大牛地氣田增壓后直井合理注醇量研究

摘 要：甲醇是大牛地氣田用于防治水合物的主要抑制劑，在氣田增壓后，氣井生產(chǎn)規(guī)律發(fā)生變化，甲醇加注制度需要重新調(diào)整優(yōu)化。本文以氣田直井為研究對象，結(jié)合氣田實際情況對水合物生成的影響因素進(jìn)行分析，以油壓、產(chǎn)水量及開采層位作為依據(jù)對氣井類型進(jìn)行劃分，通過Pipesim軟件對各分類氣井在不同的管線進(jìn)站溫度下的合理注醇量進(jìn)行了預(yù)測，制定了增壓后直井的合理注醇制度，通過實踐證明效果良好。

關(guān)鍵詞：大牛地氣田；增壓集輸；水合物防治；Pipesim；合理注醇量

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2016.09.027

1 概況

大牛地氣田從2003年開發(fā)至今已10余年，目前年產(chǎn)天然氣40億方。氣田前期開發(fā)主要以直井為主，截至目前擁有直井970余口，平均油壓4.09MPa，平均套壓5.47Mpa，日產(chǎn)氣量達(dá)到500×104m3，占?xì)馓锶债a(chǎn)氣量的二分之一。氣田地處陜蒙交界，自然環(huán)境惡劣，冬季最低氣溫可達(dá)-30℃以下。井筒和地面管線易造成水合物堵塞，嚴(yán)重影響氣井的正常生產(chǎn)。為了保證氣井的正常生產(chǎn)，加注甲醇進(jìn)行水合物防治。氣田于2013年11月底進(jìn)行集中增壓，由于不同氣井的生產(chǎn)規(guī)律發(fā)生變化，甲醇預(yù)防制度也需要相應(yīng)進(jìn)行調(diào)整。為了摸清不同氣井的合理注醇量，本文依據(jù)水合物生成的影響因素對氣井進(jìn)行分類并利用Pipesim軟件對水合物的生成進(jìn)行預(yù)測，為氣井的合理注醇量提供理論依據(jù)，制定了大牛地氣田在增壓后直井生產(chǎn)的合理注醇制度，取得了良好的效果。

2 水合物生成影響因素分析

天然氣水合物是在一定溫度和壓力下某些烴組分與液態(tài)水形成的冰雪狀物質(zhì)，密度為0.88g/cm3～0.9g/cm3，在溫度低于35℃時都有可能形成。高壓、低溫、液態(tài)水以及結(jié)晶核的存在是水合物形成的必要條件。此外，天然氣組分、地層水礦化度等內(nèi)因以及壓力波動、流向轉(zhuǎn)變等外因無不對水合物的形成起著舉足輕重的作用。本文著力從以下幾個方面進(jìn)行分析，以確立各因素的對水合物形成的影響程度。

2.1 溫度和壓力

溫度和壓力是水合物形成的外因。波諾馬列夫通過大量的實驗數(shù)據(jù)得到水合物生產(chǎn)條件計算公式[1]，通過換化可得到以下公式：

當(dāng)T>0℃時： （1）

當(dāng)T<0℃時： （2）

式中：P—壓力，MPa；T—溫度，℃

B1，B2—與天然氣密度有關(guān)的系數(shù)，如表2-1所示。

由某一相對密度為0.64的天然氣的水合物溫度—壓力平衡相圖（圖2-1）可知，在溫度大于0℃時，壓力的變化對水合物的形成起著決定性作用，而當(dāng)溫度小于0℃時，溫度的變化對水合物的形成起著決定性作用。

2.2 產(chǎn)水量

天然氣水合物的生成是氣體溶解于水相并生成水合物晶體的過程[1]。因此，自由水是形成水合物的首要條件，在水汽含量及壓力不變的情況下，溫度低于水露點時，便會凝結(jié)出水。自由水的存在為水合物晶簇的形成提供了基礎(chǔ)。

