蘇南氣井甲醇注入量優化及效果評價

張華濤，王博，馬力，李夢

中國石油長慶油田蘇里格南作業分公司（陜西 西安 710018）

1 實施背景

1.1 注醇的必要性

蘇里格氣田冬季氣溫低、溫差大，采氣管線經常發生天然氣水合物凍堵而嚴重影響生產，目前普遍采用注入甲醇的方式抑制管線中天然氣水合物的生成，保障氣田冬季順利生產。針對蘇南井叢生產的特點，蘇南在井叢安裝甲醇罐及注醇泵，集氣干管采用固定式注醇，單井配合移動式注醇。

1.2 優化注醇的必要性

1.2.1 甲醇成本大

井叢的注醇量主要根據生產經驗和氣溫變化，隨著開發井數的增加，甲醇的消耗量逐年增大，2014—2015年冬季高峰供氣期間，蘇南公司總共消耗甲醇約4 000 m3，成本約1 200萬元，因此開展甲醇注入量優化研究，對蘇南公司控制注醇量、有效降低生產成本有重要的現實意義。

1.2.2 注醇量計算缺少科學化依據

甲醇抑制劑注入量的兩個主要參數是管線介質溫度值和管線中的含液量。由于工藝設計的原因，蘇南采氣干管上下游并未單獨安裝溫度計，并且各井叢由于產氣量和干管掩埋時有起伏不同，干管中積液情況也不同，對甲醇注入量也存在較大影響。

1.2.3 注醇泵設計排量較大

在甲醇加注過程中，常用注醇量為504～1 260 L/d，即目前額定流量的10%～25%。但當注入排量設置低于15%～20%時，即756～1 008 L/d，經常出現因量程較小導致泵無法上量的問題，若保證注醇泵上量而提高排量，無形中又增加了甲醇注入量。

1.2.4 甲醇拉運風險大

甲醇具有毒性，工業酒精中大約含有4%的甲醇，若甲醇被不法分子當作食用酒精制作假酒，飲用后，會產生甲醇中毒，甲醇的致命劑量大約是70 mL。

2 成果內涵

2.1 對天然氣管線最低溫度進行預測

甲醇注入量與天然氣管線溫度密切相關，甲醇注入應保證管線最低溫度點位置不發生水合物凍堵，就可以保證天然氣管線正常生產，因此，準確預測天然氣管線最低溫度是計算合理甲醇注入量的基礎。

根據各井口天然氣的產量和溫度數據，利用天然氣管道溫降基本公式，結合埋地管道總傳熱系數管道埋深，對天然氣運行過程中的最低溫度進行精確計算。

2.2 對甲醇的合理注入量進行計算

根據蘇南水合物生成條件,通過計算管線最低運行溫度、產液量數據，利用合理的公式計算甲醇注入量。

2.3 對注醇泵量程進行改造

針對甲醇注入量計算結果，用較小成本完成對注醇泵量程的改造工作，在確保足量注醇的同時，注醇泵高效運轉。

2.4 施行降本增效管理措施

分別對單井、支干管、進行分級分類開關井制度化管理，并結合地溫及管線溫度優化注醇周期，總結出一套行之有效的降本增效管理措施。

3 主要工作

3.1 天然氣輸氣管線溫度預測

甲醇注入量與天然氣管線溫度密切相關，甲醇注入應保證管線最低溫度點位置不發生水合物凍堵，就可以保證天然氣管線正常生產，因此，準確預測天然氣管線最低溫度是計算合理甲醇注入量的基礎。

3.1.1 天然氣管道溫降基本公式

假設天然氣在埋地水平等直徑圓管道中穩定流動，天然氣視為牛頓流體。

根據能量守恒和傳熱學基本原理，建立天然氣管道的溫度變化微分方程[1]如下：

式中：K為管道總傳熱系數，W/(m2·K)；Din為管道內徑，m；T0為管道埋深處地溫，K；T為管線氣流溫度，K；Mg為天然氣質量流量，kg/s；Cp為氣體的定壓比熱容，J/(kg·K)；Di為焦耳—湯姆遜系數， ℃/MPa；P為氣體壓力，MPa。

