徐深氣田氣井生產中后期電熱帶老化問題研究

晁萌

大慶油田有限責任公司采氣分公司（儲氣庫分公司）

徐深氣田2006 年開發建設以來，全面應用了電伴熱工藝，通過電熱能交換補充設備及管道的熱損失，維持流動介質最合理的運行溫度。電熱帶沿管道方向或者設備表面敷設，均勻發熱，滿足工藝升溫、保溫或防凍的要求。氣田應用恒功率電熱帶，通電后功率一直保持穩定，不隨外界環境溫度、保溫材料、伴熱材質的變化而變化，供熱穩定。

1 電伴熱防凍工藝

徐深氣田已應用電熱帶總量超過400 km，主要用于井口、采氣管道和站場工藝設備的伴熱保溫。電熱帶按照工作原理分為串聯電熱帶和并聯電熱帶，其中串聯電熱帶主要應用于長距離、大功率的采氣管道伴熱，能有效減少電壓衰減；并聯電熱帶用于短距離站內管道及設備伴熱。在技術優化上，氣井井口應用了并聯電伴熱功率調配技術，在井口增加大電阻的并聯電熱帶回路，增加井口伴熱功率的同時減少采氣管道伴熱功率，實現氣井工藝設備按需伴熱[1-2]。在站內通過優化工藝區溫控布局，實現分散精準控制單井電熱帶運行，整體降低電能消耗。

電伴熱防凍工藝具有操作靈活、控溫精準、可靠性高等特點。電熱帶在安裝時能按照現場實際需要任意剪裁，且具有柔軟性，可以直接與管道、儀表、設備表面接觸，溫度分布均勻可控，伴熱效果好；其外層的編織層還能有效起到傳熱、散熱及安全接地線的作用；施工安裝簡單方便，可實現工藝管道的盲端、低點排污、儀表、閥門等位置全覆蓋，有效解決局部凍堵問題；各井電熱帶可實現單獨控制，根據氣井生產情況控制最低運行溫度，有效降低能耗[3]。

電熱帶正常使用壽命為8年，電熱帶老化后故障率高，熱效率降低，發熱體及絕緣材料變硬、變脆，輕微觸碰或彎曲即造成發熱絲折斷，導致并聯電熱帶局部不熱，串聯電熱帶整體失效，無法滿足工藝伴熱需求。絕緣層老化后可能造成局部短路，形成局部200 ℃左右的高溫，氣田曾出現過局部保溫層被燒毀的現象。電熱帶斷點位置不易查找，更換時需要拆除保溫層，埋地部分需要挖方，在冬季維修難度大，更新改造的投資過高。

目前氣田在用的電熱帶有47%以上的運行年限已超過8年，老化嚴重，故障率高，其中有14條管道，由于征地困難一直無法更換，已嚴重影響氣田生產，每天影響產量在20×104m3以上。電熱帶老化故障問題已制約了氣田的生產，亟需解決。

2 技術研究

天然氣水合物是在一定壓力和溫度條件下，天然氣中氣體組分和液態水生成的一種不穩定的、具有非化合性質的晶體，外觀類似松散的冰或致密的雪。水合物在井口節流閥或地面管線中生成時，會降低井口壓力，使下游壓力降低，嚴重時凍堵管線，造成供氣中斷或引起工藝設備超壓運行，引發生產事故。

氣田地面防凍技術有電熱帶伴熱保溫、加注抑制劑、熱水伴熱保溫、單井脫水等技術[4]。氣田建設之初，為保障高壓氣在井口節流降壓后不凍堵，配套建設了井口注醇工藝。因此，注醇防凍是解決電熱帶老化問題的首選措施，既可以節約電熱帶更新改造的投資，又可避免施工對氣井正常生產的影響，實現井口與地面一體化防凍。

2.1 注醇工藝

地面注醇工藝主要分為站內集中注醇和井口自動加藥裝置注醇兩種。其中站內注醇工藝是在集氣站內建設甲醇泵房，配置柱塞計量泵，通過與采氣管道同溝敷設的注醇管道加注至井口。甲醇加注采用多泵對多井工藝，即多臺機泵可以通過匯管流程的切換將甲醇注入到每口氣井。相比單泵對單井工藝，現有工藝優化了計量泵數量的同時，還實現了計量泵的互為備用，保障了加藥工藝運行穩定性和高效性。在徐深氣田部分井口試驗應用了井口智能自動加藥裝置，可實現甲醇及泡排劑等藥劑自動加注[5]。裝置主要由供電系統、泵注系統和控制系統三部分組成。其采用光伏板供電，太陽能電池板將光能轉化為電能儲存在蓄電池中，當控制系統發出指令時，驅動繼電器吸合，電機驅動注劑泵工作，將藥劑箱內的甲醇通過注劑管線注入氣井各節點，從而實現井口自動化藥劑加注目的。裝置內置PLC控制系統，可在系統人機界面上設定甲醇的加注時間、加注量等參數，實現定時定量精準加注及遠程操控。裝置為橇裝設計，具有運輸方便、安裝時間短、可移動拆卸等優點，現場應用效果良好。

