康成瑞

(中國(guó)石化江蘇油田分公司油氣開發(fā)管理部，江蘇 揚(yáng)州 225006)

天然氣采輸過(guò)程中水合物防治技術(shù)研究應(yīng)用

康成瑞

(中國(guó)石化江蘇油田分公司油氣開發(fā)管理部，江蘇 揚(yáng)州 225006)

江蘇油田氣田進(jìn)入有水開發(fā)階段，部分氣井在井筒、井口及地面流程設(shè)備等處出現(xiàn)天然氣水合物凍堵的現(xiàn)象，嚴(yán)重影響氣井的正常生產(chǎn)。針對(duì)此問題，以肖8井和鹽城1-2井為樣本，綜合天然氣組分、壓力場(chǎng)和溫度場(chǎng)、產(chǎn)水量、產(chǎn)出水礦化度等靜態(tài)因素以及氣流速度、溫降速率、壓力降幅等動(dòng)態(tài)因素，對(duì)天然氣水合物形成進(jìn)行了研究；通過(guò)對(duì)比評(píng)價(jià)，篩選出最優(yōu)的水合物抑制劑；采用配套工藝系統(tǒng)，有效地抑制了氣井水合物的形成，解決了水合物凍堵影響氣井生產(chǎn)的難題，對(duì)氣井保護(hù)性開采及提高采收率起到了重要作用。

天然氣 水合物 開采 集輸 堵塞 抑制劑 配套工藝

江蘇油田朱家墩、肖劉莊及永安等氣田先后有8口氣井投入生產(chǎn)。氣井進(jìn)入有水開發(fā)階段，在井筒、井口及地面設(shè)備處頻繁出現(xiàn)天然氣水合物凍堵的現(xiàn)象。全年發(fā)生井筒堵塞6井次，流程設(shè)備堵塞8次。受工藝流程及技術(shù)限制，井筒解堵采取關(guān)井自然解堵，20℃環(huán)境溫度下，一般需要20天左右，嚴(yán)重影響開井時(shí)率，同時(shí)單次解堵影響氣井產(chǎn)量近24×104m3。地面解堵采取放空解堵，放空時(shí)間需1 h左右，放空氣量近5 000 m3。

對(duì)于放空解堵無(wú)效井，采取關(guān)閉生產(chǎn)閥門及進(jìn)站閥門，放空兩端流程內(nèi)氣體。由于在高壓條件下頻繁開關(guān)，閥門易受損，更換耗資巨大。為了有效解決氣井水合物堵塞的問題[1]，開展了氣井水合物防治技術(shù)研究。

1 天然氣水合物形成影響因素研究

1.1 天然氣水合物影響因素靜態(tài)研究

以肖8井和鹽城1-2井開發(fā)現(xiàn)狀為基礎(chǔ)，分別進(jìn)行了不同天然氣組分、不同壓力場(chǎng)和不同溫度場(chǎng)、不同產(chǎn)水量、不同產(chǎn)出水礦化度等影響因素研究[2]。

1.1.1 壓力場(chǎng)(溫度場(chǎng))的影響

(1)從井筒壓深、溫深曲線與天然氣水合物生成相平衡壓力與溫度分析得出，肖8井在靜止?fàn)顟B(tài)下環(huán)境溫度低于16 ℃時(shí)，井筒近井位置及進(jìn)站流程極易形成水合物(見圖1、圖2)，這與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際相符。

(2)鹽城1-2井在井筒溫度低于20 ℃時(shí)，井筒近井位置極易生產(chǎn)水合物(見圖3、圖4)，與現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)實(shí)際相符。

圖1 肖8井壓深、溫深曲線

圖2 肖8井水合物生成相平衡壓力與溫度關(guān)系曲線

圖3 鹽城1-2井壓深、溫深曲線

圖4 鹽城1-2井水合物生成相平衡壓力與溫度關(guān)系曲線

1.1.2 天然氣組分的影響

為了研究不同天然氣組分對(duì)水合物生成的影響，在原氣樣的基礎(chǔ)上，復(fù)配了四種不同甲烷含量(70%、80%、90%、97%)的天然氣，其水合物生成的相平衡壓力與溫度關(guān)系見圖5。

