吳奇霖

摘 要：番禺35-2氣田是我國南海深水天然氣田，在投產過程中，當天然氣經過水下井口油嘴進行節(jié)流時，會產生較大的溫降，存在水合物生成風險。針對如何防治投產過程中井口水合物的問題，以A1H井為對象，采用統(tǒng)計熱力學模型計算了水合物生成溫度、壓力條件；以OLGA7.1軟件為基礎，建立了投產過程仿真模型；分析了投產過程中井口油嘴出口處的壓力、溫度變化規(guī)律，以及在投產的不同階段水合物的生成風險。針對投產初期存在的水合生成問題，提出了綜合采用甲醇、乙二醇作為抑制劑進行水合物防控的方案，并確定了水合物抑制劑的注入濃度和注入速率。

關 鍵 詞：深水氣田；投產；井口；節(jié)流；水合物

中圖分類號：TE 8 文獻標識碼： A 文章編號： 1671-0460（2016）04-0746-03

Abstract： Panyu 35-2 gas field is a deep-sea gas filed located in SouthChina Sea. There are large pressure differences across the choke at wellhead during the commission. As a result， great temperature drop is caused， which may induce the natural gas hydrate formation. In order to control the hydrate formation， taking the A1H well as an example， and the pressure and temperature conditions of hydrate formation were calculated； furthermore， the OLGA 7.1 software was adopted to build a simulation model for the commission process， and the pressure and temperature curves at the outlet of choke were obtained. The hydrate formation risk was analyzed by comparing the hydrate formation conditions and the outlet parameters. Finally， a hydrate control method was put forward.

Key words： Deep-sea natural gas filed； Commission；Well head； Choke； Hydrate

番禺35-2氣田是我國南海的重要天然氣田，位于南海珠江口盆地白云凹陷北坡，距香港東南約260 km，控制天然氣（干氣）地質儲量7.79×108 m3。番禺35-2氣田屬于南海深水天然氣田，所在海域水深為236～338 m，底層海水溫度為9.5～11.6 ℃。

番禺35-2氣田在生產過程中，井口壓力介于22～26 MPa之間，而海上生產平臺的設計操作壓力僅為12 MPa。為了保證海上生產平臺的安全運行，需要在井口對天然氣進行節(jié)流。受天然氣焦耳-湯姆遜效應的影響，在天然氣的節(jié)流過程中，隨著天然氣壓力的降低，天然氣的溫度會隨之急劇下降。特別是在投產過程中，油嘴后方海管內的壓力較低，油嘴前后存在的巨大壓差可能會使節(jié)流以后的天然氣溫度下降至-15 ℃以下。天然氣在這樣的高壓、低溫條件下，很容易在油嘴處形成水合物，甚至堵塞油嘴，影響氣田的正常生產[1，2]。

因此，如何有效的進行水合物防治是番禺35-2氣田在投產過程中所面臨的關鍵問題。針對這一問題，本文結合番禺35-2氣田的實際情況，以A1H為具體研究對象，首先分析了A1H井天然氣的水合物生產條件，然后采用OLGA軟件建立了井口投產節(jié)流過程動態(tài)模擬模型，研究了投產過程中天然氣經過油嘴節(jié)流以后的壓力、溫度變化規(guī)律；通過將水合物生成條件與油嘴后的壓力、溫度進行對比，分析了節(jié)流過程中的水合物生成情況，提出了相應的水合物防控方案，為保證番禺35-2氣田的正常生產提供了理論和技術支撐。

1 水合物生成條件分析

天然氣管道內生成水合物的必要條件是適當的壓力和溫度，以及出現自由水。目前，在預測天然氣的水合物生成條件時，常用的方法有圖解法、經驗公式法、相平衡方法和統(tǒng)計熱力學方法。其中統(tǒng)計熱力學方法具有較好的理論基礎，對于含酸性和非烴類組分較少的天然氣具有較高的適用精度[3-6]。本文以Calsep PVTSIM 19.0軟件中內嵌的PR78方程和統(tǒng)計熱力學模型為基礎，計算了番禺35-2氣田A1H井的天然氣的水合物生成條件。天然氣的組分如表1所示，計算得到的天然氣水合物生成溫度、壓力曲線如圖1所示。

由圖1可知，在壓力為5～25 MPa的范圍內，天然氣水合物的生成溫度為14.1～23.2 ℃。番禺35-21氣田底層海水溫度為9.5～11.6 ℃，遠低于水合物的形成溫度。

