大牛地气田增压后直井合理注醇量研究

摘 要：甲醇是大牛地气田用于防治水合物的主要抑制剂，在气田增压后，气井生产规律发生变化，甲醇加注制度需要重新调整优化。本文以气田直井为研究对象，结合气田实际情况对水合物生成的影响因素进行分析，以油压、产水量及开采层位作为依据对气井类型进行划分，通过Pipesim软件对各分类气井在不同的管线进站温度下的合理注醇量进行了预测，制定了增压后直井的合理注醇制度，通过实践证明效果良好。

关键词：大牛地气田；增压集输；水合物防治；Pipesim；合理注醇量

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2016.09.027

1 概况

大牛地气田从2003年开发至今已10余年，目前年产天然气40亿方。气田前期开发主要以直井为主，截至目前拥有直井970余口，平均油压4.09MPa，平均套压5.47Mpa，日产气量达到500×104m3，占气田日产气量的二分之一。气田地处陕蒙交界，自然环境恶劣，冬季最低气温可达-30℃以下。井筒和地面管线易造成水合物堵塞，严重影响气井的正常生产。为了保证气井的正常生产，加注甲醇进行水合物防治。气田于2013年11月底进行集中增压，由于不同气井的生产规律发生变化，甲醇预防制度也需要相应进行调整。为了摸清不同气井的合理注醇量，本文依据水合物生成的影响因素对气井进行分类并利用Pipesim软件对水合物的生成进行预测，为气井的合理注醇量提供理论依据，制定了大牛地气田在增压后直井生产的合理注醇制度，取得了良好的效果。

2 水合物生成影响因素分析

天然气水合物是在一定温度和压力下某些烃组分与液态水形成的冰雪状物质，密度为0.88g/cm3～0.9g/cm3，在温度低于35℃时都有可能形成。高压、低温、液态水以及结晶核的存在是水合物形成的必要条件。此外，天然气组分、地层水矿化度等内因以及压力波动、流向转变等外因无不对水合物的形成起着举足轻重的作用。本文着力从以下几个方面进行分析，以确立各因素的对水合物形成的影响程度。

2.1 温度和压力

温度和压力是水合物形成的外因。波诺马列夫通过大量的实验数据得到水合物生产条件计算公式[1]，通过换化可得到以下公式：

当T>0℃时： （1）

当T<0℃时： （2）

式中：P—压力，MPa；T—温度，℃

B1，B2—与天然气密度有关的系数，如表2-1所示。

由某一相对密度为0.64的天然气的水合物温度—压力平衡相图（图2-1）可知，在温度大于0℃时，压力的变化对水合物的形成起着决定性作用，而当温度小于0℃时，温度的变化对水合物的形成起着决定性作用。

2.2 产水量

天然气水合物的生成是气体溶解于水相并生成水合物晶体的过程[1]。因此，自由水是形成水合物的首要条件，在水汽含量及压力不变的情况下，温度低于水露点时，便会凝结出水。自由水的存在为水合物晶簇的形成提供了基础。

2.3 天然气组分

水合物对于气体分子的大小具有选择性，太大的气体组分（正丁烷以上烃类）或太小的气体组分（如氢、氦等）都不能形成水合物[2]。不同组分的水合物生成热力学条件不同，在相同温度下，随着压力的升高，水合物形成的次序为硫化氢→异丁烷→丙烷→乙烷→二氧化碳→甲烷→氮气。气田各层位天然气组分中，甲烷含量多大于85%，甲烷含量越高，越不利于水合物的形成。由于水分子其实是很松散的，天然气组分在水中的溶解性反映出水合物形成的难易程度。当天然气中含有CO2和H2S等酸性气体时，将提高水合物形成温度和降低水合物生成压力，H2S的影响更为显著。酸性气体比碳氢化合物更易形成水。

2.4 矿化度

地层水中均有一定的矿化度，各种离子的存在降低了天然气各组分在水中的溶解度。同时，离子在水溶液中产生离子效应，破坏电离平衡，改变水合离子的平衡常数，从而抑制了水合物的生成[3]。随着氯化钠含量浓度的增加，相同温度下水合物生成所需要的压力越高。但在压力小于15MPa的条件下，氯化钠浓度为0%和4%时，水合物生成压力几无变化。大牛地气田各主采层位矿化度最高的是山1层，平均为66511mg/L，平均矿化度最低的层位盒3层为13942mg/L，在影响水合物生成的尺寸上，两者相差微小。因此，矿化度的高低在大牛地目前的生产条件下对水合物生成的影响甚微。

另外，压力的波动、流速的突变以及流向的改变对于水合物的形成也具有重要影响，但由于这些因素的不可控制性，无法定量分析其对水合物生成的影响。

3 合理注醇量研究

3.1 气井分类

大牛地目前直井总数多，管理难度大。气井的合理分类管理将在极大程度上提高工作效率，保证冬季生产平稳进行。

综合前文各因素对水合物生成的影响分析，结合不同开采层位的组分含量的特点（表3-1），将6个主采层位划分为H3、H2、H1+S2、S1+T1四个类型。最终依据油压、产水量、开采层位三个因素，利用Pipesim软件对各类气井在不同管线温度下的注醇量进行模拟预测。

