苏C区块井间串接模式下注醇量合理优化研究及应用

2017-11-30贾立环戴金宏

石油化工应用 2017年11期

关键词：损失量水合物气田

韩炜，王力，贾立环，戴金宏，张杰，张翔

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018）

苏C区块井间串接模式下注醇量合理优化研究及应用

韩炜1，2，王力2，贾立环2，戴金宏2，张杰2，张翔2

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018）

从天然气水合物生成条件预测及抑制剂注入量计算原理入手，根据目前苏C气田集中注醇工艺现状，合理优化注醇量，使气井注醇量更加科学合理，不但减少了井堵频次，还避免了甲醇浪费，从而达到节约降耗的目的。同时编制了计算软件HydratePro，简化计算过程，方便员工使用，可以为苏C气田气井的合理注醇量提供参考依据。

天然气水合物；预测；合理注醇量

苏里格气田经过多年的现场实验和理论研究，形成了“井下节流，井口不加热、不注醇，中低压集气，带液计量，井间串接，常温分离，二级增压，集中处理”的中低压集气模式，经过近几年的生产运行，证明了这套集气模式是先进可靠的，具有安全、经济、实用的特点，保证了苏里格气田的正常开发。

但随着气田开发的进一步深入，特别是产能规模的不断扩大，产建新井逐年增多，管网布置由前期的“单井进站”集输模式向“树枝状井间串接”转变，既施工灵活、适应性较强，又有效降低管线投资。目前苏里格东区共敷设采气干管206条/1 175.915 km，采气管线1 308条/1 876.295 km，其中单井进站主要存在于下古集气站，共有77条，其余36条均采取串接模式。

在冬季运行中，环境温度低，下古天然气集输管线系统运行压力高（6 MPa～20 MPa），极易形成水合物造成管线冻堵，下古集气站主要采用站内注醇泵集中加注甲醇抑制管线中水合物的生成，由于管网结构的改变，由一泵一井转变为一泵多井，另外在井间串接模式下，地面管网携液状态不稳定，井筒及管线中经常出现断塞流，甲醇注入量凭以往经验加大注入，这样不仅造成了不必要的浪费，增加了采气成本，而且又不能确定是否能够完全预防管道堵塞。本文通过对水合物生成条件预测及抑制剂加注量的研究，结合水合物生成预测及抑制软件HydratePro指导现场注醇泵运行，根据单量制度摸排产液规律，及时计算调整注醇量，使注醇量更加科学合理，既减少了管线冻堵频次，同时大大降低甲醇用量，切实达到降本增效的目的[1，2]。

1 水合物生成条件预测

目前水合物生成预测的方法有很多，包括经验公式法、图解法、平衡常数法以及热力学模型法。其中经验公式法是通过对实验数据的回归得出一系列的关联式，其中代表性的有Makogon公式、Kobayashi公式以及Motiee公式等。图解法包括比重法和Baillie-Wichert法，该方法能够快速直观地展现水合物生成温度-压力条件，不过由于其准确度较差，因此该方法仅适用于水合物生成条件的粗略估算。平衡常数法是基于水合物生成的气固相平衡理论而建立的，该方法通过Mann等提出的统计热力学法计算各组分气固平衡常数，准确性很高。热力学模型法是以Van der Waals-Platteeuw气体等温吸附模型为基础，通过计算水合物相平衡体系中水在水合物相（H相）与富水相（W相）中的化学位，完成水合物生成温度压力的预测，包括Parrish-Prausnitz模型、Du-Guo模型以及后来中国石油大学陈光进教授提出的Chen_Guo模型。通过对比分析，最终采用Baillie_Wichert方法进行水合物生成条件的预测。

Baillie_Wichert方法是由Baillie C和Wichert E于1987年建立的，该方法基于密度法的思考，但相对于密度法复杂的多。除了天然气的密度，本方法还考虑了H2S和C3H8含量对水合物生成条件的影响，其中C3H8对于生成温度的影响是关于压力和H2S浓度的函数。另外，在前面提到的所有查阅图表的方法中，只有它适用于酸性天然气。该方法同时也是气体加工工程数据手册（GPSA Engineering Data Book）所推荐使用的，准确度非常高。

使用Baillie_Wichert图预测水合物的生成温度时，首先根据气体的组分求出密度Δ，然后查图1的右下图依据气体中H2S的摩尔浓度（百分比），先确定水合物生成温度的基准值T1，然后查图1的左上图依据气体中H2S的摩尔浓度（百分比）、C3H8的摩尔浓度（百分比）以及气体的压力确定水合物生成温度的修正值T2（可正可负），因此最终生成温度T=T1+T2，在本项目应用过程中，通过对图1进行差值分析，得到一系列的拟合公式，使得可以通过计算机直接计算水合物生成温度压力关系，避免了人为查图所造成的误差，提高了计算的精度和速度。