2.3 天然氣組分

水合物對于氣體分子的大小具有選擇性，太大的氣體組分（正丁烷以上烴類）或太小的氣體組分（如氫、氦等）都不能形成水合物[2]。不同組分的水合物生成熱力學(xué)條件不同，在相同溫度下，隨著壓力的升高，水合物形成的次序為硫化氫→異丁烷→丙烷→乙烷→二氧化碳→甲烷→氮氣。氣田各層位天然氣組分中，甲烷含量多大于85%，甲烷含量越高，越不利于水合物的形成。由于水分子其實是很松散的，天然氣組分在水中的溶解性反映出水合物形成的難易程度。當(dāng)天然氣中含有CO2和H2S等酸性氣體時，將提高水合物形成溫度和降低水合物生成壓力，H2S的影響更為顯著。酸性氣體比碳?xì)浠衔锔仔纬伤?/p>

2.4 礦化度

地層水中均有一定的礦化度，各種離子的存在降低了天然氣各組分在水中的溶解度。同時，離子在水溶液中產(chǎn)生離子效應(yīng)，破壞電離平衡，改變水合離子的平衡常數(shù)，從而抑制了水合物的生成[3]。隨著氯化鈉含量濃度的增加，相同溫度下水合物生成所需要的壓力越高。但在壓力小于15MPa的條件下，氯化鈉濃度為0%和4%時，水合物生成壓力幾無變化。大牛地氣田各主采層位礦化度最高的是山1層，平均為66511mg/L，平均礦化度最低的層位盒3層為13942mg/L，在影響水合物生成的尺寸上，兩者相差微小。因此，礦化度的高低在大牛地目前的生產(chǎn)條件下對水合物生成的影響甚微。

另外，壓力的波動、流速的突變以及流向的改變對于水合物的形成也具有重要影響，但由于這些因素的不可控制性，無法定量分析其對水合物生成的影響。

3 合理注醇量研究

3.1 氣井分類

大牛地目前直井總數(shù)多，管理難度大。氣井的合理分類管理將在極大程度上提高工作效率，保證冬季生產(chǎn)平穩(wěn)進(jìn)行。

綜合前文各因素對水合物生成的影響分析，結(jié)合不同開采層位的組分含量的特點（表3-1），將6個主采層位劃分為H3、H2、H1+S2、S1+T1四個類型。最終依據(jù)油壓、產(chǎn)水量、開采層位三個因素，利用Pipesim軟件對各類氣井在不同管線溫度下的注醇量進(jìn)行模擬預(yù)測。

3.2 Pipesim模擬注醇量

甲醇的冰點為-97℃，目前是大牛地氣田應(yīng)用最為廣泛的熱力學(xué)抑制劑。甲醇能降低水的活度系數(shù)，改變水分子與氣體分子的熱力學(xué)平衡條件，從而改變水溶液和水合物的化學(xué)勢，使得水合物分解曲線移向較低溫度或較高壓力一邊[4]，從而達(dá)到抑制水合物形成的目的。

由前文所列波諾馬列夫公式可知，水合物形成的壓力對數(shù)（lgP）與溫度（t）呈線性關(guān)系。前人研究表明[5]，不同甲醇含量的水合物生成曲線lgP～t相互平行。在Pipesim軟件中，在醇水比分別為10%、30%、50%條件下對水合物生成曲線進(jìn)行模擬，可發(fā)現(xiàn)水合物生成曲線形狀不變，曲線隨醇水比例的升高向低溫區(qū)平行移動（圖3-1）。

3.3 模擬注醇量結(jié)果

依據(jù)Pipesim軟件，在軟件中輸入相應(yīng)參數(shù)，不斷調(diào)整醇?xì)獗葏?shù)進(jìn)行模擬，最終確立了各分類的合理注醇建議表。通過對比可知，甲醇加注量隨油壓的升高而升高，但是增加的幅度逐漸變緩；相同壓力溫度條件下，為防止水合物的形成，H3層注醇量最高，S1+T2層注醇量最低。如圖3-2所示（模擬條件：產(chǎn)氣量6000m3/d，產(chǎn)水量1m3/d，采氣管線終端溫度：0℃）。

