浅层气储气库油管尺寸分析及水合物防治

王景芹

(大庆油田有限责任公司采油工程研究院， 黑龙江大庆 163453)



浅层气储气库油管尺寸分析及水合物防治

王景芹

(大庆油田有限责任公司采油工程研究院， 黑龙江大庆 163453)

利用大庆油田储气库的地质资料，结合不同尺寸油管流体压力损失、携液能力、抗冲蚀能力等因素，优选出了合理的油管直径。预测了储气库天然气水合物的生成，给出了最优的水合物抑制剂加入配方及用量。研究结果表明，天然气注采能力随着油管直径和井口压力的增大而增大，50.8 mm及以上尺寸油管能满足储气库注采气量要求。压力损失随着注采气量的增大而增大，但随着油管内径的增大而减小。63.5 mm及以上尺寸油管的压力损失较小。综合分析选用63.5 mm油管较为合理，同时可避免冲蚀和井底积液产生。在储气库运行条件下，油管内会生成天然气水合物，推荐采用加入抑制剂方法防止水合物生成，抑制剂采用甲醇和乙二醇体积比2∶3的复配体系，用量为0.03 m3/d。

储气库； 水合物； 压力损失； 冲蚀； 携液

浅层气储气库位于大庆长垣，是受构造控制的层状砂岩气顶油藏。1975年为解决油田季节性用气量不均衡及合理利用天然气资源，设计建造了浅层气储气库。目前浅层气储气库主要为大庆地区提供民用和工业用气，还为齐齐哈尔、哈尔滨等城市供气。为缓解冬季用气严重不足，夏季多数气井关井的矛盾，结合油田公司“以气补油”战略，完善东北天然气管网规划，对原有储气库进行改扩建，提高其注采气量。

地下储气库注采井要求具有吞吐量大，使用周期长，尽量不动完井管柱，减少修井次数，延长其使用寿命等特点[1-11]。同时要求防止生成天然气水合物堵塞油管[12-13]，这对完井管柱提出了更高的要求。本文对地下储气库油管的注采气量、流体压力损失、抗冲蚀和携液能力等方面进行分析，优选出适合储气库注采井的合理油管管径。对天然气水合物生成进行了预测，通过软件计算，给出了最优的水合物抑制剂加入配方及用量。

1 储气库注采井油管尺寸优选

1.1 油管注采气量分析

气井节点分析方法是运用系统工程理论将地层流体的渗流、举升管垂直流动和地面集输系统视为一个完整的采气生产系统，进行整体优化分析的过程[1-2]。运用气井节点分析方法，对注采井注采气量进行分析。按储层条件选取中等水平井模拟，节点选在井底。采气时，储气库生产系统分为流入和流出两部分，流入部分为储层到井底渗流段，流出部分为井底到井口再到地面压缩机。注气时，储气库注气系统同样分为流入和流出两部分，流入部分为地面压缩机至井口再到井底垂直段，流出部分为井底到地层[3]。运用气井节点分析方法计算井口压力为6 MPa时，不同地层压力、油管内径下，采气压力在4～8 MPa，注气压力在2～10 MPa条件下，注采井所能达到的最大注采气量，结果如图1所示。

图1 油管注采气量

Fig.1 Injection-production gas volume of well tubing

由图1可知，在注气过程中，井口压力低于地层压力时，则井口没有足够的能量将气体注到井底，注入井无法进行注气；相反当井口压力高时，相同注气压力的条件下，油管内径越大，地层压力越低，则注气能力越大。在采气过程中，井口压力高于地层压力时，地层没有足够的能量将气体举升出来，采气井不产气；而当井口压力低时，随着油管内径增大，地层压力升高，则采气井的采气能力越大。通过计算，可以看出内径50.8 mm及以上油管完全满足注采气量大于3×104m3/d的要求。