由上述步骤可知，使用Baillie_Wichert图进行预测时，仅仅需要已知天然气的密度，气体组分中H2S的摩尔浓度（百分比）和C3H8的摩尔浓度（百分比）就可以得出水合物的生成条件。

2 抑制剂注入量计算

图1 Baillie_Wichert图水合物生成预测

通过水合物生成条件的预测，确定甲醇的注入时机即为应尽可能在水合物生成之前给管线中注入甲醇水合物抑制剂，使得甲醇与管线中的气液相均匀地接触，保证管线中的气相和水溶液被抑制剂饱和，从而获得较好的效果。但加注量是亟需解决的关键问题，注入到管线中的甲醇总量M可以分为三个部分：一部分进入到水相中M1，一部分挥发到天然气中M2，还有一部分进入到凝析油相中M3，但只有水相中的甲醇才能起到抑制水合物生成的作用。因此甲醇抑制剂的注入量不仅要计算水中抑制剂的注入量，还应考虑甲醇在气相和凝析液相中的损失量。

M1可以通过John Caroll公式求解，而损失到天然气和凝析油相中的M2、M3则可以通过查阅GPSA气体加工工程数据处理手册图得到。

2.1 水相中抑制剂的加注量

对于天然气中抑制剂注入量的计算，John-Caroll提出以下公式：

式中：ΔT-水合物抑制剂的抑制需求，℃；x-水溶液中抑制剂的质量分数；Mw-管线中游离水的质量；H-抑制剂的特性常数，H的取值（见表1）。

表1 John Caroll公式抑制剂特性参数表

使用该公式计算温降与水溶液中抑制剂的浓度关系时，对于甲醇和乙醇，水中抑制剂的质量分数不超过85%，对于乙二醇、二甘醇和三甘醇，质量分数不超过50%。

2.2 抑制剂的损失量

一般而言，损失到气相和凝析液相中的甲醇量是非常小的，占总甲醇注入量的5%左右。可以使用GPSA所推荐的方法计算甲醇的损失量（M2和M3）。本文在计算过程中，将下图中的数据进行插值计算得出在给定条件下甲醇在气相、凝析液相中的损失量，减小了人为查图造成的误差，便于计算机处理（见图2、图3）。

3 现场实施及效果评价

基于前面的理论研究，为了简化繁琐的计算过程，方便现场人员使用，采用C++编程语言，开发了水合物生成预测及抑制软件HydratePro，预测了在井口压力下水合物的生成温度以及注入量。在苏C区块5座下古集气站进行现场实验，以2017年1月苏CA站19条管线为例，苏C7井井口压力为5.63 MPa，运行地温4.4 ℃，日产气 0.495 2×104m3，日产水 0.413 m3，日产油0.022 m3，硫化氢含量5.92 mg/m3，当安全距离为5℃，软件计算形成水合物的温度及注醇量。

苏C下古气藏井间串接模式下，地面管网携液状态不稳定，井筒及管线中经常出现断塞流，产液量不固定，甲醇注入量无法保持恒定，针对这种情况，结合单量制度，及时对注醇量进行调整，对于产液量较大的井，加密单量频次，避免因产液波动，造成注醇量不足或过量。苏CA站管线运行形成水合物的温度、甲醇加注量及对应注醇泵的行程统计表（见表2）。

图2 甲醇在气相中的损失量

图3 甲醇在液烃相中的损失量

以苏CA站10#干管为例，此干管上有3口井苏C10-1、苏C10-2、苏C10-3，2月4日根据单量数据计算注醇量为17.7 L/h，2月9日单量时发现产液量增加，重新计算调整注醇量为30.6 L/h，加密单量频次，2月12日单量产液量减少，随即调整注醇量为18.1 L/h，此后随时根据单量情况进行注醇量调整，以满足生产需求（见表 3）。

为了摸索出适应现场的合理加注量，建立甲醇加注四步法，即“软件计算结果作为理论基准、判识理论能否满足现场实际、根据现场情况对注醇泵行程逐级进行上调或下调、形成阶段运行制度”，最终确定每条管线对应注醇泵的行程，进而得出合理的甲醇加注量，并在生产过程中，根据单量数据产液量的变化，及时调整加注量（见表4）。通过现场实际情况与HydratePro软件相结合，对苏C下古集中注醇量合理优化，截至目前，苏C区块下古集气站冬季甲醇注入量较上年同期下降了968.506 3 m3，相当于每天降低甲醇消耗约9.69 m3，管线冻堵频次下降了约52%，既节约了气井的甲醇用量，降低了成本费用，又能保证管线平稳运行（见表 5、图 4、图 5）。