方法防止井场至集气站间管线内生成水合物。以苏11-48-59井应用本发明为例。苏里格气田的运行资料表明该井属于苏里格气田苏11区块2号集气站现有生产井。该井采用夏、冬两种生产工艺，其冬季生产工艺可概括为来自气层的天然气先通过井下油管内设置的专用节流装置(如井下油嘴)节流降压至0. 5 0. 7MPa，然后再通过油管继续升至井口，然后再通过井口、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，然后进入集气站设置的压缩机内增加压力至3 5MPa，然后再进入后续集输工序并外输至净化厂。压缩机功率为500千瓦，用燃气带动。该井夏季生产工艺可概括为间隔1日向气井油管内加入甲醇，来自气层的天然气先通过井下油管内设置的专用节流装置(如井下油嘴)节流降压至左右，然后再通过油管携带甲醇继续升至井口，然后再通过井口、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，越过集气站内压缩机进入后续集输工序并外输至净化厂。为了解决该井夏季生产加甲醇、冬季生产用集气站压缩机增压及井下节流带来的种种问题，降低气井管理工作量，确保气井正常生产，该井于2010年11月 2011年2月应用本发明进行了生产试验，其技术方案为1)、先用井下作业的方法将苏11-48-59井井筒套管中已有的外径89mm油管和该油管内设置的井下油嘴取出；所述隔热油管外径99mm，用内径76mm、外径89mm油管和现有方法制成，内壁没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K的玻璃钢保温层。2)、再用井下作业的方法将隔热油管放入该井井筒7英寸套管中，然后用现有方
52法让该井井底天然气通过隔热油管升至井口。3)、然后让天然气依靠自身温度通过井场地面阀组设置的2. 2mm油嘴节流降压至 4MPa。4)、然后先通过井场地面管线向节流降压后的天然气中加入防冻剂，然后再将该天然气输送至集气站。该井应用本发明所述技术方案开井生产后，实际检测表明该井用设置于井场的 2. ail油嘴按照日产气量14400m3/日控制生产时，套压18MPa，油压15MPa，产水量0. 7吨/ 日，在夜间气温为-22 左右的冬季低温环境中，天然气升至井口油管出口的温度为 64 66°C，油管上部、井口(采气树)上的管线管件均没有出现任何堵塞现象；将该井64 66°C、压力15MPa天然气通过设置于井场地面阀组的2. 2m油嘴节流降压至4MPa的温度为 30 31°C，节流油嘴、管件均没有出现任何堵塞现象；当将30 31°C、4MPa的天然气通过苏11-48-59井至2号集气站间埋地不保温管线输送至2号集气站时在2 3小时内即在该管线内生成水合物并堵死管线，需要向该管线内一次性加入300L抑冰剂液体或600L甲醇才能解堵；当向该30 31°C、4MI^a的天然气中加入抑冰剂液体且加入量达到80L/日后， 该天然气通过苏11-48-59井至2号集气站间埋地不保温管线输送至2号集气站的温度为 8 9°C，压力为3. 7MPa，不会使该管线出现任何堵塞现象。由本领域公知知识计算可知压力15MPa的苏里格气田天然气水合物临界生成温度约19°C ；压力4MPa的苏里格气田天然气水合物临界生成温度约10. 7°C ；压力3. 7MPa的苏里格气田天然气水合物临界生成温度约10°C;因此3. 7MPa、8 9°C的天然气必然在该井井场至2号集气站间埋地管线内生成水合物。室内试验表明苏11-48-59井所产水的冰点为_2°C，将IOml抑冰剂液体加入 90ml苏11-48-59井所产水样中，该水样的冰点为_6. 5°C ；因此，抑冰剂液体能够有效降低该井水样冰点。该生产试验结果表明该井采用本发明所述技术方案后，不用井下节流油嘴、集气站压缩机和甲醇(或其他防冻剂)同样能够确保该井全年正常生产，能够确保该井天然气在井场依靠自身温度节流降压至生产所需压力，在向天然气中加入80L/日抑冰剂液体后利用现有不保温埋地集输管线能够将天然气顺利输送至2号集气站内，而且能使天然气进入集气站后越过压缩机直接进入集气站后续处理工序并满足外输要求；从而有效解决了该井自建成以来夏季生产使用甲醇、冬季生产使用集气站压缩机增压及在油管中使用井下油嘴节流降压所产生的污染、耗能等缺陷。试验期间，该井累计节省甲醇2. 3方，少产生甲醇有毒污水7方多，还节省了大量压缩机用天然气，经济效益和环保效益极其显著。实施例26重复实施例1至实施例对，其不同之处仅在于步骤4)中，为了防止节流降压后的天然气在井场至集气站间集输管线内生成水合物也可以用保温管线将节流降压后的天然气输送至集气站。所述保温管线能确保天然气在该管线内无法生成水合物、冰，满足气井生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述保温管线的具体保温形式、 类型、结构、几何尺寸、材质、使用寿命、制成工艺，能够确定所述保温管线保温层的导热系数、最大厚度、最小厚度、使用方法、使用寿命
由本领域公知知识可知有的气井(如苏10区块)井场至集气站间埋地管线用黄夹克聚氨酯保温层保温；井场至集气站间埋地管线用黄夹克聚氨酯保温层保温时，能够有效降低管线内天然气的温降和热损失。以苏里格气田苏10区块苏10-50-M井应用本发明为例。苏10区块采用井场加热节流生产工艺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加热升温至约70°C，然后进入井场地面集输阀组中利用专用油嘴一次性节流降压至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。为了解决苏10区块需要人工向井内油管加入甲醇、气井井口需要伴热保温、天然气在井场节流降压前必须先用加热炉加热升温所带来的种种生产问题，节省能耗和生产成本，降低气井管理工作量，确保气井正常生产，该区块于2008年12月 2009年2月在苏 10-50-54井应用本发明进行了生产试验。