1.2 油管流体压力损失分析

流体在油管中的压力损失在储气库生产系统中不能被忽略，油管内流体压力损失过大会影响储气库的正常运行[4]。采用H&B模型[5-6]，应用压力叠加法计算地层压力6 MPa时，注采井在不同内径油管及注采气量下油管内的压力损失，结果如图2所示。由图2可知，注采井的油管内径一定时，随着注采气量的增大，油管内的压力损失增大。当注采气量一定时，油管内的压力损失随着油管内径的增大而减小。内径50.8 mm油管的压力损失最大，且明显高于其它内径油管的，而油管内径从63.5 mm增大到114.3 mm，油管内的压力损失变化幅度较小。

图2 油管流体压力损失

Fig.2 Pressure loss of fluid in well tubing

1.3 油管抗冲蚀能力分析

冲蚀是一个非常复杂的过程，造成冲蚀的粒子通常都比被冲蚀材料硬度高，但流速高时，气体软粒子在管内流动也会发生冲蚀[7]。高速气体产生冲蚀会影响完井管柱修井次数和使用寿命，因此，对于气井注采系统要考虑油管临界冲蚀流量。选用API冲蚀标准[8]，计算不同管径下井口流压在2～10 MPa的临界冲蚀流量，结果如图3所示。

图3 油管临界冲蚀流量

Fig.3 The critical erosion rate of well tubing

由图3可知，在油管内径一定时，油管的临界冲蚀流量随井口流压增加而增加。在一定井口流压时，油管的临界冲蚀流量随油管内径增加而增加。不同油管内径及进口压力下，油管的临界冲蚀流量大于16×104m3/d。

计算内径63.5 mm油管在采气过程中不同井口流压下产气量及临界冲蚀流量。产气量与临界冲蚀流量的交点对应的采气量为油管生产过程中防冲蚀的极限产量，结果如图4所示。由图4可知，内径63.5 mm油管的采气量随井口流压升高快速降低，地层压力越高产气量越大。不同地层压力条件下，油井最大合理产量应低于冲蚀流量。如在储气库地层压力10 MPa时，内径63.5 mm油管合理产量约为23×104m3/d。

图4 油管抗冲蚀能力

Fig.4 The erosion resistant ability of well tubing

1.4 油管气体携液能力分析

气井开采还面临井底积液问题。气井正常生产时，积液以液滴形式被气体携带到地面。但如果气体流量低于临界流量时，液体不能被全部带出，井底会形成积液，导致气体采收率降低，甚至不能产气。气井配产流量大于临界携液流量可以避免产生井底积液，而临界携液流量与管径密切相关[9-10]。因此，确定合适的管径使气井配产流量大于临界携液流量，可以有效避免井筒积液的产生。

利用Turner模型[11]，在井底流压3～10 MPa条件下，计算不同内径油管的临界携液流量及最低产气量，结果如图5所示。由图5可知，内径为114.3 mm油管在井底流压低于4 MPa时，产气量与临界携液流量没有明显差别，此时井底会产生积液；而井底流压大于4 MPa时，产气量明显高于临界携液流量，不会产生积液。其余内径油管在井底流压为3 MPa时，产气量与临界携液流量没有明显差别，会产生积液；而当井底流压大于3 MPa时，产气量明显高于临界携液流量，不会产生积液。储气库正常生产时，井底流压大于4 MPa，因此，不同内径油管均不会产生积液。

图5 不同井底流压下的临界携液流量和采气量

Fig.5 The critical liquid carrying flow rate and gas production volume under different bottom hole flowing pressure

2 储气库天然气水合物预测及防治

2.1 天然气水合物预测

根据储气库基础数据，采用节点分析法，计算内径63.5 mm油管在不同地层压力和产量下，对应的井口温度及水合物形成温度，结果如图6所示。由图6可知，地层压力介于4～10 MPa，采气量低于10×104m3/d时，气井正常生产，井筒内会产生水合物，且地层压力越高越有利于水合物形成。

图6 天然气水合物生成预测

Fig.6 Natural gas hydrate formation prediction

2.2 天然气水合物防治

结合储气库天然气性质及水合物防治经验，建议采用加注防冻剂降低天然气露点的方法进行防治水合物。利用Pipesim软件计算甲醇、乙二醇抑制剂对水合物生成曲线的影响，优选出适宜的抑制剂，并优化抑制剂添加量,结果如图7所示。

