天然气采输过程中水合物防治技术研究应用

康成瑞

(中国石化江苏油田分公司油气开发管理部，江苏 扬州 225006)

天然气采输过程中水合物防治技术研究应用

康成瑞

(中国石化江苏油田分公司油气开发管理部，江苏 扬州 225006)

江苏油田气田进入有水开发阶段，部分气井在井筒、井口及地面流程设备等处出现天然气水合物冻堵的现象，严重影响气井的正常生产。针对此问题，以肖8井和盐城1-2井为样本，综合天然气组分、压力场和温度场、产水量、产出水矿化度等静态因素以及气流速度、温降速率、压力降幅等动态因素，对天然气水合物形成进行了研究；通过对比评价，筛选出最优的水合物抑制剂；采用配套工艺系统，有效地抑制了气井水合物的形成，解决了水合物冻堵影响气井生产的难题，对气井保护性开采及提高采收率起到了重要作用。

天然气 水合物 开采 集输 堵塞 抑制剂 配套工艺

江苏油田朱家墩、肖刘庄及永安等气田先后有8口气井投入生产。气井进入有水开发阶段，在井筒、井口及地面设备处频繁出现天然气水合物冻堵的现象。全年发生井筒堵塞6井次，流程设备堵塞8次。受工艺流程及技术限制，井筒解堵采取关井自然解堵，20℃环境温度下，一般需要20天左右，严重影响开井时率，同时单次解堵影响气井产量近24×104m3。地面解堵采取放空解堵，放空时间需1 h左右，放空气量近5 000 m3。

对于放空解堵无效井，采取关闭生产阀门及进站阀门，放空两端流程内气体。由于在高压条件下频繁开关，阀门易受损，更换耗资巨大。为了有效解决气井水合物堵塞的问题[1]，开展了气井水合物防治技术研究。

1 天然气水合物形成影响因素研究

1.1 天然气水合物影响因素静态研究

以肖8井和盐城1-2井开发现状为基础，分别进行了不同天然气组分、不同压力场和不同温度场、不同产水量、不同产出水矿化度等影响因素研究[2]。

1.1.1 压力场(温度场)的影响

(1)从井筒压深、温深曲线与天然气水合物生成相平衡压力与温度分析得出，肖8井在静止状态下环境温度低于16 ℃时，井筒近井位置及进站流程极易形成水合物(见图1、图2)，这与现场实际相符。

(2)盐城1-2井在井筒温度低于20 ℃时，井筒近井位置极易生产水合物(见图3、图4)，与现场生产实际相符。

图1 肖8井压深、温深曲线

图2 肖8井水合物生成相平衡压力与温度关系曲线

图3 盐城1-2井压深、温深曲线

图4 盐城1-2井水合物生成相平衡压力与温度关系曲线

1.1.2 天然气组分的影响

为了研究不同天然气组分对水合物生成的影响，在原气样的基础上，复配了四种不同甲烷含量(70%、80%、90%、97%)的天然气，其水合物生成的相平衡压力与温度关系见图5。

表明甲烷含量越高水合物生成温度越低，或生成压力越高。

1.1.3 产水量及矿化度的影响

(1)研究表明，在目前地层水矿化度下(肖8井14 257.84 mg/L、盐城1-2井15 076.22 mg/L)，水合物静态生成条件不受产水量的影响，但是产水量增加，会在一定程度上升高流体温度，有利于水合物防治(见图6)。

图5 气藏天然气及复配气水合物生成相平衡压力与温度关系曲线

图6 不同产水量生成水合物相平衡压力与温度关系曲线

图7 不同矿化度生成水合物相平衡压力与温度关系曲线

(2)在一定产水量下(肖8井0.16 m3/d、盐城1-2井15.27 m3/d)，水合物生成温度随着矿化度的升高而降低。同时，矿化度高的地层水较难生成水合物，矿化度低的地层水容易生成水合物(见图7)。