该井应用本发明进行生产试验的技术方案为首先用现有井下作业方法将该井套管内在用的普通油管从套管中取出；然后再用现有井下作业方法将隔热油管放入该井套管内，让天然气通过隔热油管升至井口 ；然后让井口出来的天然气利用旁通管线越过设置于井场的现有加热炉，依靠自身温度通过设置于井场地面的现有专用油嘴一次性(即一级) 节流降压至4MPa ；然后再用现有黄夹克聚氨酯泡沫保温层保温的埋地保温集输管线输送至集气站。所述隔热油管外径99mm，用外径89mm、内径76mm油管和现有方法制成，没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数为0. 4ff/m. K玻璃钢保温层。该井应用本发明所述技术方案开井生产后，实际检测表明该井用设置于井场地面阀组的专用油嘴按照日产气量MOOOm3/日控制生产时，套压20MPa，油压19. 4MPa，在夜间气温为 _27°C的冬季低温环境中，停止向井口油管内加入甲醇、停运井场加热炉、 停止用井场加热炉热水给井口(采气树)伴热保温，天然气升至井口油管出口的温度为 69 71°C ；让该井所产天然气通过旁通管线越过加热炉后直接在井场节流降压至4MPa，其节流降压后的温度为M 26°C，天然气进入集气站的温度为19 21°C ；试验期间该井自油管上部至集气站间的所有管线管件均没有出现堵塞现象。该生产试验结果表明该井采用本发明所述技术方案后，能够确保天然气依靠自身温度在井场节流降压至生产所需要的压力，能够利用现有黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层保温的井场至集气站间埋地管线将天然气顺利输送至集气站，有效解决了该井自建成生产以来一直依靠甲醇、井场加热炉加热以及热水伴热保温维持生产的难题；试验期间该井累计节省甲醇4方左右，少产生甲醇有毒污水52方，节省加热炉用天然气上万立方米，节省了大量加药费用和加热炉运行维护费用，还可节省下1台加热炉的固定投资费用，经济效益和环保效益极其显著。实施例27重复实施例沈，其不同之处仅在于进一步的，先用现有方法对井场至集气站间的不保温集输管线进行保温，然后用保温后管线将节流降压后的天然气输送至集气站。所述保温能确保节流降压后的天然气在所述保温后管线内无法生成水合物、冰， 满足气井生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述保温的具体方案、方法，能够确定所述保温后管线的具体保温形式、类型、结构、几何尺寸、材质、使用寿命、制成工艺，能够确定所述保温后管线保温层的导热系数、最大厚度、最小厚度、使用方法、使用寿命。由本领域公知知识可知苏里格气田、靖边气田除苏10区块外的现有井场至集气站间埋地管线普遍不保温，一般设计埋深1. 6米(冻层1. 5米)，相应埋地温度年均9°C，最低埋地地温5°C ；天然气进入现有井场至集气站间埋地不保温管线前的温度高于水合物临界生成温度时不会生成水合物，但通过该不保温埋地管线向大地散热降温至低于水合物临界生成温度时却能生成水合物。由本领域公知知识可知对井场至集气站间不保温埋地或地面集输管线进行黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层保温是油气田生产中常用的成熟方法。以苏11-48-59井应用本发明为例。苏里格气田的运行资料表明该井属于苏里格气田苏11区块2号集气站现有生产井。为了解决该井加甲醇带来的种种问题，降低气井管理工作量度，确保气井正常生产，该井于2010年11月 2011年2月应用本发明进行了生产试验，其技术方案为1)、先用井下作业的方法将苏11-48-59井井筒套管中已有的外径89mm油管和该油管内设置的井下油嘴取出；所述隔热油管外径99mm，用内径76mm、外径89mm油管和现有方法制成，内壁没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K的玻璃钢保温层。2)、再用井下作业的方法将隔热油管放入该井井筒7英寸套管中，然后用现有方法让该井井底天然气通过隔热油管升至井口。3)、然后让天然气依靠自身温度通过井场地面阀组设置的2. 2mm油嘴节流降压至 4MPa。4)、然后先通过井场地面管线向节流降压后的天然气中加入防冻剂，然后再将该天然气输送至集气站。该井应用本发明所述技术方案开井生产后，实际检测表明该井用设置于井场的 2. ail油嘴按照日产气量14400m3/日控制生产时，套压18MPa，油压15MPa，产水量0. 7吨/ 日，在夜间气温为-22 左右的冬季低温环境中，天然气升至井口油管出口的温度为 64 66°C，油管上部、井口(采气树)上的管线管件均没有出现任何堵塞现象；将该井64 66°C、压力15MPa天然气通过设置于井场地面阀组的2. 2m油嘴节流降压至4MPa的温度为 30 31°C，节流油嘴、管件均没有出现任何堵塞现象；当将30 31°C、4MPa的天然气通过苏11-48-59井至2号集气站间埋地不保温管线输送至2号集气站时在2 3小时内即在该管线内生成水合物并堵死管线，需要向该管线内一次性加入300L抑冰剂液体或600L甲醇才能解堵；当向该30 31°C、4MI^a的天然气中加入抑冰剂液体且加入量达到80L/日后， 该天然气通过苏11-48-59井至2号集气站间埋地不保温管线输送至2号集气站的温度为 8 9°C，压力为3. 7MPa，不会使该管线出现任何堵塞现象。由本领域公知知识计算可知压力4MPa的苏里格气田天然气水合物临界生成温度约10. 70C ；压力3. 7MPa的苏里格气田天然气水合物临界生成温度约10°C ；因此3. 7MPa、 8 9°C的天然气必然在该井井场至2号集气站间埋地管线内生成水合物。因此，苏11-48-59井应用本发明后，虽然不会在井筒、井口生成水合物，能够依靠自身温度在井场节流降压至生产所需压力，但却会在井场至2号集气站间埋地不保温管线内生成水合物。由本领域公知知识计算可知将在苏11-48-59井场节流降压至30 31°C、4MPa 的天然气用4000米黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层保温的埋地保温管线输送至2号集气站时的温度约20 22°C，远高于该井4MPa天然气的水合物生成临界温度。