由图7可知，通过加入甲醇或乙二醇抑制剂，天然气水合物生成曲线向左移动，水合物生成温度降低。当甲醇或乙二醇抑制剂的加入量大于0.03 m3/d，可以防止Ⅱ型水合物生成。同样由图7可知，在低温、低压条件下，甲醇防治水合物生成效果好于乙二醇的；但当温度、压力较高时，乙二醇防治水合物效果要好于甲醇的。大庆油田储气库条件下，乙二醇防治水合物的效果要好于甲醇的。但甲醇的成本明显低于乙二醇，甲醇毒性较大。通过甲醇与乙二醇复配方法降低抑制剂的成本，并提高抑制效果。同时保证甲醇的用量控制在较低浓度范围内，防止工人中毒。

图7 抑制剂对水合物生成曲线的影响

Fig.7 Effect of inhibitor on hydrate formation curve

甲醇与乙二醇复配体系对水合物生成曲线的影响如图8所示，复配体系总用量为0.03 m3/d。由图8可知，甲醇与乙二醇复配体系抑制水合物生成的效果介于甲醇和乙二醇之间，且随着复配体系中甲醇含量增加，天然气水合物生成曲线逐渐向单纯甲醇的方向靠近。结合前面的结果，选用甲醇与乙二醇体积比为2∶3的复配体系，可以避免储气库正常运行条件下产生水合物。同时，复配体系可以降低抑制剂成本，减小抑制剂的毒性，满足安全生产需要。

图8 复配体系对水合物生成曲线的影响

Fig.8 Effect of inhibitor complex system on hydrate formation curve

3 结论

(1) 在满足储气库生产运行条件下，内径50.8 mm及以上尺寸油管能满足储气库注采气量的要求；内径63.5 mm及以上尺寸油管的压力损失较小。为了避免油管产生冲蚀和井底积液产生，同时结合注采气量及压力损失，建议选用内径63.5 mm油管。

(2) 采气量低于10×104m3/d时，内径为63.5 mm油管内会产生天然气水合物，推荐采用甲醇与乙二醇复配体系抑制剂进行防治，复配体系可以降低抑制剂成本，减小抑制剂的毒性，满足安全生产需要。

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(编辑 王亚新)

The Shallow Gas Storage Well Tubing Size Analysis and Hydrate Prevention

Wang Jingqin

(Production and Engineering Research Institute of Daqing Oilfield Company Ltd., Daqing Heilongjiang 163453, China)

The reservoir condition moderate level of gas well was taken as an example to research the proper Tubing diameter in Daqing Oilfield gas storage. Predicted the generation of gas storage, and optimized the formulation and amount of inhibitor.The node analysis method was used to research gas production capacity, pressure loss, liquid carrying capacity and the erosion resistance on the diameter of tubing effect. The results showed that the ability to natural gas injection and production increase with the increasing tubing diameter and wellhead pressure. The gas storage injection-production volume requirements could be met, when the tubing diameter was more than 50.8 mm. The well bore pressure loss increase with the injection-production volume increases, but decrease with the increasing tubing diameter. The tubing pressure loss was less, when the tubing diameter was more than 63.5 mm. Comprehensive analysis the 63.5 mm tubing was more reasonable used in gas storage. Meanwhile, erosion and effusion could be avoided. When Production volume was very low, the tubing would generate natural gas hydrate.The adding method was recommended to prevent hydrate formation, the inhibitor was used methanol and ethylene glycol to the volume ratio of 2∶3, and the amount was 0.03 m3/d.

Gas storage; Gas hydrate; Pressure loss; Erosion; Carrying liquid

1006-396X(2015)02-0073-04

2014-08-08

2014-10-23

大庆油田有限责任公司“大庆油田气井稳产阶段排水采气技术研究”资助项目(2014C-0401)。

王景芹(1981-)，女，硕士，工程师，从事气井排水采气研究；E-mail：haiying-wang@163.com。

TE821

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.02.015