辽河油田高压气井集输工艺技术研究与应用

刘良财 卢 凯 于 超 曹 斌 鲁华阳 张 磊 黄蓓蕾 周士斌

摘要:高压气井的集输工艺最显著的特点就是压力高、技术难度大,高压气井对地面设备强度以及密封性等要求都很高,高压气体在流动时由于流动压力变化较大,如果技术控制不当很容易形成天然气水合物,进而堵塞近井地带、高压管汇等,导致投产失败。通过优化集输方案设计,利用复合控制技术抑制天然气水合物的形成,充分考虑多重保护装置技术,红22高压气井的成功投产,给辽河油田高压气井集输工艺技术提供了良好的技术基础及借鉴经验。

关键词:高压气井;投产安全技术;天然气水合物;紧急切断;二级节流;临界温度预测

中图分类号:TE866文献标识码:A文章编号:1009-2374(2009)20-0070-02

红22井是辽河油田部署在红星地区的一口探井,2007年11月11日完钻,完钻井深3958米,地层静压50.66 MPa,2008年1月至2月16日试油,6mm油嘴求产折算日产量已达到37 MPa。

辽河油田天然气井多数都为正常压力气井,即地层压力低于30MPa的气井,像红22井这样油套压达到了37MPa的气井,在辽河油田开发史上还是第一次遇到。当时在辽河油田内部还没有这方面的集输工艺技术可以借鉴,技术人员攻克技术难题,科学组织实施,红22高压气井得以成功投产。红22气井的成功投产,填补了辽河油田在高压气井集输工艺技术领域的空白,为今后高压气井的投产实施提供了可靠的技术经验。

一、高压气井集输工艺特点分析

目前国内的四川气田、塔里木凝析气田、苏里格气田都存在着高压气井,而这些油田高压气井的生产技术都比较成熟,主要方法是井筒节流与针阀节流相结合的工艺,即:通过在井下安装多级节流装置减小井口压力,避免井口过高压力给地面集输工艺实施造成技术困难。红22井在射孔作业前,没有考虑安装井下油嘴多级节流装置,导致其反映到井口的压力高达37MPa,造成该井集输工艺技术不能照搬其他气田的技术,需要针对该井的实际情况,研究切合实际的集输工艺新技术。

(一)高压气井的设备性能要求高

高压气井由于井口压力较高,安全风险较大,对井口采油树、水套炉、高压弯头、阀门、管线等采气设备的耐压性能要求很高,设备强度和封闭性能必须符合现场要求。由于辽河油田在以往的开发史上,没有这么高压力气井,所属制造企业也没有生产这种高压设备的能力,因此,采油树以及采气设备的外购定制必须满足高压气井的强度和密封性要求。

(二)容易形成天然气水合物造成通道堵塞

天然气水合物又称笼形包合物,它是在一定温度、压力、气体饱和度、盐度等多重条件下形成的,由水和天然气组成的类冰、非化学计量的、笼型结晶化合物,俗称可燃冰。由于高压气井井口到水套炉(换热器)流动压力变化大、流动时间短、流体相变态复杂,在换热温度控制不到位的情况下,极其容易出现天然气水合物,造成管道堵塞,控制不当可能会酿成重大安全事故。

(三)其他不确定性因素

高压气井在生产过程中,如果地面集输设备损坏、外输管线断裂或者井口压力突然上升,都会造成严重的投产安全问题。为此,我们需要强化井口装置,调整井口结构,考虑使用特制的安全切断装置,并运用一些配套集输工艺技术,降低不确定因素带来的安全风险。

二、高压气井投产关键技术研究

结合辽河油田红星地区油藏产能预测情况,分析红22井试油测试情况以及原油物性和天然气组分分析报告,通过综合分析与总结,对红22井有了全面性的认识,主要从以下三大方面来解决集输工艺中的关键技术问题:

(一)利用复合控制技术抑制天然气水合物的生成

天然气水合物的生成条件属于热力学相态的研究范畴,它的成核过程同时进行着两个动力学过程:准化学反应动力学和吸附动力学过程。天然气水合物的形成主要与压力、温度和天然气组分有关,同一天然气组分,压力越高,形成水合物的温度越高。每一种天然气组成气体都有形成水合物的临界温度,见表1。当温度高于水合物形成的临界温度时,无论压力多高,也不会生成水合物。而反过来,压力对临界温度也有影响,如甲烷,在常规压力下临界温度为21.5℃,但是当压力达到30～70MPa范围时,临界温度则上升到28.8℃。天然气成分见表1:

