浅谈高压、低温气井工艺参数控制与研究

吴有明　李国汉　杨文忠

摘 要：随着地质勘探、钻井与气井完整性管理等技术不断提升，近几年在地层深部陆续发现、开采了很多高压、高产、高温的“三高”气井，天然气产量大幅度增长。然而，并不是所有的都是“三高”气井，在气藏边缘，受地质因素及储层改造等原因，出现了高压、低渗井，这些井具有高压、低产、低温的特点，在生产过程中因节流、降压容易生成水合物，造成地面工艺管线冻堵，回压升高，引发联锁关井，甚至有爆管的可能，给安全生产带来了重大隐患，降低了气田整体开发水平。在现有的条件下，如何调整生产工艺参数及措施就变得成为重要。

关键词：高压;低温;水合物;冻堵

1 背景介绍

近几年，随着地质勘探、钻探技术不断提高，在深层构造中不断发现了高压油气藏，井深达5000m以上，多数采气单井具有“三高”气井的特点，但部分单井受物性条件、储层改造措施影响，关井油压70MPa以上，无阻流量在20-30×104m3之间，出现了高压、低孔、低渗特征油气藏，为了科学开发气田，作为气藏边缘井，加大采气速度的同时、考虑了疏松的地层结构与合理的井底流动压差，单井配产在10-15×104m3/d左右。因井深、产气量低，无法将井底高温带至井口，井口温度在25℃左右，导致气井高压、低温。

单井井场生产工艺通过三级节流将70MPa以上的油压降压至12.00MPa左右的系统压力生产。大幅度节流、降压后，因熵变，温度急剧降低，水合物析出，与生产出来的杂质溶合在一起，造成井场地面工艺管线回压升高，频繁关井，影响气井正常生产。

2 分析原因

2.1 气井中产出的天然气中为什么会有水

①区块为层状边水断背斜型湿气气藏，且处在气藏边缘;

②温度低，且低于各井的水合物形成温度。

2.2 成分及有利用生成水合物的条件：

2.2.1 汞元素

在构造中含有大量的汞元素，在高温下汞为气体，常温状态下银白色重质液体，可自然挥发，低温下为液态汞。

2.2.2 砂、蜡等杂质

因加大开采力度，造成轻微出砂，含蜡，析蜡温度在7℃～25℃之间。

2.2.3 成核/晶体

途经阀门、三通、弯头、焊接处等产生的阻力，有利于水合物成核/晶体。

2.2.4 水合物形成温度

在系统压力下，水合物形成为18℃左右（表1），因节流导致温度下降，二级节流后温度一般在5-10℃之间，个别单井在0℃以下。

2.2.5 流动状态

井口出来的介质在两级节流后进入管线，因高速流、方向、压力变化造成的搅动，会使密度大的砂、蜡、液态汞等杂质与水合物结合在一起，在有阻力的地方沉积。

2.3 水合物的处理方式

2.3.1 脱水

利用设备将天然气中的水去除。目前采气单井不具备脱水条件，增加脱水装置也意味着开采成本的增加。

2.3.2 加热

如果天然气从井底、井筒带上来的温度足够高， 气体水合物也会融化。根据区块各单井井场工艺流程，高压、低产井都安装了真空加热炉。遗憾的是真空加热炉安装在二级节流后，主要解决三级节流后采气支线进站管线冻、堵问题。目前主要矛盾集中在二级节流后至真空加热炉入口的管线。

2.3.3 降压

如果节流后压力足够低，会降低水合物形成。作为西气东输的源头，结合整个气田的运行，降低系统压力生产基无可能。

通过以上节点分析，生产出来的天然气，经井口两级笼套式节流阀节流、降压，在进入真空加热炉前，因熵变使温度下降，当温度低于水露点时水合物析出，在节流阀、弯头、焊接处因阻力增大，造成水合物与砂、蜡、汞等杂质一起沉积下来，形成一种非化合物性质的冰水混合物，导致回压升高。

增加脱水装置成本太高，要解决问题只能从现有工艺、技术上去做调整。精细化调整生产参数或增加其他辅助措施，确保二级节流后的采气支线不发生冻堵，达到单井平稳生产。

3 措施及方法

高压气体节流主要产生焦耳--汤姆逊膨胀，即较高压力下的气体经节流后向较低压力方向绝热膨胀过程。节流后产生低温效应，再结合单井产出游离水，在管道内形成以水合物、砂、蜡、汞等结晶的混合物，造成工艺管线冻堵。

