孫靖虎 唐宏 李朝曾 葛曉波 趙紅寧 鐘華國

（1.長慶油田分公司第六采氣廠；2.中國石油運輸有限公司長慶運輸公司）

長慶氣田蘇里格南區(qū)地處鄂爾多斯盆地陜北及內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市境內(nèi)，冬季環(huán)境溫度較低，晝夜溫差大。因部分氣井壓力高，導(dǎo)致形成水合物溫度高。當(dāng)管線運行溫度低于水合物形成溫度時，逐漸形成水合物，造成管線堵塞甚至凍堵。國內(nèi)外在水合物防治方面做過大量研究與試驗，一般通過氣井加注水合物抑制劑或者井口節(jié)流加熱等方式來抑制水合物的形成。但部分高壓集氣模式氣井，由于產(chǎn)水量大、采氣管線過長、所處地勢起伏大，故在冬季運行期間頻繁凍堵。采用水合物抑制劑等方法，成本高，所耗人力物力大，且無法確保氣井連續(xù)正常生產(chǎn)。通過計算節(jié)流后水合物生成的溫度在小于實際溫度時，得出控制節(jié)流后的最小壓力，從而通過調(diào)節(jié)井口針閥控制壓力，保證管線溫度在水合物形成溫度之上，進而確保氣井穩(wěn)定連續(xù)生產(chǎn)。

1 高壓氣井生產(chǎn)運行現(xiàn)狀

1.1 集氣模式

采用單根管線進站，站內(nèi)加熱、節(jié)流、分離、外輸[1-3]，高壓集氣工藝流程如圖1 所示。

1.2 存在問題

目前蘇里格氣田南區(qū)高壓下古氣井整體運行平穩(wěn)，但部分氣井在生產(chǎn)運行上存在一些問題：產(chǎn)水量大，單井管線長，造成管線易積液；單井管線所處地勢起伏大，造成管線低洼處易積液；投產(chǎn)時，氣體雜質(zhì)較多，部分滯留在管線內(nèi)，造成管線摩阻增加，導(dǎo)致氣井運行不正常。

綜合分析：井口壓力高，產(chǎn)水量大，單井管線長；同時所處的地勢起伏較大，造成管線溫度降較大，使得管線輸氣過程中易形成水合物[4-10]，影響氣井正常生產(chǎn)。

圖1 高壓集氣工藝流程

2 兩級節(jié)流技術(shù)

2.1 應(yīng)用思路

根據(jù)蘇里格氣田南區(qū)高壓氣井現(xiàn)狀分析，現(xiàn)有工藝能改變的就是管線運行壓力，通過控制井口節(jié)流針閥開度來合理降低管線運行壓力。高壓模式系統(tǒng)壓力為5.0 MPa，井口壓力最低可控在系統(tǒng)壓力之內(nèi)，以保持氣井能根據(jù)配產(chǎn)穩(wěn)定生產(chǎn)，并使得壓力降與溫度降處在最優(yōu)的平衡點，從而形成井口、站內(nèi)的“兩級節(jié)流”。

2.2 理論分析

氣井在運行過程中，主要是確保不形成水合物，再對水合物形成條件進行分析，形成相應(yīng)的理論基礎(chǔ)。

根據(jù)波諾馬列夫法對天然氣水合物生成溫度進行計算，可得

當(dāng)T＞273.1 K 時，根據(jù)節(jié)流過程中溫度與壓力的關(guān)系，可得

在實施過程中，需要確保節(jié)流后水合物生成的溫度T≤T2，將式（2） 帶入式（1），可得最小節(jié)流后壓力為

式中：P為壓力，MPa；B、K為參數(shù)因子；T為溫度，K；T1為節(jié)流前水合物生成的溫度，℃；T2為節(jié)流后水合物生成的溫度，℃；P1為節(jié)流前壓力，MPa；P2為節(jié)流后壓力，MPa。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 理論計算

根據(jù)實際情況，選定4 口氣井進行兩級節(jié)流試驗。通過上述公式（1）～（3），對節(jié)流后的壓力進行計算。理論計算節(jié)流后壓力數(shù)據(jù)見表1。