因此，为了防止苏11-48-59井在井场节流降压后的天然气在井场至集气站间埋地不保温集输管线内生成水合物，苏11-48-59井也可以进一步应用本发明，其具体技术方案为先用现有方法对该井井场至2号集气站间集输管线进行黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层保温处理，然后再用该保温后的管线将该井天然气输送至2号集气站。苏11-48-59井应用本发明所述技术方案的生产检测表明为了防止该井在井场节流降压后的天然气在井场至集气站间埋地不保温集输管线内生成水合物，每天要向天然气中加入80L/日抑冰剂液体；计算表明，该井应用本发明所述技术方案后的10年内需要抑冰剂液体总量累计292吨，按照该抑冰剂液体市场售价10000元/吨计算，需要的费用总额为292万元；进一步计算可知，管线保温属于一次性投入，黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层的有效应用寿命长达十余年，用黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层对该井现有4000米井场至集气站间埋地不保温集输管线进行保温改造的总费用不到100万元，不到该井十年内所用抑冰剂液体费用的35%。因此，苏11-48-59井进一步应用本发明所述技术方案，能够产生更大的经济效益，能够大幅降低天然气生产成本和费用。实施例28重复实施例1至实施例22、实施例25，其不同之处仅在于进一步地，步骤4)中，为了减少防冻剂用量并防止节流降压后的天然气在井场至集气站间集输管线内生成水合物先让节流降压后的天然气进入设置于井场的气-液分离器中，通过气-液分离器将天然气与液体分离，并用现有方法将分离出的液体进行后续处理；然后再向分离出的天然气中加入防冻剂，再将携有防冻剂的天然气输送至集气站。所述气-液分离器可以是1个或是2个以上，2个以上气-液分离器可以并联或/ 和串联。所述液体可以是液态水或液态烃与水组成的混合液体。所述气-液分离器能将天然气中50%以上的液体从天然气中分离出来，能满足天然气生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述气-液分离器的具体类型规格、制成方法、安装方法、使用方法、最多设置数量、最少设置数量，能够确定2台以上气-液分离器具体并联或串联安装方法、使用方法。由本领域公知知识可知在国内现有天然气井场节流降压生产方式中，均在井场采用加热一节流降压方法，均不在井场采用节流降压一气液分离的方法，均需要加热炉加热。由本领域公知知识可知用气-液分离器分离天然气中的液态水(游离水)、液态烃是天然气生产中常用的成熟技术。以苏11-48-59井应用本发明为例。苏里格气田的运行资料表明该井属于苏里格气田苏11区块2号集气站现有生产井。该井采用夏、冬两种生产工艺，其冬季生产工艺可概括为来自气层的天然气先通过井下油管内设置的专用节流装置(如井下油嘴)节流降压至0.5 0. 7MPa，然后再通过油管继续升至井口，然后再通过井口、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，然后进入集气站设置的压缩机内增加压力至3 5MPa，然后再进入后续集输工序。压缩机功率为500千瓦，用燃气带动。该井夏季生产工艺可概括为间隔1日向气井油管内加入甲醇，来自气层的天然气先通过井下油管内设置的专用节流装置(如井下油嘴)节流降压至左右，然后再通过油管携带甲醇继续升至井口，然后再通过井口、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。为了解决该井夏季生产加甲醇、冬季生产用集气站压缩机增压及井下节流带来的种种问题，降低气井管理工作量，确保气井正常生产，该井于2010年11月 2011年2月应用本发明进行了生产试验，其技术方案为1)、先用井下作业的方法将苏11-48-59井井筒套管中已有的外径89mm油管和该油管内设置的井下油嘴取出；所述隔热油管外径99mm，用内径76mm、外径89mm油管和现有方法制成，内壁没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K的玻璃钢保温层。2)、再用井下作业的方法将隔热油管放入该井井筒7英寸套管中，然后用现有方法让该井井底天然气通过隔热油管升至井口。3)、然后让天然气依靠自身温度通过井场地面阀组设置的2. 2mm油嘴节流降压至 4MPa。4)、然后先通过井场地面管线向节流降压后的天然气中加入防冻剂，然后再将该天然气输送至集气站。该井应用本发明所述技术方案开井生产后，实际检测表明该井用设置于井场的 2. ail油嘴按照日产气量14400m3/日控制生产时，套压18MPa，油压15MPa，产水量0. 7吨/ 日，在夜间气温为-22 左右的冬季低温环境中，天然气升至井口油管出口的温度为 64 66°C，油管上部、井口(采气树)上的管线管件均没有出现任何堵塞现象；将该井64 66°C、压力15MPa天然气通过设置于井场地面阀组的2. 2m油嘴节流降压至4MPa的温度为 30 31°C，节流油嘴、管件均没有出现任何堵塞现象；当将30 31°C、4MPa的天然气通过苏11-48-59井至2号集气站间埋地不保温管线输送至2号集气站时在2 3小时内即在该管线内生成水合物并堵死管线，需要向该管线内一次性加入300L抑冰剂液体或600L甲醇才能解堵；当向该30 31°C、4MI^a的天然气中加入抑冰剂液体且加入量达到80L/日后， 该天然气通过苏11-48-59井至2号集气站间埋地不保温管线输送至2号集气站的温度为 8 9°C，压力为3. 7MPa，不会使该管线出现任何堵塞现象。