3.4 停醇溫度的確定

由波諾馬列夫公式可知，水合物形成僅與壓力、溫度、天然氣組分（相對密度）有關(guān)。因此，確定了該三個參數(shù)，水合物生成曲線就固定了。在管線溫度不大于井口溫度的情況下，天然氣由地層進(jìn)入油管再通過采氣管線進(jìn)入到集氣站的過程中，溫度和壓力逐漸降低，在進(jìn)站處（即水套爐井口處）溫度最低。只要保證進(jìn)站壓力條件下的溫度高于水合物生成溫度，不管采氣管線的長短，都不會有水合物生成。在圖3-3中，進(jìn)站處對應(yīng)的壓力投射到水合物生成曲線，所對應(yīng)的溫度即為停醇溫度。依照此原則，利用Pipesim軟件得到了各種類型氣井的停醇溫度（見表3-2）。值得強調(diào)的是，停醇溫度指的采氣管線末端的溫度，而非大氣溫度。

由表3-2可知，在進(jìn)站溫度達(dá)到15℃的時候，絕大數(shù)氣井可以停醇。在產(chǎn)水量相同的條件下，隨著油壓的升高，模擬停醇溫度也逐漸升高。而在相同油壓條件下，停醇溫度隨產(chǎn)水量的變化并不明顯。由此可知，氣井壓力是決定停醇溫度的關(guān)鍵因素。

3.5 運用效果評價

2014年初在采氣管理一區(qū)開始采用該指導(dǎo)表指導(dǎo)甲醇的加注，于4月底率先在六個采氣管理區(qū)中實現(xiàn)“零注醇”。累積使用甲醇1605m3，與去年同期2437m3相比，減少832m3，下降34.14%。全年污水含醇率7.77%，較前一年的13.67%下降了5.9%，大幅降低了下游污水處理壓力。節(jié)約甲醇的同時，并未影響氣井的正常穩(wěn)定生產(chǎn)，氣井的生產(chǎn)時率為96.8%，與去年的97.1%基本持平。

4 結(jié)論和認(rèn)識

通過對水合物生成因素的分析，結(jié)合目前大牛地氣田的生產(chǎn)情況，對氣井合理分類后利用Pipesim進(jìn)行了合理注醇量預(yù)測，制定了甲醇加注制度，通過一年的試用與總結(jié)。主要取得了以下認(rèn)識：

（1）影響水合物生成的因素諸多，高壓、低溫和液態(tài)水的存在是水合物形成的必要條件。天然氣組分、地層水礦化度等為內(nèi)因，壓力波動、流向轉(zhuǎn)變等為外因。結(jié)合氣田目前實際生產(chǎn)情況，溫度、壓力、氣體組分、產(chǎn)水量對水合物的生成起著決定性作用。

（2）甲醇加注量隨油壓的升高而升高，但是增加的幅度逐漸變緩；相同壓力溫度條件下，為防止水合物的形成，H3層注醇量最高，S1+T2層注醇量最低。

（3）在進(jìn)站溫度達(dá)到15℃的時候，絕大數(shù)氣井可以停醇。在產(chǎn)水量相同的條件下，隨著油壓的升高，模擬停醇溫度也逐漸升高。而在相同油壓條件下，停醇溫度隨產(chǎn)水量的變化并不明顯。可見，氣井壓力是決定停醇溫度的關(guān)鍵因素。

（4）通過應(yīng)用，本文制定的甲醇加注指導(dǎo)表，能有效指導(dǎo)大牛地氣田增壓后直井的甲醇加注。采氣管理一區(qū)2014年一季度使用該指導(dǎo)表后，在維持氣井正常生產(chǎn)的情況下，于4月底率先在實現(xiàn)“零注醇”，同期甲醇節(jié)約率為34.14%，污水含醇率下降了5.9個百分點。

參考文獻(xiàn)：

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作者簡介：李文彬（1988-），云南大理人，本科，主要從事天然氣開采工作。