番禺35—2气田投产过程井口水合物防治方案研究

吴奇霖

摘 要：番禺35-2气田是我国南海深水天然气田，在投产过程中，当天然气经过水下井口油嘴进行节流时，会产生较大的温降，存在水合物生成风险。针对如何防治投产过程中井口水合物的问题，以A1H井为对象，采用统计热力学模型计算了水合物生成温度、压力条件；以OLGA7.1软件为基础，建立了投产过程仿真模型；分析了投产过程中井口油嘴出口处的压力、温度变化规律，以及在投产的不同阶段水合物的生成风险。针对投产初期存在的水合生成问题，提出了综合采用甲醇、乙二醇作为抑制剂进行水合物防控的方案，并确定了水合物抑制剂的注入浓度和注入速率。

关 键 词：深水气田；投产；井口；节流；水合物

中图分类号：TE 8 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）04-0746-03

Abstract： Panyu 35-2 gas field is a deep-sea gas filed located in SouthChina Sea. There are large pressure differences across the choke at wellhead during the commission. As a result， great temperature drop is caused， which may induce the natural gas hydrate formation. In order to control the hydrate formation， taking the A1H well as an example， and the pressure and temperature conditions of hydrate formation were calculated； furthermore， the OLGA 7.1 software was adopted to build a simulation model for the commission process， and the pressure and temperature curves at the outlet of choke were obtained. The hydrate formation risk was analyzed by comparing the hydrate formation conditions and the outlet parameters. Finally， a hydrate control method was put forward.

Key words： Deep-sea natural gas filed； Commission；Well head； Choke； Hydrate

番禺35-2气田是我国南海的重要天然气田，位于南海珠江口盆地白云凹陷北坡，距香港东南约260 km，控制天然气（干气）地质储量7.79×108 m3。番禺35-2气田属于南海深水天然气田，所在海域水深为236～338 m，底层海水温度为9.5～11.6 ℃。

番禺35-2气田在生产过程中，井口压力介于22～26 MPa之间，而海上生产平台的设计操作压力仅为12 MPa。为了保证海上生产平台的安全运行，需要在井口对天然气进行节流。受天然气焦耳-汤姆逊效应的影响，在天然气的节流过程中，随着天然气压力的降低，天然气的温度会随之急剧下降。特别是在投产过程中，油嘴后方海管内的压力较低，油嘴前后存在的巨大压差可能会使节流以后的天然气温度下降至-15 ℃以下。天然气在这样的高压、低温条件下，很容易在油嘴处形成水合物，甚至堵塞油嘴，影响气田的正常生产[1，2]。

因此，如何有效的进行水合物防治是番禺35-2气田在投产过程中所面临的关键问题。针对这一问题，本文结合番禺35-2气田的实际情况，以A1H为具体研究对象，首先分析了A1H井天然气的水合物生产条件，然后采用OLGA软件建立了井口投产节流过程动态模拟模型，研究了投产过程中天然气经过油嘴节流以后的压力、温度变化规律；通过将水合物生成条件与油嘴后的压力、温度进行对比，分析了节流过程中的水合物生成情况，提出了相应的水合物防控方案，为保证番禺35-2气田的正常生产提供了理论和技术支撑。

1 水合物生成条件分析

天然气管道内生成水合物的必要条件是适当的压力和温度，以及出现自由水。目前，在预测天然气的水合物生成条件时，常用的方法有图解法、经验公式法、相平衡方法和统计热力学方法。其中统计热力学方法具有较好的理论基础，对于含酸性和非烃类组分较少的天然气具有较高的适用精度[3-6]。本文以Calsep PVTSIM 19.0软件中内嵌的PR78方程和统计热力学模型为基础，计算了番禺35-2气田A1H井的天然气的水合物生成条件。天然气的组分如表1所示，计算得到的天然气水合物生成温度、压力曲线如图1所示。

由图1可知，在压力为5～25 MPa的范围内，天然气水合物的生成温度为14.1～23.2 ℃。番禺35-21气田底层海水温度为9.5～11.6 ℃，远低于水合物的形成温度。

2 井口投产节流过程动态模拟

为了模拟投产过程中天然气几个A1H井口油嘴节流后的温度、压力变化情况，采用OLGA软件建立了井口油嘴节流过程动态模拟模型，模型示意图如图2所示。其中井筒深度为4 571 m，内径为63 mm，井底压力为33.2 MPa，温度为154.1℃；油嘴的阀杆总行程为34.9 mm；油嘴下游管道规格为φ168.3 mm×12.7 mm。配产的天然气量为19.3×104 m3/d，凝析油量为6.3 m3/d，水量为6.7 m3/d。在投产过程中，为了避免油嘴前后压差过大，造成节流后天然气的温度太低而损坏管道和设备，预先在海底管道中充入了压力为6 MPa的干燥氮气。