若已知管道起點x=0 處溫度TQ，對式（2）進行積分，可得沿管線的溫度計算公式：

式（3）為輸氣管道溫降基本計算公式，最后一項為焦耳-湯姆遜效應影響，若忽略該項，式（3）變為：

式（4）為蘇霍夫公式，可作為管道溫度計算的近似公式。

3.1.2 埋地管道總傳熱系數

根據管道溫降計算公式，埋地管道總傳熱系數是影響管道沿程溫度分布的重要參數，是指當氣體與周圍介質的溫差為1 ℃時，單位時間內通過單位傳熱面積所傳遞的熱量，表征氣體與周圍介質的散熱強弱。

對于埋地天然氣管道，其傳熱過程包括三部分，天然氣與管道內壁的傳熱，管壁、絕緣層、保溫層等層的傳熱、管道外壁與埋地土層的傳熱?？倐鳠嵯禂涤嬎愎綖椋?/p>

式中:D為確定傳熱系數的計算半徑，m；α1為管道內壁與天然氣的傳熱系數，W/(m2·K)；λi為管道各層的導熱系數，W/(m·K)；α2為管道外壁與埋地層的傳熱系數，W/(m2·K)；Dout為管道外徑，m。

管道內壁的傳熱系數可根據以下公式計算：

式中:Nu為努謝爾準數；λg為天然氣的導熱系數，W/(m·K)。

式中：Re為雷諾數；Pr為普朗特數。

式中，μ為氣體動力黏度，Pa·s。

假設管線埋地深度為h，當滿足h/Din＞2 時管道外壁與埋地土層間的傳熱系數α2可由以下公式計算：

式中，λg為埋地土壤的導熱系數，W/(m·K)。管道各介質層的導熱系數可參考傳熱學資料綜合確定。

3.1.3 管道埋深地溫

在埋地管道設計中，管道埋深處的地溫[2-3]影響介質的密度、黏度等物性參數，也是影響管道溫降計算的重要參數。天然氣管道埋深大都介于1～3 m 之間，地溫受環境氣溫的影響較大，蘇里格氣田選取部分集氣站安裝地溫儀，監測管線埋深處地溫隨時間變化（圖1），從圖1 可看出，管線埋深地溫和氣溫變化趨勢相同，都隨季節周期性變化。

圖1 蘇里格桃2**集氣站地溫曲線

圖2 為蘇南集氣站外輸溫度、第五處理廠入口溫度時間變化曲線，可看出經過長距離管輸后，天然氣溫度與地溫變化趨勢相同，說明管道溫度主要受地溫變化的影響，蘇南有必要在集氣站安裝地溫儀，實時監測管線埋深處的地溫變化，為管線溫度預測和優化注醇提供可靠依據。

3.2 氣井合理注醇量計算

3.2.1 蘇南水合物生成條件

天然氣水合物是在一定溫度和壓力下天然氣中的某些烴類組分與液態水形成的冰雪狀復合物，水合物堵塞井筒、管線、閥門和設備，嚴重影響天然氣生產，研究天然氣水合物的生成條件，對避免水合物生成有重要的現實意義。

天然氣水合物的生成條件包括：①有自由水存在，天然氣溫度等于或低于天然氣中水的露點；②低溫，體系溫度達到水合物的生成溫度；③高壓，壓力越高越有利水合物的生成。確定水合物生成壓力和溫度的方法[4-7]較多，大致可分為圖解法、經驗公式法、相平衡計算法和統計熱力學法4類。每種方法有各自的適用條件，大部分方法都可以滿足工程計算的要求。