该生产试验结果表明该井采用本发明所述技术方案后，不用井下节流油嘴、集气站压缩机和甲醇(或其他防冻剂)同样能够确保该井全年正常生产，能够确保该井天然气在井场依靠自身温度节流降压至生产所需压力，在向天然气中加入80L/日抑冰剂液体后利用现有不保温埋地集输管线能够将天然气顺利输送至2号集气站内，而且能使天然气进入集气站后越过压缩机直接进入集气站后续处理工序并满足外输要求；从而有效解决了该井自建成以来夏季生产使用甲醇、冬季生产使用集气站压缩机增压及在油管中使用井下油嘴节流降压所产生的污染、耗能等缺陷。试验期间，该井累计节省甲醇2. 3方，少产生甲醇有毒污水7方多，还节省了大量压缩机用天然气，经济效益和环保效益极其显著。为了降低该井节流降压后的天然气利用现有埋地集输管线输送至2号集气站时的抑冰剂液体用量，该井于2010年12月应用本发明进行了防冻剂降量生产试验，其具体技术方案为在井场设置1台气-液分离器，先让节流降压后的天然气进气-液分离器中分离出游离水(液态水)，并将分离出的游离水运走进一步处理；然后向分离出的天然气中加入抑冰剂液体，再让携有抑冰剂液体的天然气进入现有井场至集气站埋地集输管线内输送至 2号集气站。所述气-液分离器为商品，最大外径1200mm，高度为2000mm，用8mm厚聚氨酯泡沫塑料保温层保温。该井应用本发明所述技术方案后的进一步生产试验检测表明节流降压后的天然气进入气-液分离器可分水0.5吨/日，再向该天然气中加入25L/日抑冰剂液体后即可让该天然气顺利通过现有井场至集气站埋地集输管线输送至2号集气站，且能够越过该集气站内压缩机直接进入后续处理工序并外输至净化厂。该生产试验结果表明该井采用本发明所述技术方案后，气-液分离器每天能分离出游离水和轻质油混合物0. 6吨/日，液态水0. 5吨/日，能够节省防冻剂68%以上；经济效益和环保效益极其显著。实施例29重复实施例26、实施例28，其不同之处仅在于先让节流降压后的天然气进入井场设置的气-液分离器中，通过气-液分离器将天然气与液体分离，并用现有方法将分离出的液体进行后续处理；然后将分离出的天然气用保温管线输送至集气站。所述保温管线能确保天然气在该管线内无法生成水合物、冰，满足气井生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述保温管线的具体保温形式、 类型、结构、几何尺寸、材质、使用方法、使用寿命、制成工艺，能够确定所述保温管线保温层的导热系数、最大厚度、最小厚度、使用方法、使用寿命。实施例30重复实施例27、实施例28，其不同之处仅在于先让节流降压后的天然气进入井场设置的气-液分离器中，通过气-液分离器将天然气与液体分离，并用现有方法将分离出的液体进行后续处理；然后将分离出的天然气用已进行保温的现有集输管线输送至集气站。所述已进行保温的现有集输管线能确保天然气在该管线内无法生成水合物、冰， 满足气井生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述已进行保温的现有集输管线的具体保温形式、类型、结构、几何尺寸、材质、使用寿命、制成工艺，能够确定所述已进行保温的现有集输管线保温层的导热系数、最大厚度、最小厚度、使用方法、使用寿命实施例31重复实施例28至实施例30，其不同之处仅在于进一步地，为了防止从天然气分离出来的液体在气-液分离器内及出液口结冰、 生成水合物将所述气-液分离器及出液口用现有保温方法保温，或用现有太阳能加热方
58法伴热保温。所述保温、太阳能伴热保温符合天然气生产要求和规定，能让分离出的液体不会在气-液分离器内及出液口结冰；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定保温、太阳能伴热保温的具体类别、方式、有效使用方法、具体保温材料、具体保温层厚度、具体保温方案。公开资料表明苏里格气田、靖边气田属于日照强烈，地形开阔的沙漠地区；现有太阳能热水器能够提供80°C热水，能够用于伴热保温。实施例32重复实施例28至实施例30，其不同之处仅在于为了防止从天然气分离出来的液体在气-液分离器内及出液口结冰、生成水合物也可以将所述气-液分离器用现有方法埋地或埋地保温。公开资料表明苏里格气田、靖边气田等冻层以下地温年均9 10°C。实施例33一种天然气生产方法，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。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，以降低天然气生产能耗。所述节流降压是指在集气站内任意位置、工序的节流降压；所述节流降压是指利用专用节流元件(如油嘴)完成的节流降压；所述节流降压是一级节流降压。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°C，能够用现有方法放入气井井筒套管中或油管中，满足气井生产要求和规定；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述隔热油管的具体类型、结构、几何尺寸、材质、使用寿命、制成工艺，能够确定所述隔热油管外壁(或外部)保温层的具体类型、结构、几何尺寸、材质、最大厚度、最小厚度、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管保温、绝热、隔热结构的具体形式、类型、几何尺寸、材质、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管放入气井井筒套管中或油管中的具体数量、长度 (或深度)、位置。所述保温管线能大幅降低天然气在井场至集气站间集输管线内的热损失，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°C ；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述保温管线的具体保温形式、类型、结构、几何尺寸、材质、使用方法、使用寿命、制成工艺，能够确定所述保温管线保温层的导热系数、最大厚度、最小厚度、使用方法、使用寿命。所述节流降压能降低天然气生产能耗和成本，能满足集气站的生产要求和规定， 能满足天然气处理净化厂对来自集气站的天然气的生产要求和规定，有利于天然气处理净化厂降低能耗和成本；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述节流降压的具体方案、方式、节流参数、节流元件，能够确定天然气经过所述集气站节流降压后的最高温度、最低温度、最佳温度、最高压力、最低压力、最佳压力。
