蘇C區塊井間串接模式下注醇量合理優化研究及應用

2017-11-30 11:41:01賈立環戴金宏

石油化工應用 2017年11期

韓煒，王力，賈立環，戴金宏，張杰，張翔

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710018）

韓煒1，2，王力2，賈立環2，戴金宏2，張杰2，張翔2

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710018）

從天然氣水合物生成條件預測及抑制劑注入量計算原理入手，根據目前蘇C氣田集中注醇工藝現狀，合理優化注醇量，使氣井注醇量更加科學合理，不但減少了井堵頻次，還避免了甲醇浪費，從而達到節約降耗的目的。同時編制了計算軟件HydratePro，簡化計算過程，方便員工使用，可以為蘇C氣田氣井的合理注醇量提供參考依據。

天然氣水合物；預測；合理注醇量

蘇里格氣田經過多年的現場實驗和理論研究，形成了“井下節流，井口不加熱、不注醇，中低壓集氣，帶液計量，井間串接，常溫分離，二級增壓，集中處理”的中低壓集氣模式，經過近幾年的生產運行，證明了這套集氣模式是先進可靠的，具有安全、經濟、實用的特點，保證了蘇里格氣田的正常開發。

但隨著氣田開發的進一步深入，特別是產能規模的不斷擴大，產建新井逐年增多，管網布置由前期的“單井進站”集輸模式向“樹枝狀井間串接”轉變，既施工靈活、適應性較強，又有效降低管線投資。目前蘇里格東區共敷設采氣干管206條/1 175.915 km，采氣管線1 308條/1 876.295 km，其中單井進站主要存在于下古集氣站，共有77條，其余36條均采取串接模式。

在冬季運行中，環境溫度低，下古天然氣集輸管線系統運行壓力高（6 MPa～20 MPa），極易形成水合物造成管線凍堵，下古集氣站主要采用站內注醇泵集中加注甲醇抑制管線中水合物的生成，由于管網結構的改變，由一泵一井轉變為一泵多井，另外在井間串接模式下，地面管網攜液狀態不穩定，井筒及管線中經常出現斷塞流，甲醇注入量憑以往經驗加大注入，這樣不僅造成了不必要的浪費，增加了采氣成本，而且又不能確定是否能夠完全預防管道堵塞。本文通過對水合物生成條件預測及抑制劑加注量的研究，結合水合物生成預測及抑制軟件HydratePro指導現場注醇泵運行，根據單量制度摸排產液規律，及時計算調整注醇量，使注醇量更加科學合理，既減少了管線凍堵頻次，同時大大降低甲醇用量，切實達到降本增效的目的[1，2]。

1 水合物生成條件預測

目前水合物生成預測的方法有很多，包括經驗公式法、圖解法、平衡常數法以及熱力學模型法。其中經驗公式法是通過對實驗數據的回歸得出一系列的關聯式，其中代表性的有Makogon公式、Kobayashi公式以及Motiee公式等。圖解法包括比重法和Baillie-Wichert法，該方法能夠快速直觀地展現水合物生成溫度-壓力條件，不過由于其準確度較差，因此該方法僅適用于水合物生成條件的粗略估算。平衡常數法是基于水合物生成的氣固相平衡理論而建立的，該方法通過Mann等提出的統計熱力學法計算各組分氣固平衡常數，準確性很高。熱力學模型法是以Van der Waals-Platteeuw氣體等溫吸附模型為基礎，通過計算水合物相平衡體系中水在水合物相（H相）與富水相（W相）中的化學位，完成水合物生成溫度壓力的預測，包括Parrish-Prausnitz模型、Du-Guo模型以及后來中國石油大學陳光進教授提出的Chen_Guo模型。通過對比分析，最終采用Baillie_Wichert方法進行水合物生成條件的預測。

Baillie_Wichert方法是由Baillie C和Wichert E于1987年建立的，該方法基于密度法的思考，但相對于密度法復雜的多。除了天然氣的密度，本方法還考慮了H2S和C3H8含量對水合物生成條件的影響，其中C3H8對于生成溫度的影響是關于壓力和H2S濃度的函數。另外，在前面提到的所有查閱圖表的方法中，只有它適用于酸性天然氣。該方法同時也是氣體加工工程數據手冊（GPSA Engineering Data Book）所推薦使用的，準確度非常高。

使用Baillie_Wichert圖預測水合物的生成溫度時，首先根據氣體的組分求出密度Δ，然后查圖1的右下圖依據氣體中H2S的摩爾濃度（百分比），先確定水合物生成溫度的基準值T1，然后查圖1的左上圖依據氣體中H2S的摩爾濃度（百分比）、C3H8的摩爾濃度（百分比）以及氣體的壓力確定水合物生成溫度的修正值T2（可正可負），因此最終生成溫度T=T1+T2，在本項目應用過程中，通過對圖1進行差值分析，得到一系列的擬合公式，使得可以通過計算機直接計算水合物生成溫度壓力關系，避免了人為查圖所造成的誤差，提高了計算的精度和速度。

