气田稳产末期气井注醇制度优化效果评价
2017-11-08夏玉琴刘小江折文旭常玉婷
夏玉琴，刘小江，折文旭，李 君，常玉婷
（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西西安 710018）
气田稳产末期气井注醇制度优化效果评价
夏玉琴，刘小江，折文旭，李 君，常玉婷
（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西西安 710018）
随着气田生产到达稳产末期，压力低且较为稳定，天然气水合物形成条件受压力影响程度明显减小，形成规律较开发初期发生明显变化。本文结合目前开发现状，重点从天然气集输过程中气流的温度变化研究出发，分析气井在低压条件下水合物形成规律，着重从注醇方式、注醇节点两方面进行优选，同时考虑保温、加热等辅助措施，综合评价气井防堵效果和注醇制度合理性，以保证气井产能。同时对比分析不同注醇制度下管网运行效果。
稳产末期；低压；注醇制度；注醇方式；气流温度
1 现状分析及存在问题
随着气田生产处于稳产末期，压力低且压降缓慢，因此在目前较低的生产压力下，其对水合物形成的影响程度较气田开发初期降低，而地层温度和环境温度却几乎作为恒定条件而存在。气流在集输过程中随单井管线长度增加，气流温度变化幅度增大；针对产液气井，在生产过程中由于液相较气相对温度变化敏感度低，因此气体在携液运输过程中温度变化幅度相对较小，但受地形起伏影响较大。总结归纳主要分为以下三种情况：
（1）当井口距离集气站较近时，气流温度变化幅度小，进站温度接近井口温度；
（2）当井口距离集气站较远时，气流温度受环境影响使进站温度接近环境温度；
（3）当地形起伏较大时，管线易积液，积液温度接近环境温度，低温时若积液发生冻堵，在此过程中会产生节流效应，形成水合物（见图1）。
图1 不同集输条件温度变化示意图
气井在生产过程中受环境温度的影响注醇呈季节性变化，表现为夏季注醇量小，冬季注醇量大。为了减少管线及站内冻堵的风险，保证气井的正常生产，通常采用提早注醇、提高注醇量的方式预防堵井，因此部分时间部分气井存在过量注醇的情况，注醇方式及注醇量存在一定的优化空间。
2 注醇制度优化
目前的注醇方式有两种，为井口注醇和站内注醇，而井口注醇又包括油管注醇和地面管线注醇，针对气流温度的损失原因分析，井口温度和进站温度的变化可以作为注醇方式优选的标准。总结气井历年的生产规律，通过分析85口气井2015-2017年每天早8点进站、井口温度变化情况，统计表明，冬季供气阶段井口平均温度最低时为15℃左右，进站平均温度最低时为5℃左右。因此将井口温度15℃，进站温度5℃作为注醇方式优选的临界值，摸索出注醇方式的参考标准（见表1）。除此之外注醇方式优选应该考虑“油管注醇四不选”原则：即产液井尽量不选、低产井尽量不选、站边井不选、速度管柱井不选[1-3]。
表1 注醇方式的参考标准
在跟踪气井生产动态、温度变化规律的基础上，实时调整气井的注醇方式之外，做好管线埋深、井口保温、站内加热等辅助措施，确保气井产能的正常发挥。
3 注醇制度优化效果评价
3.1 单井效果分析
3.1.1 中高产井 这类气井普遍具有井口温度高且稳定，集输过程中气流温度损失小的特点，这类井以自然生产为主，如A井（见图2）。
图2 A井集输过程中气流温度变化示意图
A井全年生产过程中气流温度较高，集输过程中温度变化幅度小，进站温度接近井口温度，全年采取自然生产即可确保气井产能。
3.1.2 携液能力强的低产气井 这类气井产液量小，气量低，自身携液能力强，集输过程中气流温度受环境温度影响较大，以地面注醇、站内注醇为主，站内加热为辅，如B井（见图3）。
B井在生产过程中平均液气比为0.21，携液能力较强，气流温度受环境影响使进站温度变化幅度大，这类气井在夏秋两季以自然生产为主，冬季供气阶段采取适量地面管线注醇，站内注醇并辅以站内加热的方式确保正常生产。
3.1.3 易积液中产井 这类气井产液量较大，但自身携液能力较强，气流温度随携液量在一定范围内波动，冬季采取泡排措施后气流携液量大，使地面管线容易冻堵，因此宜采用地面管线注醇、站内加热方式，如C井（见图 4）。
C井产液量大，气流温度随携液量在一定范围内波动，夏到初秋季以自然生产为主，冬季供气阶段长时间采取地面管线注醇、站内注醇并辅助以站内加热的方式即可确保生产。
图3 B井集输过程中气流温度变化示意图
图4 C井集输过程中气流温度变化示意图
3．1．4 易积液低产井 这类气井自身携液能力差，井口温度偏低，尽量不采用油管注醇；当井口温度低于5℃、昼夜温差较大时调整为油管注醇，如D井（见图5）。
图5 D井集输过程中气流温度变化示意图
D井气量低且自身携液能力差，在夏季自然生产即可，进入秋冬季供气阶段后井口温度偏低，一般先采用地面管线注醇，当井口温度低于5℃、昼夜温差较大时调整为油管注醇，根据进站温度值的变化采取适量的站内注醇。
3．2 总体效果评价
通过跟踪分析气井生产动态，及时发现气井生产异常，参照注醇标准调整优化注醇制度，2016年相较2015年甲醇少注入 550 m3，气井堵井频次相对持平，节约了一定的生产成本的同时确保了气井正常生产，达到了降本增效的目的（见图6）。
3.3 管网运行评价
合理注醇避免了甲醇的过量注入，减轻了管网额外运行负担，从2015年11月清管作业以来至2017年1月，各支干线运行压力平稳，上、下游压差稳定，管网运行良好。
4 结论及建议
（1）中、高产井井口、进站温度全年均较高且稳定，以自然生产为主。
图6 2015-2016年月甲醇注入对比
（2）中、低产井以气井生产动态、温度变化、产液规律为基础，综合分析优选注醇方式，同时跟踪气井的生产动态及时调整，确保各类气井正常生产。
（3）针对下放井下节流器及速度管柱气井，根据温度变化优选地面管线注醇，辅助站内加热、站内注醇。
（4）遵循油管注醇“四不选”原则：产液井尽量不选、低产井尽量不选、站边井不选、速度管柱井不选。
（5）冬季高峰供气前，对裸露的地面管线及时掩埋，加强井口、站内设备的保温工作，做好保供准备工作。
（6）合理注醇避免了甲醇的过量注入，保障了气井正常生产，减轻了管网额外运行负担，达到降本增效的目的。
［1］关昌伦.天然气水合物抑制剂甲醇注入量的计算［J］．天然气与石油，1993，11（4）：8-29.
［2］李长俊.天然气管道输送［M］．北京：石油工业出版社，2000.
［3］李士伦．天然气工程［M］.北京：石油工业出版社，2001.
TE377
A
1673-5285（2017）10-0080-04
10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.020
2017－09-18