由本领域公知知识可知在天然气集气站节流降压时，普遍在加热炉内或/和加热炉出口管线上节流降压，也有的在进分离器前的管线上节流降压；普遍用专用油嘴、针型阀、专用节流阀等专用节流元件节流降压，有的也用其他能够有效降低天然气压力的管件如变径管、孔板、闸阀等节流降压；普遍采用在加热炉内一次(一级)节流、在加热炉出口管线上二次(二级)节流的方法，有的也采用在加热炉出口管线上一次(一级)节流的方法; 有的气田(如普光气田)普遍采用在第一级加热炉前进行一级节流、第一级加热炉加热后进行二级节流、第二级加热炉再加热后进行三级节流的方法。由本领域公知知识可知苏里格气田、靖边气田、榆林气田、大牛地气田的天然气净化处理厂普遍采用丙烷深冷脱水方法降低天然气露点，该方法是将天然气冷却降温至_8°C脱水(即将天然气露点降至_8°C )，一般要求集气站进入净化处理厂的天然气温度为-8 18°C，在-8 18°C范围内，集气站进入净化处理厂的天然气温度越低，净化处理厂所消耗的能量、成本越低；在天然气冬季生产中，进入集气站的天然气温度低于0°C是生产工艺、规章制度所允许的，而且是一种常见现象。由本领域公知知识可知在现有集气站生产中，均采用加热一节流降压方法，在天然气节流降压前均先用加热炉加热天然气，如果天然气在节流降压前不先加热升温，会使天然气温度及天然气管线、管件、设备运行温度降至-20°C以下。以苏10-50-M井应用本发明为例。苏10-50-M井属于苏里格气田苏10区块现有生产井。该井的生产工艺可概括为该井天然气通过油管升至井口后，先进入设置于井场的加热炉内加热升温至65 70°C，然后再通过井场地面设置的专用油嘴一次性节流降压至左右，然后再用最大工作压力6. 4MPa、3200米长的黄夹克聚氨酯泡沫保温埋地集输管线输送至集气站。为了解决苏10-50-M井人工加甲醇和用井场加热炉热水给井口伴热保温带来的种种问题，降低气井管理工作量度，确保气井正常生产，该井于2008年12月 2009年2月应用本发明进行了生产试验，其技术方案为首先用现有井下作业方法将该井套管内在用的普通油管从套管中取出；然后再用现有井下作业方法将隔热油管放入该井套管内，让天然气通过隔热油管升至井口 ；然后让井口出来的天然气利用旁通管线越过设置于井场的现有加热炉，依靠自身温度通过设置于井场地面的现有专用油嘴一次性(即一级)节流降压至4MPa ；然后再用现有黄夹克聚氨酯泡沫保温层保温的埋地保温集输管线输送至集气站。 所述隔热油管外径99mm，用外径89mm、内径76mm油管和现有方法制成，没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数为0. 4ff/m. K玻璃钢保温层。该井应用本发明所述技术方案开井生产后，实际检测表明该井用设置于井场的油嘴按照日产气量M000 25000m3/日控制生产时，在夜间气温为- _27°C左右的冬季低温环境中，天然气升至井口油管出口的温度为69 71°C，油压19MPa，套压20MPa，停止向井口油管内加入甲醇、并停止用井场加热炉热水给井口(采气树)伴热保温后，在长达 80天的实验时间内该井油管上部、井口(采气树)上的管线管件均没有出现堵塞现象。由本领域公知知识计算可知按照该井现有3200米埋地集输管线为黄夹克聚氨酯泡沫保温层保温、设计埋地深度1. 6米(冻层1. 5米)的实测年平均温度为9°C、井场至集气站的集输距离为3200米计算，该井井口温度69 71°C、井口压力19MI^天然气从井场输送至集气站时的温度约为60 62°C，压力约ISMPa ；进一步计算可知，将温度60 62°C、 压力18MPa的天然气在集气站节流降压至4MPa的温度为17 18°C，仍高于压力为4MPa的天然气水合物生成临界温度10. 7。C。该井应用本发明所述技术方案后，天然气在进入集气站后的温度已经高达60 62°C，已经与该井天然气在井场节流降压前用加热炉加热后的温度相当，在集气站节流降压前已经不再需要加热炉加热升温，因此能够克服该井建成生产以来一直在井场依靠加热炉加热升温所产生的耗能等缺陷。由于该井井场至集气站间保温埋地管线压力等级不足以输送ISMPa的天然气.为了解决该井依靠井场加热炉加热后节流降压的耗能等缺陷，该井也可以按以下方案应用本发明，其具体技术方案为1)、用井下作业的方法将苏10-50-M井井筒套管中已有的外径89mm油管取出。2)、用井下作业的方法将隔热油管放入该井井筒套管中；所述隔热油管外径 99mm,用内径76mm、外径89mm油管和现有方法制成，内壁没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K的玻璃钢保温层。3)、将该井至集气站间埋地保温管线更换为耐压等级20MPa的保温埋地管线。4)、用现有方法让该井井底天然气通过隔热油管升至井口。5)、将天然气通过耐压等级20MPa的保温埋地管线输送至集气站。6)、让天然气通过旁通越过集气站内内设置的加热炉节流降压至4MPa，然后进入集气站后续处理工序。实施例34重复实施例33，其不同之处仅在于所述节流降压是指在设备内(如加热炉内)的节流降压；所述节流降压是指利用能够有效降低天然气压力的管件(如针型阀)完成的节流降压；所述节流降压是2级以上节流降压。实施例35重复实施例33，其不同之处仅在于 所述节流降压是指在集气站内任意管线、管件上的节流降压。实施例36重复实施例33至35，其不同之处仅在于步骤3)中，为了防止井口出来的天然气通过现有不保温管线输送至集气站时的温度太低先用现有方法对井场至集气站间埋地或地面集输管线进行保温，然后再用保温后管线将天然气输送至集气站。