针对红22井的实际情况,在该井投产过程中,主要应用了降压法与加热法相结合的复合控制技术来抑制天然气水合物的形成。

1.降压法。通过降低压力,引起天然气水合物稳定的相平衡状态发生改变,从而达到促使水合物分解的目的。利用调节针型阀的打开程度,控制流动压力的大小。采用二级节流装置进行降压,从而避免压降过大而造成天然气水合物的形成 。

2.加热法。井口高压管线先通过高压水套炉换热,吸收足够的热量后,再通过两级节流装置,充分将换热与节流相结合,将天然气水合物形成概率控制到最低程度。

通过利用计算机程序进行数值模拟,将红22高压气井的基础数据录入到计算机程序内,计算红22气井天然气水合物形成的预测温度,见表2。经过计算机技术的拟合分析,得出最佳范围内的二级节流条件,即压力温度控制条件,一级节流的入口温度控制在65℃以上,节流压力调节在8.5～10MPa范围内;二级节流的入口温度控制在60℃以上,节流压力调节在0.9～1MPa范围内。天然气水合物的临界温度预测见表2:

(二)采用多重保护装置提升投产安全系数

红22井压力很高,测试显示静态压力达到50.66MPa,在投产过程中可能存在压力变化波动引起的不安全风险。为了保证顺利投产,防止流动压力瞬间升高和降低,决定采用多重保护方式提高集输工艺投产过程中的安全系数。如图1所示:

1.安装井口紧急切断阀。如图1所示。压力等级为42MPa,一旦外输气管线意外断裂,或者节流调节阀失灵而导致高压流体进入低压管线时,这时紧急切断阀制传感器检测到外输流体压力变化情况,当外输管线压力高于1.55MPa或低于0.2MPa时,紧急切断阀自动切断井口阀门。

2.投产初期调节流量。在保持油层结构不受损的情况下,尽量开大阀门,增加瞬时流量,将高压尽快释放,同时带出地温在井筒内形成自热温度场,减少井筒天然气水合物冻堵风险。

3.准备好放喷管线。一旦外输气管线达到输送负荷极限,立即通过泄压放喷管线进入燃烧筒,以便尽快释放井筒压力,并在采油树的非生产位置备用一条直接泄压放喷管线。

4.利用缓冲罐进出口压力差,采用密闭罐车拉油,避免轻质油敞口拉运造成的火灾、爆炸等潜在危险。

(三)其他安全技术措施

为了预防投产初期可能出现的突发性问题,在投产准备的技术措施上,提前做好两点准备:一是准备压井控制管线,现场配备好压裂车组随时准备实施压井;二是现场准备了热力锅炉车,一旦采油树、高压管线、孔板、阀门等处出现严重挂霜,甚至冻堵现象,立即进行热蒸汽伴热。

三、现场应用情况

按照制定的集输工艺技术方案,2008年4月18日,辽河油田红22井安全顺利投产。该井在投产初期,日产天然气4×104m3,轻质油30m3,压力从37MPa平稳降到21MPa,并持续稳定在21MPa。在投产当晚,及时解决了一级节流阀与炉管管径尺寸差引发的节流冻堵问题。

四、结语

1.通过优化集输工艺流程设计,安装紧急切断阀,进行两级节流控制,可以有效降低投产风险。

2.通过利用降压法和加热法的复合控制技术,可以有效降低因流动压力变化大形成天然气水合物引起的近井地带、高压管汇堵塞。

3.通过配备放喷管线、压井管线、热力锅炉车等多重措施可以降低投产初期可能出现的突发性危险。

4.红22气井的投产成功,进一步摸清了红星地区的油藏规律,同时也为辽河油田在高压气井投产安全技术方面提供了可靠的技术经验。

参考文献

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作者简介:刘良财(1981-),男,辽河油田油气试采公司基建科副科长,工程师,研究方向:采油开发。