1.2 天然气水合物堵塞动态规律研究

模拟现场生产动态(不同的气流速度、温降速率、压力降幅)，使研究结果更符合生产实际。

1.2.1 气流速度的影响

随着气流速度的升高，水合物堵塞时的温度随之降低，即更不容易生成水合物(见表1、表2)。对比静态数据，动态堵塞温度点要比静态点低，这是因为少量水合物在高速气流下被带走，不易聚集、堵塞。

1.2.2 降温速率的影响

从表3、表4中可以看出，降温速率越大，水合物堵塞所需时间越短，堵塞时温度越低，这是由于降温速率太大，水合物来不及生成聚集、堵塞。

表1 肖8井不同流速对应的不同产气量

表2 盐城1-2井不同流速对应的不同产气量

表3 肖8井不同降温速率下水合物堵塞温度

表4 盐城1-2井不同降温速率下水合物堵塞温度

1.2.3 压力降幅的影响

表5和表6显示，压力降幅越大，降压前后温差越大。肖8井压力降幅控制在3 MPa以内，盐城1-2井二级节流压力降幅控制在2.7 MPa以内。

表5 不同压力降幅下肖8井水合物堵塞温度

表6 不同压力降幅下盐城1-2井水合物堵塞温度

2 水合物抑制剂评价筛选

现场应用的热力学水合物抑制剂大部分为甲醇和甘醇类，因江苏油田采油一厂各气田工艺现状，无法对甲醇和甘醇类抑制剂回收处理，为此，研究了适合气田特点的新型动力学抑制剂[4]。

(1)不同浓度抑制剂抑制效果评价筛选。

(2)过冷度对抑制剂的影响

针对肖8井和盐城1-2井，利用2.0%的1#抑制剂，研究在不同过冷度下的抑制效果。图9中，特定压力下，过冷度越大，抑制剂对水合物生成的抑制时间越短，抑制效果越差。

(3)温度对抑制剂的影响。

将1#抑制剂配制2.0%的溶液加温到150℃后冷却至室温，测试抑制时间。从图10中可以看出：肖8井及盐城1-2井升温前后抑制剂效果几乎没有变化，因此推定，1#抑制剂加入井筒后，在井底高温下，其抑制效果不会改变。

图8 不同质量分数的抑制剂抑制时间对比

图9 2.0%的1#抑制剂在不同过冷度下的抑制时间

图10 1#抑制剂升温前后抑制时间对比

(4)矿化度对抑制剂的影响。

从图11中可以看出：矿化度的高低不影响1#抑制剂抑制时间与过冷度关系。

(5)凝析油对抑制剂影响。

从图12中可以看出，加入凝析油后抑制剂抑制时间有微小增加，变化很小。

图11 不同矿化度下抑制剂抑制效果对比

图12 凝析油加入前后抑制时间对比

(6)与泡排剂配伍性。

机构知识库（Institutional Repository）又称机构信息库、成果数据库、机构知识库、机构典藏库，是收集、存放某个或多个学术机构创造产出的，可供机构内外用户共享的学术文献数据库[1]。高校机构库不仅可以用来收集、整理、保存本校的科研以及学术成果，也可以给本校师生提供资源共享和学术交流的平台，便于展示本机构的科研实力，促进学术信息交流和资源共享[2]。