所述保温、保温后管线能大幅降低天然气在井场至集气站间集输管线内的热损失，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°C ；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述保温的具体方案、方法，能够确定所述保温后管线的具体保温形式、类型、结构、 几何尺寸、材质、使用方法、使用寿命、制成工艺，能够确定所述保温后管线保温层的导热系数、最大厚度、最小厚度、使用方法、使用寿命。由本领域公知知识计算可知对井场至集气站间不保温埋地或地面集输管线进行黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层保温是油气田生产中常用的成熟方法。以G48-4A井应用本发明为例。靖边气田的运行资料表明该井属于靖边气田南21集气站管辖的现有生产井，井深约3500米，井底天然气温度约110°C，井底压力约20MPa ；该井采用外径89mm、内径76mm 的普通油管生产，油管内无专门井下节流装置，用设置于集气站的专用油嘴节流降压、调整产气量；井场至集气站间不保温埋地集输管线长7000米，埋设1. 6米(冻层1. 5米)，埋地地温年均9°C，最低地温小于5°C ；该井采用的是用高压泵连续向井筒油管(或套管)内加入甲醇的方法保证生产，冬季生产时该井平均每天向井口油管(或套管)内加入甲醇400L/ 日，夏季生产时该井平均每天向井口油管(或套管)内加入甲醇200 300L/日；2008年7 月8日，实测该井套压16MPa，油压15.4MPa，日产气量20000m3/日，日产水1吨/日，井口温度13. 20C ；2008年12月19日，实测该井套压16MPa，油压14. 2MPa，日产气量20000m3/日， 日产水0.6吨/日，井口温度8°C。该井的生产工艺可概括为先用高压泵连续向井筒(油管或套管)内或地面管线内加入甲醇，让天然气携带甲醇通过井场至集气站间埋地不保温管线输送至南21集气站， 然后用南21集气站内设置的加热炉加热升温后节流降压至左右。由本领域公知知识计算可知压力15. 4MPa的靖边气田天然气水合物临界生成温度约19. 2°C，压力14. 2MPa的天然气水合物生成温度约18. 8°C。因此，该井在冬夏生产时的天然气井口温度均已低于水合物临界生成温度，必然形成水合物堵塞该井油管上部、井口。 因此，如果该井不用甲醇防止水合物，将无法正常生产。由本领域公知知识进一步计算可知该井井场至集气站间埋地不保温管线埋地地温年均9°C，天在夏季生产时井口温度为13.2°C，冬季生产时温度为8°C，因此该井天然气夏季进入南21集气站的温度必然低于13°C，冬季进入该站的温度必然低于9°C ；将压力 15. 4MPa、温度13°C的天然气在南21集气站不用加热炉加热，直接节流降压至4MPa的温度为-28°C，将压力14. 2MPa、温度9°C的天然气在南21集气站不用加热炉加热，直接节流降压至的温度为-29°C，均已经远远低于天然气管线所允许的运行温度；因此，该井冬夏进入南21集气站的天然气如果不在该站加热升温就直接节流降压至4MPa，将使该站天然气管线管件运行温度远低于其所允许的最低运行温度，是天然气生产制度、工艺所不允许的。为了解决该井在井场加甲醇、在集气站用加热炉加热带来的环保、耗能等问题，确保气井正常生产，该井于2009年1月 4月应用本发明进行了生产试验，其技术方案为1)、先用井下作业的方法将外径58mm的隔热油管放入G48-4A井井筒在用的内径为76mm的油管中；所述隔热油管外径58mm，用外径48mm、内径34mm的油管和现有方法制成，内壁没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K的玻璃钢保温层。2)、然后再用现有方法让天然气通过隔热油管升至井口。3)、让天然气通过井场设置的油嘴节流降压至4MPa。4)、通过井场地面管线向节流降压后的天然气中加入抑冰剂液体或甲醇，然后让携有抑冰剂液体或甲醇的天然气通过现有埋地不保温集输管线输送至南21集气站，并进一步在集气站内通过旁通管线越过站内设置的加热炉进入后续处理工序。公开资料表明用油管和现有方法能够制成外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K 玻璃钢保温层的隔热油管。
由本领域公知知识可知用现有方法在外径48mm、内径34mm的油管外壁均勻包裹 5mm厚玻璃钢保温层就能制成外径为58mm的隔热油管，其外径小于G48-4A井现用油管内径 18mm，可与该井现用油管形成宽度9mm的环形空间；井下作业是天然气生产的成熟技术，用该方法能够把外径58mm油管隔热油管放入G48-4A井井筒在用的内径为76mm的油管中，并与其形成宽度9mm的环形空间。由本领域公知知识计算可知按照该井日产气量2万标方/日、压力14MPa、隔热油管内径34mm计，天然气在隔热油管内的流速最大约1. 8米/秒，是天然气井生产工艺、规章制度所允许的。由本领域公知知识计算可知该井应用本发明所述技术方案生产时，按日产气量 20000m3/日计，天然气从该井底通过隔热油管上升至井口的温度可达到65°C以上，超过该井用普通油管生产时的实测井口温度51°C以上，已经远远高于该井套压15. 4MPa天然气的水合物生成临界温度，不可能在油管上部、井口生成水合物；进一步计算可知，将65°C、 15. 4MPa天然气在井场节流降压至4MPa的温度为，高于4MPa的水合物生成临界温度， 因此该井该天然气不可能在在井场节流降压时生成水合物。该井应用本发明所述技术方案开井生产后，实际检测表明该井用设置于井场阀组的专用油嘴按照日产气量20000m3/日控制生产时，套压16MPa，油压15MPa，在夜间气温为-20 -^TC左右的冬季低温环境中，天然气升至井口油管出口的温度为72 74°C ；在井场节流降压至后的温度为36 38°C ；进入南21集气站的温度为9 11°C，压力 3. 5MPa ；在试验期间内，当不通过井场地面管线向节流降压后的天然气中加入抑冰剂液体或甲醇时，现有井场至集气站间埋地不保温集输管线经常堵塞，需要在井场放空减压或一次性从井场向管线内加入300L抑冰剂液体或600L甲醇才能解堵；而当通过井场地面管线向节流降压后的天然气中加入50L抑冰剂液体或100L甲醇时，现有井场至集气站间埋地不保温集输管线不出现任何堵塞现象。