由上述步驟可知，使用Baillie_Wichert圖進行預測時，僅僅需要已知天然氣的密度，氣體組分中H2S的摩爾濃度（百分比）和C3H8的摩爾濃度（百分比）就可以得出水合物的生成條件。

2 抑制劑注入量計算

圖1 Baillie_Wichert圖水合物生成預測

通過水合物生成條件的預測，確定甲醇的注入時機即為應盡可能在水合物生成之前給管線中注入甲醇水合物抑制劑，使得甲醇與管線中的氣液相均勻地接觸，保證管線中的氣相和水溶液被抑制劑飽和，從而獲得較好的效果。但加注量是亟需解決的關鍵問題，注入到管線中的甲醇總量M可以分為三個部分：一部分進入到水相中M1，一部分揮發到天然氣中M2，還有一部分進入到凝析油相中M3，但只有水相中的甲醇才能起到抑制水合物生成的作用。因此甲醇抑制劑的注入量不僅要計算水中抑制劑的注入量，還應考慮甲醇在氣相和凝析液相中的損失量。

M1可以通過John Caroll公式求解，而損失到天然氣和凝析油相中的M2、M3則可以通過查閱GPSA氣體加工工程數據處理手冊圖得到。

2.1 水相中抑制劑的加注量

對于天然氣中抑制劑注入量的計算，John-Caroll提出以下公式：

式中：ΔT-水合物抑制劑的抑制需求，℃；x-水溶液中抑制劑的質量分數；Mw-管線中游離水的質量；H-抑制劑的特性常數，H的取值（見表1）。

表1 John Caroll公式抑制劑特性參數表

使用該公式計算溫降與水溶液中抑制劑的濃度關系時，對于甲醇和乙醇，水中抑制劑的質量分數不超過85%，對于乙二醇、二甘醇和三甘醇，質量分數不超過50%。

2.2 抑制劑的損失量

一般而言，損失到氣相和凝析液相中的甲醇量是非常小的，占總甲醇注入量的5%左右。可以使用GPSA所推薦的方法計算甲醇的損失量（M2和M3）。本文在計算過程中，將下圖中的數據進行插值計算得出在給定條件下甲醇在氣相、凝析液相中的損失量，減小了人為查圖造成的誤差，便于計算機處理（見圖2、圖3）。

3 現場實施及效果評價

基于前面的理論研究，為了簡化繁瑣的計算過程，方便現場人員使用，采用C++編程語言，開發了水合物生成預測及抑制軟件HydratePro，預測了在井口壓力下水合物的生成溫度以及注入量。在蘇C區塊5座下古集氣站進行現場實驗，以2017年1月蘇CA站19條管線為例，蘇C7井井口壓力為5.63 MPa，運行地溫4.4 ℃，日產氣 0.495 2×104m3，日產水 0.413 m3，日產油0.022 m3，硫化氫含量5.92 mg/m3，當安全距離為5℃，軟件計算形成水合物的溫度及注醇量。

蘇C下古氣藏井間串接模式下，地面管網攜液狀態不穩定，井筒及管線中經常出現斷塞流，產液量不固定，甲醇注入量無法保持恒定，針對這種情況，結合單量制度，及時對注醇量進行調整，對于產液量較大的井，加密單量頻次，避免因產液波動，造成注醇量不足或過量。蘇CA站管線運行形成水合物的溫度、甲醇加注量及對應注醇泵的行程統計表（見表2）。

圖2 甲醇在氣相中的損失量

圖3 甲醇在液烴相中的損失量

以蘇CA站10#干管為例，此干管上有3口井蘇C10-1、蘇C10-2、蘇C10-3，2月4日根據單量數據計算注醇量為17.7 L/h，2月9日單量時發現產液量增加，重新計算調整注醇量為30.6 L/h，加密單量頻次，2月12日單量產液量減少，隨即調整注醇量為18.1 L/h，此后隨時根據單量情況進行注醇量調整，以滿足生產需求（見表 3）。

為了摸索出適應現場的合理加注量，建立甲醇加注四步法，即“軟件計算結果作為理論基準、判識理論能否滿足現場實際、根據現場情況對注醇泵行程逐級進行上調或下調、形成階段運行制度”，最終確定每條管線對應注醇泵的行程，進而得出合理的甲醇加注量，并在生產過程中，根據單量數據產液量的變化，及時調整加注量（見表4）。通過現場實際情況與HydratePro軟件相結合，對蘇C下古集中注醇量合理優化，截至目前，蘇C區塊下古集氣站冬季甲醇注入量較上年同期下降了968.506 3 m3，相當于每天降低甲醇消耗約9.69 m3，管線凍堵頻次下降了約52%，既節約了氣井的甲醇用量，降低了成本費用，又能保證管線平穩運行（見表 5、圖 4、圖 5）。