表明甲烷含量越高水合物生成溫度越低，或生成壓力越高。

1.1.3 產(chǎn)水量及礦化度的影響

(1)研究表明，在目前地層水礦化度下(肖8井14 257.84 mg/L、鹽城1-2井15 076.22 mg/L)，水合物靜態(tài)生成條件不受產(chǎn)水量的影響，但是產(chǎn)水量增加，會(huì)在一定程度上升高流體溫度，有利于水合物防治(見圖6)。

圖5 氣藏天然氣及復(fù)配氣水合物生成相平衡壓力與溫度關(guān)系曲線

圖6 不同產(chǎn)水量生成水合物相平衡壓力與溫度關(guān)系曲線

圖7 不同礦化度生成水合物相平衡壓力與溫度關(guān)系曲線

(2)在一定產(chǎn)水量下(肖8井0.16 m3/d、鹽城1-2井15.27 m3/d)，水合物生成溫度隨著礦化度的升高而降低。同時(shí)，礦化度高的地層水較難生成水合物，礦化度低的地層水容易生成水合物(見圖7)。

1.2 天然氣水合物堵塞動(dòng)態(tài)規(guī)律研究

模擬現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)(不同的氣流速度、溫降速率、壓力降幅)，使研究結(jié)果更符合生產(chǎn)實(shí)際。

1.2.1 氣流速度的影響

隨著氣流速度的升高，水合物堵塞時(shí)的溫度隨之降低，即更不容易生成水合物(見表1、表2)。對(duì)比靜態(tài)數(shù)據(jù)，動(dòng)態(tài)堵塞溫度點(diǎn)要比靜態(tài)點(diǎn)低，這是因?yàn)樯倭克衔镌诟咚贇饬飨卤粠ё撸灰拙奂?、堵塞?/p>

1.2.2 降溫速率的影響

從表3、表4中可以看出，降溫速率越大，水合物堵塞所需時(shí)間越短，堵塞時(shí)溫度越低，這是由于降溫速率太大，水合物來(lái)不及生成聚集、堵塞。

表1 肖8井不同流速對(duì)應(yīng)的不同產(chǎn)氣量

表2 鹽城1-2井不同流速對(duì)應(yīng)的不同產(chǎn)氣量

表3 肖8井不同降溫速率下水合物堵塞溫度

表4 鹽城1-2井不同降溫速率下水合物堵塞溫度

1.2.3 壓力降幅的影響

表5和表6顯示，壓力降幅越大，降壓前后溫差越大。肖8井壓力降幅控制在3 MPa以內(nèi)，鹽城1-2井二級(jí)節(jié)流壓力降幅控制在2.7 MPa以內(nèi)。

表5 不同壓力降幅下肖8井水合物堵塞溫度

表6 不同壓力降幅下鹽城1-2井水合物堵塞溫度

2 水合物抑制劑評(píng)價(jià)篩選

現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的熱力學(xué)水合物抑制劑大部分為甲醇和甘醇類，因江蘇油田采油一廠各氣田工藝現(xiàn)狀，無(wú)法對(duì)甲醇和甘醇類抑制劑回收處理，為此，研究了適合氣田特點(diǎn)的新型動(dòng)力學(xué)抑制劑[4]。

(1)不同濃度抑制劑抑制效果評(píng)價(jià)篩選。

(2)過(guò)冷度對(duì)抑制劑的影響

針對(duì)肖8井和鹽城1-2井，利用2.0%的1#抑制劑，研究在不同過(guò)冷度下的抑制效果。圖9中，特定壓力下，過(guò)冷度越大，抑制劑對(duì)水合物生成的抑制時(shí)間越短，抑制效果越差。