该生产试验结果表明该井采用本发明所述技术方案后，在全年最低气温环境中， 该井不加甲醇，能够在井场依靠天然气自身温度节流降压至生产所需压力，能够保证该井生产正常；在加入50L抑冰剂液体或100L甲醇后能够确天然气正常输送至集气站，并在集气站内越过加热炉进入后续处理工序；有效解决了该井自建成生产以来一直依靠甲醇维持生产、依靠集气站加热炉加热后节流降压产生的污染、耗能缺陷。试验期间该井累计节省甲醇30多方，少产生甲醇有毒污水100多方，节省加热炉用天然气上万方，所用抑冰剂液体或甲醇费用降低75%以上，经济效益和环保效益极其显著。由本领域公知知识可知对井场至集气站间不保温埋地油气集输管线进行黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层保温是油气田生产中常用的成熟方法；苏里格气田苏10区块气井井场至集气站间埋地集输管线普遍应用5mm厚黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层保温；因此， 用现有方法能够将该井现有7000米井场至集气站间埋地不保温集输管线改造为用5mm厚黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层保温的管线。由本领域公知知识计算可知将该井应用本发明所述技术方案升至井口的72 74°C、15MPa天然气用7000米黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层保温的埋地保温管线输送至南 21集气站的温度约51 53°C，压力约14MPa，远高于14MPa的天然气水合物临界生成温度； 将51 53°C，压力14MPa天然气在南21集气站依靠自身温度直接节流降压至4MPa时的温度为14 16°C，高于4MPa天然气的水合物临界生成温度。因此，该井应用本发明时，也可以让天然气通过保温管线输送至集气站后节流降压，不会在节流降压时生成水合物，能够直接越过集气站内加热炉进入后续处理工序。其具体技术方案如下1)、先用井下作业的方法将外径58mm的隔热油管放入G48-4A井井筒在用的内径为76mm的油管中；所述隔热油管外径58mm，用外径48mm、内径34mm的油管和现有方法制成，内壁没有内涂层，外壁有厚度5mm、导热系数0. 4ff/m. K的玻璃钢保温层。2)、然后再用现有方法让天然气通过隔热油管升至井口。3)、先用现有方法对G48-4A井井场至南21集气站间的埋地不保温集输管线用5mm 厚黄夹克聚氨酯泡沫塑料保温层保温，然后再用该保温后管线将G48-4A井天然气输送至南21集气站。4)让天然气通过旁通管线越过南21集气站设置的加热炉进入后续处理工序。实施例37重复实施例33至36，其不同之处仅在于进一步地，步骤4)中，为了防止天然气在集气站节流降压时及节流降压后在集气站管线管件内生成水合物、冰先通过井筒、井口、井场地面管线(或管件)、井场至集气站间集输管线(或管件)、集气站内管线管件任一位置或任意2个以上位置向天然气中加入防冻剂，然后再让天然气在集气站依靠自身温度节流降压。所述防冻剂符合天然气生产要求和规定，能确保天然气在集气站节流降压时及节流降压后在集气站管线管件内无法形成水合物、冰；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述防冻剂的具体类别、组份、制成方法、最大用量、最小用量、最佳用量、有效用量，能够确定所述防冻剂的具体加入方法、加入设备、加入位置、最多加入位置数目、最少加入位置数目。由本领域公知知识和热力学计算可知在天然气生产中，不同气井的产气能力可能不一样，有的气井产气量高，有的气井产气量低。天然气从井底升至井口时的温度与产气量(或天然气在井筒内的流量)有关，同等条件下，产气量越小，天然气到达井口的温度越低；因此，产气量较低的气井，天然气通过本发明所述隔热油管升至井口的温度也较低，在集气站节流降压时以及在节流降压后的温度可能低于水合物临界生成温度，为此需要在节流降压前加入防冻剂防止水合物生成。由本领域公知知识可知在天然气生产中，经常采取向井筒或井口或井场地面管线(或管件)或埋地集输管线管件内加入防冻剂的方法，防止天然气在进入集气站前生成水合物、冰，也经常用加入防冻剂的方法融化集气站内管线管件中意外生成的水合物、冰。实施例38一种天然气生产方法，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。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0. 5 9°C后通过井场至集气站间埋地集输管线输送至集气站，以便让天然气通过埋地集输管线从大地吸收热量，防止
64天然气在集输管线内生成水合物。5)、让天然气进入集气站设置的气-液分离器中，通过气-液分离器将天然气与液体分离，并用现有方法将分离出的液体进行后续处理。6)、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0. 5 9°C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，以便让天然气通过埋地站间管线从大地吸收热量，防止天然气在站间管线内生成水合物。7)、让进入天然气净化处理厂的天然气节流降压降温至_8°C以上，再进入后续集输工序或环节。所述节流降压可以是1级或2级以上节流降压。所述节流降压可以是指利用专有节流元件(如节流法)进行的节流降压，也可以是指利用变径管、孔板、阀门等能够有效降低天然气压力的管件进行的节流降压。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0.5°C ；作为本领域普通技术人员，通过现有方法能够确定所述隔热油管的具体类型、结构、几何尺寸、材质、使用寿命、制成工艺，能够确定所述隔热油管外壁(或外部)保温层的具体类型、结构、几何尺寸、 材质、最大厚度、最小厚度、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管保温、绝热、隔热结构的具体形式、类型、几何尺寸、材质、导热系数、制成工艺，能够确定所述隔热油管放入气井井筒套管中或油管中的具体数量、长度(或深度)、位置。