2 井口投產節(jié)流過程動態(tài)模擬

為了模擬投產過程中天然氣幾個A1H井口油嘴節(jié)流后的溫度、壓力變化情況，采用OLGA軟件建立了井口油嘴節(jié)流過程動態(tài)模擬模型，模型示意圖如圖2所示。其中井筒深度為4 571 m，內徑為63 mm，井底壓力為33.2 MPa，溫度為154.1℃；油嘴的閥桿總行程為34.9 mm；油嘴下游管道規(guī)格為φ168.3 mm×12.7 mm。配產的天然氣量為19.3×104 m3/d，凝析油量為6.3 m3/d，水量為6.7 m3/d。在投產過程中，為了避免油嘴前后壓差過大，造成節(jié)流后天然氣的溫度太低而損壞管道和設備，預先在海底管道中充入了壓力為6 MPa的干燥氮氣。

為了模擬投產過程中油嘴前后溫度、壓力的變化，在OLGA 7.1軟件中設定模型的入口為壓力、溫度邊界條件，出口為流量邊界條件，計算結果如圖3所示。

圖3和圖4表明，在投產過程中，油嘴后的溫度先降低，后升高，而油嘴后的壓力隨著投產時間的增長而逐漸升高。特別是在投產初期，因油嘴前后壓差較大，節(jié)流后的最低溫度可達到-28 ℃，遠低于對應壓力下天然氣水合物的生成溫度；當投產92 min以后，油嘴出口溫度達到了25 ℃，高于了水合物的形成溫度；當投產200 min以后，生產已經達到了穩(wěn)定狀態(tài)，井筒、油嘴和海底管道中已經形成了較為穩(wěn)定的溫度場，油嘴下游溫度將維持在62 ℃左右，油嘴節(jié)流過程中不會形成水合物。因此，在初始投產階段，有必要研究水合物的防治方案；當投產92 min以后，油嘴中將不再存在穩(wěn)定的形成水合物的條件。

3 投產過程的水合物防治方案

目前，在防治天然氣的水合物時，常用的方法是注入水合物抑制劑。其中，乙二醇因具有毒性低、揮發(fā)性差的特點而得到了廣泛的應用。但是乙二醇溶液的凝固點降低（當水溶液中的乙二醇質量濃度為30%時，凝固點為-14.1 ℃），在初始投產過程中容易發(fā)生凍堵，因此番禺35-2氣田中不能全程采用乙二醇作為水合物抑制劑[3，6]。相比于乙二醇，甲醇溶液雖然具有較大的毒性，但是凝固點較低，正好彌補了乙二醇溶液的不足。所以，綜合采用了甲醇和乙二醇溶液相結合的水合物防治方案。

此時，如何確定水合物抑制劑的注入量是首先需要解決的問題。首先根據水合物生成溫度與節(jié)流后最低溫度差，采用式（1）計算有效抑制水合物生成的抑制劑濃度[7]：

考慮到甲醇注入到介質中后，不僅會與水混合，還會與凝析油混合，因此可采用式（2）計算抑制的注入量：

上方法，計算得到為了抑制水合物的生成，甲醇在富液中的濃度應達到69%以上，乙二醇在富液中的濃度應達到29%以上。若貧液中甲醇的濃度為100%，則甲醇抑制劑的注入量為366 kg/h；若貧液中乙二醇的濃度為80%，則乙二醇的注入量為67 kg/h。

在實際注入過程中，為了降低具有毒性的甲醇對生產的影響，當油嘴節(jié)流后的溫度高于乙二醇富液的凝點2 ℃時，即可將注入甲醇切換為注入乙二醇。根據圖3，當投產開始以后32 min時，油嘴后的溫度可達到-12 ℃，而質量濃度為30%的乙二醇溶液的凝點為-14.1℃，此時可以將注入的甲醇切換為乙二醇，從而達到既有效防治水合水合物生成，又安全環(huán)保的目的。

4 結 論

（1） 采用OLGA 7.1軟件建立番禺35-2氣田A1H井投產過程仿真模型，計算了不同投產時間下井口油嘴下游的溫度、壓力變化規(guī)律，發(fā)現在投產初期油嘴下游溫度低于水合物形成溫度，存在水合物生成風險。

（2）根據天然氣的組成，計算了水合物的形成溫度。根據投產過程中的溫度與水合物形成溫度之間的差值、油氣水的產量，計算了采用甲醇、乙二醇作為水合物抑制劑的注入濃度和注入量。

（3）針對低溫下乙二醇溶液容易凝固的問題，提出了投產初期采用注入甲醇，當溫度高于乙二醇溶液的凝點后再切換為注入乙二醇的水合物抑制劑注入方案。

參考文獻：

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