2.2 醇加注量

為研究注醇工藝與電伴熱工藝技術經濟對比，選擇了5口壓力、產量、產水量、采出水礦化度不同的氣井開展了注醇防凍現場試驗，采用天然氣水合物壓力-溫度曲線預測其生成溫度，結合大慶地區地溫變化特點，根據管道溫降計算公式預測氣井氣最低進站溫度。通過理論與實際水合物生成溫度對比[6]（表1），研究注醇量的影響因素，摸索合理注醇量，指導后期注醇工作。

表1 5口試驗井生產參數Tab.1 Production parameters of 5 test wells

通過調整井場一級節流閥不同開度，控制節流后的壓力和溫度，反復試驗各種壓力、溫度下合理注醇量。其中一組試驗結果如表2所示。

表2 理論注醇量與實際注醇量Tab.2 Theoretical methanol injection volume and actual methanol injection volume

以A 井為例，在相對密度0.583 1、壓力6.25 MPa 的條件下，水合物生成溫度為13.5 ℃。按照井口溫度9.2 ℃，管道長度1.9 km，地下溫度0 ℃[7-8]，日產氣量3.4×104m3，日產水量2.03 m3計算，該井進站溫度為8 ℃，合理注醇量為278 kg/d。按照理論計算公式可知，注醇量隨著天然氣進站壓力升高、溫度降低、產水及產氣量的上升而線性增加[9]。試驗中，5 口氣井在冬季生產期間每天注入111～842 kg甲醇作為防凍措施，通過每口井連續15天的試驗觀察，在無伴熱情況下氣井未發生凍堵，計算的理論注醇量可以保障氣井的穩定運行，保障氣井平穩安全生產，具有一定的向下優化空間。

2.3 技術對比

通過對比電伴熱工藝和注醇工藝兩種防凍工藝措施，電伴熱工藝具有建設前期施工方便、自動調溫運行、無泄漏、有利于保護環境和員工健康等優點，但也存在耗電量高、生產運行后期故障多、維修難度大、整體更換投資高的劣勢。

注醇工藝需長時間連續運行機泵，注醇量與氣井壓力、溫度及產水量密切相關，需要根據氣井生產參數變化人工調節機泵運行，機泵型號選擇和工藝匹配上不易實現標準化設計。單臺機泵損壞維修時，可通過其他泵組保障加藥運行，操作靈活性較大。井口加藥裝置可實現甲醇自動定量加注。電源采用了光伏供電，供電穩定性受天氣影響，穩定性較差，今后應根據氣井分布及供電網絡建設情況，進行線路供電與光伏供電的優化選擇。

3 經濟對比

通過計算5口試驗氣井的新建電伴熱工藝年綜合費用、更換電伴熱工藝年綜合費用、注醇防凍工藝年綜合費用，優選不同時期具有較好經濟效益的防凍工藝措施。其中電伴熱工藝綜合費用包括建設費用、電能消耗及維護維修費用等[10]。新建電伴熱工藝由于建設初期電熱帶與采氣管道同步建設、同溝敷設，建設投資不包含征地費及土方費用。注醇工藝綜合費用包括建設費用、甲醇成本、電能消耗及機泵維護費用等。5口氣井按照每年防凍工藝運行150 天，電熱帶壽命按照8 年計算，應用注醇工藝與更換電伴熱工藝相比，總計可節省綜合費用47.52萬元。氣井防凍工藝年綜合費用見表3。

表3 氣井防凍工藝年綜合費用Tab.3 Annual comprehensive cost of gas well antifreeze technology

通過參數計算可知，電伴熱工藝適用于產水量較大、采氣管道距離短的氣井；注醇工藝適用于產水量較小、采氣管道距離長的氣井；在進行電熱帶更換改造時涉及舊的保溫層及電熱帶拆除涉及的土方量、作業面較大，比新建投資費用高，每千米建設投資約為46.5 萬元，折舊到每年綜合費用較大，經濟效益較差。

另外，熱水伴熱保溫需要考慮加熱爐、循環泵，以及重新鋪設伴熱水管線，改造投資過高，單井井口脫水同樣存在投資過高問題，在經濟方面與注醇工藝不存在可比性。

4 結論

氣井生產中后期，在電熱帶老化嚴重時，注醇防凍工藝與更換電伴熱工藝相比具有較明顯經濟優勢，可結合氣井實際運行參數進行防凍措施優選。

在產水量大、采氣管道距離短的氣井上進行電熱帶更換比注醇工藝合理；在產水量小、采氣管道距離長的氣井采用注醇工藝更為經濟。集氣站內為避免工藝盲端、引壓管道及低點積液等位置凍堵，建議仍采用電伴熱工藝。

下步將開展一井一策技術研究，進一步探索電熱帶更換與注醇防凍經濟界限，指導氣井防凍工藝選擇路線。另外，隨著注醇防凍氣井增多，注醇量的增加，需開展甲醇回收工藝技術研究，進一步降低藥劑成本，便于注醇工藝大規模應用。