圖2 蘇南集氣站及第五處理廠溫度曲線

天然氣水合物的生成條件與天然氣組分密切相關，蘇南的天然氣組分組成見表1。根據各組分的摩爾分數和相對分子質量，計算蘇南天然氣的相對密度為0.6，應用統計熱力學方法計算得到了蘇南天然氣水合物生成壓力-溫度曲線（圖3），根據天然氣管線運行壓力確定該壓力下的水合物生成溫度，預測天然氣管線的最低溫度，如果管線最低溫度高于水合物生成溫度，那么不注醇管線也不會生成水合物，如果管線最低溫度低于水合物生成溫度，就需要注醇，甲醇注入量與二者溫度差值正相關[8-9]。

表1 蘇南天然氣組分組成

圖3 蘇南天然氣水合物生成壓力-溫度曲線

3.2.2 合理甲醇注入量計算

抑制水合物生成的方法主要有兩種：一是提高天然氣的溫度；二是天然氣中加入水合物抑制劑。對于埋地天然氣管道而言提高天然氣溫度不現實，注入水合物抑制劑成為最主要的措施，常用的抑制劑有甲醇、乙二醇和二甘醇等，甲醇可用于任何溫度場合，沸點低，成本低，成為蘇里格氣田最常用的抑制劑。

哈默斯密特第一次提出了天然氣水合物生成溫度降與抑制劑水溶液質量分數的半經驗關系式[10]：

式中：ΔT為水合物生成溫度降，℃；M為抑制劑平均相對分子質量，甲醇為32.14，乙二醇為62.07，二甘醇為106.1；W為抑制劑溶液的質量分數，%；k為與抑制劑類型有關的常數，甲醇、乙二醇等取為1 297.2，二甘醇取2 427.8，乙二醇取 1 222.2。

由式（10）整理可得：

抑制劑用量包括兩部分：一是保證水合物生成溫降所必需的抑制劑用量；二是轉為氣態飽和氣體所必需的抑制劑用量。抑制劑由液相和氣相兩部分組成，注入量計算公式為：

式中：Gm為抑制劑注入量，kg/d；G1為液相中抑制劑量，mg/m3；Gg為氣相中抑制劑量，mg/m3；Qg為管道天然氣產量，m3/d。

液相中的抑制劑量為：

式中：C為注入抑制劑的濃度，%；Wf為集氣站日產水量與日產氣量的比值，mg/m3。

氣相中抑制劑量為：

α為抑制劑在單位體積天然氣中的克數與在水中質量濃度的比值，可用經驗公式計算，對于甲醇，其計算公式為：

3.3 蘇南注醇優化現場試驗

3.3.1 蘇南井叢注醇量計算

根據地面集輸工藝特點，蘇南在BB9’井叢安裝甲醇罐和注醇泵，對BB9 井叢進行注醇，注醇量以井叢為單元確定，確定井叢合理注醇量的步驟為：①根據井叢每口井產量、井口溫度按產量加權平均計算井叢匯點溫度；②計算管線總傳熱系數、質量流量、比熱容等參數，應用蘇霍夫公式計算管線沿程最低溫度；③根據管線運行壓力確定該壓力下的水合物生成溫度；④根據管線最低溫度和水合物生成溫度差值，應用公式（11）～（14）計算井叢的合理注醇量[5-8]。

以104 井叢為例，該BB9 井叢到BB9’的管輸距離為4.3 km，管徑規格為Φ115 mm，井叢產氣量9.2×104m3/d，井叢匯點溫度14 ℃，管線埋深地溫3.2 ℃，計算得到管線的溫度分布如圖4，管線的最低溫度為5.3℃，管線的平均運行壓力2.7 MPa，此壓力下的水合物生成溫度為9 ℃，管線最低溫度與水合物生成的溫差為3.7 ℃，計算可得該井叢的合理甲醇注入量為388 L，試驗前實際甲醇注入1 000 L，通過優化該井叢可降低注醇610 L。