由图13中看出，加入泡排剂对1#水合物抑制剂的抑制效果没有影响。

图13 盐城1-2井加泡排剂前后抑制剂抑制时间的数据变化

通过综合性能评价分析，评价筛选出适合肖8井和盐城1-2井的动力学抑制剂为质量分数为2.0%的1#抑制剂(即UT4-6型)。

3 水合物防治配套工艺技术

3.1 抑制剂地面加注工艺配套

采用撬装式抑制剂加注工艺系统，系统由汽油发动机、高压往复泵两大部分组成。汽油发动机为高压往复泵提供动力。高压往复泵包括三柱塞泵、溢流阀、止回泄压阀、高压软管等。

撬装式加注工艺系统特点：

(1)采用汽油发动机解决了气井井口动力源；

(2)系统自备配液罐，保障了注入药剂的质量；

(3)工作压力高、流量大、安全可靠；

(4)体积轻巧，操作简单，工作强度轻。

3.2 水合物抑制剂投加参数确定

(1)抑制剂加注方案：①加注方式：从套管注入。②加注时机：肖刘庄气田井口无加热装置，开井前套管注入抑制剂。在盐城气田，开井，可从泡排套管加注；关井，则采取油管灌入后关井。

(2)加药量优化：利用抑制剂在不同条件下的使用浓度优化结果，可求出抑制剂用量[3](见表7)：

VF=QL×ξF

式中：VF为抑制剂用量，kg；QL为井底积液量，kg；ξF为加药浓度，%。

4 现场应用及效果分析

肖刘庄气田投加水合物抑制剂，共进行了4个阶段现场试验，工艺成功率达100%(见表8)，井筒无冻堵现象，有效期达15天。

表7 各气田水合物动力学抑制剂加注表

表8 肖刘庄气田现场试验数据

取得的经济效益：年减少放空气量2.5×104m3；年减少关井天数45 d，年累计增产气量157.5×104m3。按天然气销售价格1.1元/m3计算，年增销售额176万元。抑制剂试验及设备研发投入40万元，年药剂使用费用为37.2万元，合计77.2万元。投入产出比为：1：2.3。

5 结论

(1)通过开展水合物防治技术研究与应用，有效地解决了气井天然气水合物冻堵问题。

(2)研发的井口撬装式加注装置，有效解决了现场无动力源、气井井口高压注入等问题，降低了施工成本，施工安全性得到有效保障。

(3)评价筛选的1#水合物抑制剂，适应气藏高温、高压、产出液凝析油含量高的特点。且无需后续回收装置，安全环保，满足现场工艺流程及生产需要。

[1] 杨川东.采气工程[M〗.北京：石油工业出版社，1997.

[2] 邱奎.天然气水合物的预测与防治措施[J〗.重庆石油高等专科学校学报，2001，3(4):17-18.

[3] 李长俊,杨宇.天然气水合物形成条件预测及防止技术[J〗.管道技术与设备，2002，10(1):8-10.

[4] 周厚安,蔡绍中,唐永帆.天然气水合物新型抑制剂及水合物应用技术研究进展[J〗.天然气与石油，2006，45(6)：15-19.

Technologyofhydratepreventioninproductionandtransportationofnaturalgas

KANG Chengrui

(OilandGasDevelopmentManagementDepartmentofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC，Yangzhou225009,China)

As gasfields of Jiangsu Oilfield entered the waterthrough development period, the frozen plugging phenomena of nature gas hydrate occurred at wellhole, wellhead and ground process equipment of some gas wells, which seriously influenced the gas well production. Aiming at the problem, taking Xiao8 well and Yancheng1-2 well as examples ,the static factors such as gas composition, pressure field and temperature field, water production, and the salinity of the produced water, etc., and dynamic factors of gas flow rate, temperature and pressure reduction rate, etc. were combined to carry out the study of nature gas hydrate formation. Based on the comparative evaluation, the best hydrate inhibitor was found. With the use of corresponding technology, the formation of hydrate in gas well was effectively inhibited. The technology can play an important role in protective production and improving recovery rate of gas wells.

natural gas; hydrate; production; blocking; inhibitor; supporting technology

TE327

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.04.017

2017-08-03；改回日期2017-11-14。

康成瑞(1976—)，高级工程师，现从事采油工程生产与技术管理，E-mail：kangcr.jsyt@sinopec.com。

攻关项目：中国石化江苏油田分公司(JS09028)。

(编辑 韩 枫)