为了模拟投产过程中油嘴前后温度、压力的变化，在OLGA 7.1软件中设定模型的入口为压力、温度边界条件，出口为流量边界条件，计算结果如图3所示。

图3和图4表明，在投产过程中，油嘴后的温度先降低，后升高，而油嘴后的压力随着投产时间的增长而逐渐升高。特别是在投产初期，因油嘴前后压差较大，节流后的最低温度可达到-28 ℃，远低于对应压力下天然气水合物的生成温度；当投产92 min以后，油嘴出口温度达到了25 ℃，高于了水合物的形成温度；当投产200 min以后，生产已经达到了稳定状态，井筒、油嘴和海底管道中已经形成了较为稳定的温度场，油嘴下游温度将维持在62 ℃左右，油嘴节流过程中不会形成水合物。因此，在初始投产阶段，有必要研究水合物的防治方案；当投产92 min以后，油嘴中将不再存在稳定的形成水合物的条件。

3 投产过程的水合物防治方案

目前，在防治天然气的水合物时，常用的方法是注入水合物抑制剂。其中，乙二醇因具有毒性低、挥发性差的特点而得到了广泛的应用。但是乙二醇溶液的凝固点降低（当水溶液中的乙二醇质量浓度为30%时，凝固点为-14.1 ℃），在初始投产过程中容易发生冻堵，因此番禺35-2气田中不能全程采用乙二醇作为水合物抑制剂[3，6]。相比于乙二醇，甲醇溶液虽然具有较大的毒性，但是凝固点较低，正好弥补了乙二醇溶液的不足。所以，综合采用了甲醇和乙二醇溶液相结合的水合物防治方案。

此时，如何确定水合物抑制剂的注入量是首先需要解决的问题。首先根据水合物生成温度与节流后最低温度差，采用式（1）计算有效抑制水合物生成的抑制剂浓度[7]：

考虑到甲醇注入到介质中后，不仅会与水混合，还会与凝析油混合，因此可采用式（2）计算抑制的注入量：

上方法，计算得到为了抑制水合物的生成，甲醇在富液中的浓度应达到69%以上，乙二醇在富液中的浓度应达到29%以上。若贫液中甲醇的浓度为100%，则甲醇抑制剂的注入量为366 kg/h；若贫液中乙二醇的浓度为80%，则乙二醇的注入量为67 kg/h。

在实际注入过程中，为了降低具有毒性的甲醇对生产的影响，当油嘴节流后的温度高于乙二醇富液的凝点2 ℃时，即可将注入甲醇切换为注入乙二醇。根据图3，当投产开始以后32 min时，油嘴后的温度可达到-12 ℃，而质量浓度为30%的乙二醇溶液的凝点为-14.1℃，此时可以将注入的甲醇切换为乙二醇，从而达到既有效防治水合水合物生成，又安全环保的目的。

4 结 论

（1） 采用OLGA 7.1软件建立番禺35-2气田A1H井投产过程仿真模型，计算了不同投产时间下井口油嘴下游的温度、压力变化规律，发现在投产初期油嘴下游温度低于水合物形成温度，存在水合物生成风险。

（2）根据天然气的组成，计算了水合物的形成温度。根据投产过程中的温度与水合物形成温度之间的差值、油气水的产量，计算了采用甲醇、乙二醇作为水合物抑制剂的注入浓度和注入量。

（3）针对低温下乙二醇溶液容易凝固的问题，提出了投产初期采用注入甲醇，当温度高于乙二醇溶液的凝点后再切换为注入乙二醇的水合物抑制剂注入方案。

参考文献：

[1]衣华磊， 周晓红， 朱海山，等. 深水气田水下井口水合物抑制研究[J]. 中国海上油气，2012， 24（5）： 54-57.

[2]戴宗，罗东红，梁卫. 南海深水气田测试设计与实践[J].中国海上油气，2012， 24（1）： 25-28.

[3]孙欧阳，李长俊. 高含H2S天然气水合物生成条件计算模型的改进[J]. 油气田地面工程， 2012， 31（3）： 26-27.

[4]潘一， 杨双春. 天然气水合物研究进展[J]. 当代化工， 2012， 41（4）.

[5]刘俊杰， 马贵阳， 潘振， 刘培胜. 天然气水合物开采理论及开采方法分析[J].当代化工， 2014， 43（11）.

[6]苏文坤，成庆林，范明月. 气田集输系统水合物防治工艺的对比分析[J]. 当代化工， 2015， 44（8）：1897-1899

[7]马国光. 天然气集输工程[M]. 北京：石油工业出版社，2014.