圖4 蘇南104井叢集氣管線溫度分布

從計算結果看出，所需注醇量明顯低于實際注醇量，通過優化注醇可以顯著降低甲醇注入量和生產成本。

由于現場注醇泵的量程較大，調低注醇量會導致注醇泵無排量，泵最低注醇量為750 L/d。

3.3.2 注醇泵量程改造

根據實際需要，對在用的32 臺注醇泵量程進行改造，將量程由5 040 L/d 改為2 400 L/d，具體改造方法如下。

1）更改柱塞直徑，由Φ40 mm改為Φ28 mm。

2）更換柱塞密封件尺寸，盤根截面尺寸由8 mm×8 mm 改為 6 mm×6 mm，外徑由Φ56 mm 改為Φ40 mm，內經由Φ40 mm改為Φ28 mm。

3）增加填料體內襯件，以達到適應更改柱塞、柱塞填料尺寸需要的目的。

3.4 氣藏管理、工藝運行進行結合

3.4.1 低效單井冬季長關

因單井產量低，單井管線頻繁出現凍堵，單井醇氣比高，性價比低, 將冬季易出現凍堵的氣井進行長期關井，一方面恢復產能，一方面減少甲醇用量。通過對低效井冬季長關，減少了甲醇用量和冬季工作量，經長期壓恢井，更利于氣井的后續生產。

3.4.2 支干管分級分類管理

1）對由于氣量低，積液嚴重導致管線壓力升高的井叢長期關閉支干管。

2）對于氣量高，管線距離長，積液導致管線壓力升高的井叢，定期清管。

3）對由于井網布局導致干管產氣量低，管線積液嚴重的，選擇合理時機布局新井叢，增加干管產氣量

選擇低產井叢冬季長關，節約甲醇和管線凍堵風險，選取原則為井叢日產低于4×104m3，所在管線沒有新井叢接入，冬季凍堵風險大，甲醇用量大。

干管直接關停雖然達到了防治凍堵和節約甲醇的目的，但沒有從根本上解決問題。在地質情況相同的情況下，優先考慮給管線利用率低的干管增加新井叢，可以有效地降低醇氣比。

3.4.3 優化注醇周期

通過對地溫和管線溫度的掌握，不斷探索注醇周期，通過對近年來注醇周期與注醇量，醇氣比的對比統計，得出啟停注醇的時間是影響注醇總量的重要因素，摸索出了11 月中旬開始預注醇、4月初將溫度高、產量好的井叢停醇、4 月底前全面停醇的優化注醇措施。

4 現場應用效果

4.1 現場注醇量減少，醇氣比顯著下降

2016 年冬季運行至2019 年冬季運行期間，天然氣產量出現了大幅度增長，醇氣比持續下降，醇氣比由2019 年的52 L/104m3降為2019 年的27 L/104m3，甲醇用量因醇氣比的持續下降未出現大幅增長。

4.2 經濟效益明顯

該項工作于2016 年2 月完成注醇量的理論計算，于 2016 年完成注醇泵的改造，2017—2019 年重點在管理措施方面進行了優化，以2015 年醇氣比為對照，累計節約甲醇8 247 m3，節約甲醇成本1 649.47萬元，減少拉運車輛及人力275次。

5 結論

1）建立管線模型，計算管線沿程溫度數據，并進一步計算得到蘇南井叢合理注醇量，為甲醇合理注入量提供了可靠數據。

2）進行注醇泵量程改造，為降低甲醇注入量提供了基礎，實現了“三降一升”：注醇量下降、工作量下降、故障率降低，甲醇成本減低。

3）與氣藏管理、工藝運行相結合，總結出低效井關井、優化支干管管理措施以及探索合理的注醇周期,優化甲醇使用作出貢獻。

4）通過不斷探索及總結經驗，蘇南近幾年醇氣比持續下降。