3.2 Pipesim模拟注醇量

甲醇的冰点为-97℃，目前是大牛地气田应用最为广泛的热力学抑制剂。甲醇能降低水的活度系数，改变水分子与气体分子的热力学平衡条件，从而改变水溶液和水合物的化学势，使得水合物分解曲线移向较低温度或较高压力一边[4]，从而达到抑制水合物形成的目的。

由前文所列波诺马列夫公式可知，水合物形成的压力对数（lgP）与温度（t）呈线性关系。前人研究表明[5]，不同甲醇含量的水合物生成曲线lgP～t相互平行。在Pipesim软件中，在醇水比分别为10%、30%、50%条件下对水合物生成曲线进行模拟，可发现水合物生成曲线形状不变，曲线随醇水比例的升高向低温区平行移动（图3-1）。

3.3 模拟注醇量结果

依据Pipesim软件，在软件中输入相应参数，不断调整醇气比参数进行模拟，最终确立了各分类的合理注醇建议表。通过对比可知，甲醇加注量随油压的升高而升高，但是增加的幅度逐渐变缓；相同压力温度条件下，为防止水合物的形成，H3层注醇量最高，S1+T2层注醇量最低。如图3-2所示（模拟条件：产气量6000m3/d，产水量1m3/d，采气管线终端温度：0℃）。

3.4 停醇温度的确定

由波诺马列夫公式可知，水合物形成仅与压力、温度、天然气组分（相对密度）有关。因此，确定了该三个参数，水合物生成曲线就固定了。在管线温度不大于井口温度的情况下，天然气由地层进入油管再通过采气管线进入到集气站的过程中，温度和压力逐渐降低，在进站处（即水套炉井口处）温度最低。只要保证进站压力条件下的温度高于水合物生成温度，不管采气管线的长短，都不会有水合物生成。在图3-3中，进站处对应的压力投射到水合物生成曲线，所对应的温度即为停醇温度。依照此原则，利用Pipesim软件得到了各种类型气井的停醇温度（见表3-2）。值得强调的是，停醇温度指的采气管线末端的温度，而非大气温度。

由表3-2可知，在进站温度达到15℃的时候，绝大数气井可以停醇。在产水量相同的条件下，随着油压的升高，模拟停醇温度也逐渐升高。而在相同油压条件下，停醇温度随产水量的变化并不明显。由此可知，气井压力是决定停醇温度的关键因素。

3.5 运用效果评价

2014年初在采气管理一区开始采用该指导表指导甲醇的加注，于4月底率先在六个采气管理区中实现“零注醇”。累积使用甲醇1605m3，与去年同期2437m3相比，减少832m3，下降34.14%。全年污水含醇率7.77%，较前一年的13.67%下降了5.9%，大幅降低了下游污水处理压力。节约甲醇的同时，并未影响气井的正常稳定生产，气井的生产时率为96.8%，与去年的97.1%基本持平。

4 结论和认识

通过对水合物生成因素的分析，结合目前大牛地气田的生产情况，对气井合理分类后利用Pipesim进行了合理注醇量预测，制定了甲醇加注制度，通过一年的试用与总结。主要取得了以下认识：

（1）影响水合物生成的因素诸多，高压、低温和液态水的存在是水合物形成的必要条件。天然气组分、地层水矿化度等为内因，压力波动、流向转变等为外因。结合气田目前实际生产情况，温度、压力、气体组分、产水量对水合物的生成起着决定性作用。

（2）甲醇加注量随油压的升高而升高，但是增加的幅度逐渐变缓；相同压力温度条件下，为防止水合物的形成，H3层注醇量最高，S1+T2层注醇量最低。

（3）在进站温度达到15℃的时候，绝大数气井可以停醇。在产水量相同的条件下，随着油压的升高，模拟停醇温度也逐渐升高。而在相同油压条件下，停醇温度随产水量的变化并不明显。可见，气井压力是决定停醇温度的关键因素。

（4）通过应用，本文制定的甲醇加注指导表，能有效指导大牛地气田增压后直井的甲醇加注。采气管理一区2014年一季度使用该指导表后，在维持气井正常生产的情况下，于4月底率先在实现“零注醇”，同期甲醇节约率为34.14%，污水含醇率下降了5.9个百分点。

参考文献：

[1]崔丽萍.吉林油田天然气水合物预测及防治技术研究[D].硕士学位论文，2011.

[2]宋立群，李玉星等.影响水合物形成条件因素敏感性分析[J].科学技术与工程，2011，11（21）.

[3]刘云，天然气水合物预测模型及其影响因素[J].岩性油气藏，2010，22（03）.

[4]陈小飞，刘佳等.气井套管注醇工艺在气田的试验及效果分析[J].石油化工应用，2010，29（03）.

[5]李栋梁，唐翠萍等.天然气水合物抑制过程中甲醇用量的影响[J].石油化工，2009，38（12）.

作者简介：李文彬（1988-），云南大理人，本科，主要从事天然气开采工作。