(3)溫度對(duì)抑制劑的影響。

將1#抑制劑配制2.0%的溶液加溫到150℃后冷卻至室溫，測(cè)試抑制時(shí)間。從圖10中可以看出：肖8井及鹽城1-2井升溫前后抑制劑效果幾乎沒有變化，因此推定，1#抑制劑加入井筒后，在井底高溫下，其抑制效果不會(huì)改變。

圖8 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的抑制劑抑制時(shí)間對(duì)比

圖9 2.0%的1#抑制劑在不同過(guò)冷度下的抑制時(shí)間

圖10 1#抑制劑升溫前后抑制時(shí)間對(duì)比

(4)礦化度對(duì)抑制劑的影響。

從圖11中可以看出：礦化度的高低不影響1#抑制劑抑制時(shí)間與過(guò)冷度關(guān)系。

(5)凝析油對(duì)抑制劑影響。

從圖12中可以看出，加入凝析油后抑制劑抑制時(shí)間有微小增加，變化很小。

圖11 不同礦化度下抑制劑抑制效果對(duì)比

圖12 凝析油加入前后抑制時(shí)間對(duì)比

(6)與泡排劑配伍性。

機(jī)構(gòu)知識(shí)庫(kù)（Institutional Repository）又稱機(jī)構(gòu)信息庫(kù)、成果數(shù)據(jù)庫(kù)、機(jī)構(gòu)知識(shí)庫(kù)、機(jī)構(gòu)典藏庫(kù)，是收集、存放某個(gè)或多個(gè)學(xué)術(shù)機(jī)構(gòu)創(chuàng)造產(chǎn)出的，可供機(jī)構(gòu)內(nèi)外用戶共享的學(xué)術(shù)文獻(xiàn)數(shù)據(jù)庫(kù)[1]。高校機(jī)構(gòu)庫(kù)不僅可以用來(lái)收集、整理、保存本校的科研以及學(xué)術(shù)成果，也可以給本校師生提供資源共享和學(xué)術(shù)交流的平臺(tái)，便于展示本機(jī)構(gòu)的科研實(shí)力，促進(jìn)學(xué)術(shù)信息交流和資源共享[2]。

由圖13中看出，加入泡排劑對(duì)1#水合物抑制劑的抑制效果沒有影響。

圖13 鹽城1-2井加泡排劑前后抑制劑抑制時(shí)間的數(shù)據(jù)變化

通過(guò)綜合性能評(píng)價(jià)分析，評(píng)價(jià)篩選出適合肖8井和鹽城1-2井的動(dòng)力學(xué)抑制劑為質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.0%的1#抑制劑(即UT4-6型)。

3 水合物防治配套工藝技術(shù)

3.1 抑制劑地面加注工藝配套

采用撬裝式抑制劑加注工藝系統(tǒng)，系統(tǒng)由汽油發(fā)動(dòng)機(jī)、高壓往復(fù)泵兩大部分組成。汽油發(fā)動(dòng)機(jī)為高壓往復(fù)泵提供動(dòng)力。高壓往復(fù)泵包括三柱塞泵、溢流閥、止回泄壓閥、高壓軟管等。

撬裝式加注工藝系統(tǒng)特點(diǎn)：

(1)采用汽油發(fā)動(dòng)機(jī)解決了氣井井口動(dòng)力源；

(2)系統(tǒng)自備配液罐，保障了注入藥劑的質(zhì)量；

(3)工作壓力高、流量大、安全可靠；

(4)體積輕巧，操作簡(jiǎn)單，工作強(qiáng)度輕。

3.2 水合物抑制劑投加參數(shù)確定

(1)抑制劑加注方案：①加注方式：從套管注入。②加注時(shí)機(jī)：肖劉莊氣田井口無(wú)加熱裝置，開井前套管注入抑制劑。在鹽城氣田，開井，可從泡排套管加注；關(guān)井，則采取油管灌入后關(guān)井。