所述防冻剂符合天然气生产要求和规定，能确保天然气依靠自身温度、地热和防冻剂无法形成水合物、冰；作为本领域普通技术人员，用现有方法能够确定所述防冻剂的具体类别、组份、制成方法、最大用量、最小用量、最佳用量、有效用量，能够确定所述防冻剂的具体加入方法、加入设备、加入位置、最多加入位置数目、最少加入位置数目。公开资料和本领域公知知识表明靖边气田、苏里格气田、大牛地气田的集气站至净化厂站间管线均不保温，均埋于冻层以下(1. 6米以下)，埋地年平均气温9°C，长度一般为 5000 300000 米。公开资料表明低温低于0°C会结冰，土壤结冰后导热系数急剧下降。由本领域公知知识可知进入净化厂的集气站天然气温度低于0°C是天然气生产工艺、规章制度所允许的；苏里格气田、靖边气田、榆林气田、大牛地气田的天然气净化处理厂普遍采用丙烷深冷脱水方法降低天然气露点，一般要求集气站进入净化处理厂的天然气温度为-8 18°C，在该范围内集气站进入净化处理厂的天然气温度越低，净化处理厂所消耗的能源、成本越低；当集气站进入净化处理厂的天然气温度达到_8°C时，或者当集气站进入净化厂的天然气压力较高、在净化厂能够通过节流降压降温至_8°C时，不用丙烷深冷脱水方法也能够确保天然气露点降至_8°C。实施例39重复实施例38，其不同之处仅在于进一步，步骤6)中，为了防止天然气在集气站至净化厂站间管线内生成水合物 先向分离出的天然气中加入防冻剂；然后再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0. 5 9°C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， 以便让天然气通过埋地站间管线从大地吸收热量，防止天然气在站间管线内生成水合物。
显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无法对所有的实施方式予以穷举。凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。
权利要求
1.一种天然气生产方法，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°C。
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°C。
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，其特征在于在步骤幻之前，先向天然气中加入防冻剂。
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二次节流降压是一级或2级以上节流降压。
14.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°C且低于井场至集气站间集输管线埋地年平均地温或低于10°c。
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°C，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°C ；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°C且低于井场至集气站间集输管线埋地年平均低温或低于10°C。
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。
22.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或对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°C ；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°C。
29.根据权利要求27或观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、观或四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；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0.5 9°C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1 ；6)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0.5 9°C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°C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0. 5°C。
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0.5 9°C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1 ；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0.5 9°C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。
全文摘要
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。
文档编号E21B43/24GK102444396SQ20121000126
公开日2012年5月9日 申请日期2012年1月4日 优先权日2012年1月4日
发明者李向东 申请人:李向东