3.2 效果分析

根據(jù)實際情況，對選定4 口氣井進行井口操作，控制氣井管線運行壓力。經(jīng)過1 個月運行，氣井能夠正常穩(wěn)定生產(chǎn)。試驗前后數(shù)據(jù)對比參數(shù)見表2。

XX-1 氣井井口壓力從17.68 MPa 下降到10.35 MPa，井口氣流溫度由46 ℃降至27 ℃。

3.2.1 產(chǎn)氣量趨于穩(wěn)定

試驗前生產(chǎn)不穩(wěn)定，管線凍堵頻繁；試驗后產(chǎn)量趨于穩(wěn)定，可按照配產(chǎn)連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)，有效提高氣井產(chǎn)量，試驗前、后產(chǎn)量變化見圖2、圖3。

表1 理論計算節(jié)流后壓力數(shù)據(jù)

表2 試驗前后數(shù)據(jù)對比

圖2 試驗前產(chǎn)量變化

圖3 試驗后產(chǎn)量變化

3.2.2 進站壓力趨于平穩(wěn)

試驗前進站壓力變化幅度大，試驗后進站壓力趨于穩(wěn)定，從壓力驗證該試驗有效性，試驗前、后進站壓力變化如圖4、圖5 所示。

圖4 試驗前進站壓力變化

圖5 試驗后進站壓力變化

3.2.3 井口油壓趨于穩(wěn)定

通過對氣井井口油壓進行連續(xù)觀察發(fā)現(xiàn)，試驗前井口壓力波動頻率很大；試驗后每天井口油壓由節(jié)流前的大幅度波動趨于一個相對平穩(wěn)的狀態(tài)，試驗前、后油壓變化如圖6、圖7 所示。

圖6 試驗前油壓變化

圖7 試驗后油壓變化

3.2.4 進站溫度平穩(wěn)

通過對進站溫度監(jiān)測發(fā)現(xiàn)，氣井試驗前后進站溫度基本一致，進站溫度集中在3～4 ℃，說明氣體在輸送過程中整體的溫降基本一致，試驗前、后進站溫度變化如圖8、圖9 所示。

圖8 試驗前進站溫度變化

圖9 試驗后進站溫度變化

3.2.5 凍堵頻次

試驗前12 月份，XX-1 氣井地面管線發(fā)生凍堵21 次；試驗后1 月份，僅堵井1 次，該氣井正常生產(chǎn)，有效降低氣井管線凍堵。

3.2.6 甲醇注入量

試驗前，X 氣井日注醇量為2 600 L 。采取兩級節(jié)流技術(shù)后，該氣井1 月份日注醇量逐漸開始下降（連續(xù)監(jiān)測15 天），日注入量約為2 300 L，大大降低了甲醇消耗。

3.3 整體實施效果

通過對4 口試驗氣井凍堵次數(shù)、日均注醇量對比來看，兩級節(jié)流技術(shù)現(xiàn)場試驗效果明顯，能夠降低管線壓力，防止氣井凍堵，確保氣井正常生產(chǎn)，試驗氣井日均注醇量見圖10、試驗氣井井堵次數(shù)見圖11 所示。

圖10 試驗氣井日均注醇量

圖11 試驗氣井井堵次數(shù)

4 結(jié)論及建議

1）通過兩級節(jié)流技術(shù)在蘇里格氣田南區(qū)高壓氣井的應(yīng)用效果分析，確定該技術(shù)可降低氣井管線壓力，降低水合物形成溫度，確保氣井正常生產(chǎn)。

2）兩級節(jié)流技術(shù)可以降低甲醇使用量和氣井堵頻次，提高開井時率。

3）通過理論分析，確定節(jié)流后壓力與油壓的關(guān)系，保證了節(jié)流降壓與降溫最優(yōu)參數(shù)關(guān)系。

4）從經(jīng)濟效益方面來看，應(yīng)用兩級節(jié)流技術(shù)可大大減小人力、物力的消耗，降低注醇量，減少部分經(jīng)濟投入。