(2)加藥量?jī)?yōu)化：利用抑制劑在不同條件下的使用濃度優(yōu)化結(jié)果，可求出抑制劑用量[3](見表7)：

VF=QL×ξF

式中：VF為抑制劑用量，kg；QL為井底積液量，kg；ξF為加藥濃度，%。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果分析

肖劉莊氣田投加水合物抑制劑，共進(jìn)行了4個(gè)階段現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，工藝成功率達(dá)100%(見表8)，井筒無(wú)凍堵現(xiàn)象，有效期達(dá)15天。

表7 各氣田水合物動(dòng)力學(xué)抑制劑加注表

表8 肖劉莊氣田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)

取得的經(jīng)濟(jì)效益：年減少放空氣量2.5×104m3；年減少關(guān)井天數(shù)45 d，年累計(jì)增產(chǎn)氣量157.5×104m3。按天然氣銷售價(jià)格1.1元/m3計(jì)算，年增銷售額176萬(wàn)元。抑制劑試驗(yàn)及設(shè)備研發(fā)投入40萬(wàn)元，年藥劑使用費(fèi)用為37.2萬(wàn)元，合計(jì)77.2萬(wàn)元。投入產(chǎn)出比為：1：2.3。

5 結(jié)論

(1)通過(guò)開展水合物防治技術(shù)研究與應(yīng)用，有效地解決了氣井天然氣水合物凍堵問題。

(2)研發(fā)的井口撬裝式加注裝置，有效解決了現(xiàn)場(chǎng)無(wú)動(dòng)力源、氣井井口高壓注入等問題，降低了施工成本，施工安全性得到有效保障。

(3)評(píng)價(jià)篩選的1#水合物抑制劑，適應(yīng)氣藏高溫、高壓、產(chǎn)出液凝析油含量高的特點(diǎn)。且無(wú)需后續(xù)回收裝置，安全環(huán)保，滿足現(xiàn)場(chǎng)工藝流程及生產(chǎn)需要。

[1] 楊川東.采氣工程[M〗.北京：石油工業(yè)出版社，1997.

[2] 邱奎.天然氣水合物的預(yù)測(cè)與防治措施[J〗.重慶石油高等?？茖W(xué)校學(xué)報(bào)，2001，3(4):17-18.

[3] 李長(zhǎng)俊,楊宇.天然氣水合物形成條件預(yù)測(cè)及防止技術(shù)[J〗.管道技術(shù)與設(shè)備，2002，10(1):8-10.

[4] 周厚安,蔡紹中,唐永帆.天然氣水合物新型抑制劑及水合物應(yīng)用技術(shù)研究進(jìn)展[J〗.天然氣與石油，2006，45(6)：15-19.

Technologyofhydratepreventioninproductionandtransportationofnaturalgas

KANG Chengrui

(OilandGasDevelopmentManagementDepartmentofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC，Yangzhou225009,China)

As gasfields of Jiangsu Oilfield entered the waterthrough development period, the frozen plugging phenomena of nature gas hydrate occurred at wellhole, wellhead and ground process equipment of some gas wells, which seriously influenced the gas well production. Aiming at the problem, taking Xiao8 well and Yancheng1-2 well as examples ,the static factors such as gas composition, pressure field and temperature field, water production, and the salinity of the produced water, etc., and dynamic factors of gas flow rate, temperature and pressure reduction rate, etc. were combined to carry out the study of nature gas hydrate formation. Based on the comparative evaluation, the best hydrate inhibitor was found. With the use of corresponding technology, the formation of hydrate in gas well was effectively inhibited. The technology can play an important role in protective production and improving recovery rate of gas wells.

natural gas; hydrate; production; blocking; inhibitor; supporting technology

TE327

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.04.017

2017-08-03；改回日期2017-11-14。

康成瑞(1976—)，高級(jí)工程師，現(xiàn)從事采油工程生產(chǎn)與技術(shù)管理，E-mail：kangcr.jsyt@sinopec.com。

攻關(guān)項(xiàng)目：中國(guó)石化江蘇油田分公司(JS09028)。

(編輯 韓 楓)