3.1 如何调整井口参数

生产稳定后，当井口油压P1保持不变，节流后压力P2降低，瞬间产气量会增大，当P2的压力降低到某值PC时，产气量 qsc将达到最大值，即临界流量;在此状态下，若油压不变，P2进一步降低，流量也不再进增加;当P2上升但不超过油压，短暂时间过后，流量也不会减少;两种状态临界的压力比值为：

P_C/P₁=（2/（K+1））^{sqrt（K/（K-1））}

按大北区块天然气相对密度为0.6，K值取1.3，此时的临界比为PC/P1=0.546。在此情况下，保持一级笼套式节流阀开度，确保油压、产气量不变;增大P2，缓解因压力降低导致的温度损失，即可上提介质温度。

3.2 为什么上调节流后压力会提高温度

节流阀节流主要产生焦耳--汤姆逊膨胀效应，即熵变。在气井井场工艺流程系统中，介质与外界无物质和能量的交换，这种反应遵守熵增加原理，直到反应达到平衡。天然氣从节流前P1、T1的状态，经节流后变化为P2、T2的状态，根据能量守恒定律，P2值越小，T2值越小，为提高单井节流后的温度，增大P2的压力值，在不影响产量的情况下，P2值越接近PC值，效果越好。

根据现场工艺流程，通过一级笼套式节流阀调控井口油压、产气量，二级笼套式节流阀控制一级节流后压力，真空加热炉出口节流截止阀控制二级后压力。参数调整过程中，保持一级笼套式节流阀开度情况下，调节二级笼套式节流阀、真空加热炉出口调节阀，建立合理的差压梯度，既满足正常的配产量，也保证各级差压基本相同，不会因节流压差过大导致某级节流阀损伤;最核心调整是在真空加热炉及二级节流后工艺管线的设备参数基础上，尽可能的上调二级节流后压力、提高温度，减少或降低水合物形成。下表为压力调整后参数对比表。

3.3 辅助措施

通过现场工艺流程的调整，仍然不能解决问题，在此基础上增加其他辅助措施，保证单井平稳生产。

3.3.1 保温设施

在二级节流后增加高功率的电伴热带，对轻微的冻堵可起到缓解作用。

3.3.2 加入水合物抑制剂及其他药剂

安装移动注剂撬，在二级节流后注入水合物抑制剂，破坏水合物的氢键、降低形成温度，抑制水合物的生成。现场使用最多、最广泛的是甲醇和乙二醇。根据天然气成分、温度等因素考虑，采用了甲醇抑制剂，因为甲醇对温度使用范围更大，注入气流中后，首先，甲醇会全部或大部分蒸发到气相中，并随水合物蒸气的冷凝而均匀地溶于水溶液中，有足够的抑制剂浓度，溶液凝固点低、粘度小，较好起到了抑制作用;其次是甲醇不与凝析油反应，不会造成水合物粘度上升。在此基础上根据单井含蜡量、析蜡温度等因素，按一定比例掺入清蜡剂，达到降低水合物生成、去除蜡结晶。

同时在生产过程中，根据压力、温度判断，定期开大三级节流阀降压、冲洗，清除管内水合物及杂质，也可缓解冻、堵现象。

4 结论与效果

通过精细化参数调整和增加辅助设备，目前在该区块有多口高压、低温井保持正常生产，日产气量达200× 104m3/d左右，这些处于气藏边缘井的正常开采，给气藏顶部、高点的采气井延缓了见水时间，为气田整体开发提供了有力支持。

目前采氣井地面生产工艺是相对成熟的技术，特别是通过加入药剂进行防堵、解冻，维持设备、生产系统的正常运行，在各气田广泛实施。

通过精细化调整高压、低温气井参数，保时率，促生产，对于指导此类型气井的生产有重要意义。在其他相类似的气井进行整体设计时，可以考虑在井筒内安装井下节流器，也可在油套管环形空间增加自控式加热设备，以此来提高井口温度，确保采气单井平稳运行，为提高气田整体开发水平具有指导意义。

参考文献：

[1]陈月明，李淑霞.天然气水合物开采理论与技术[M].北京：中国石油大学出版社，2011.

[2]严明卿.天然气输配技术[M].北京：化学工业出版社，2006.

[3]李椿著.热学[M].北京：中国科学技术大学出版社，2014.

作者简介：

吴有明（1975- ），男，汉族，籍贯：重庆，采气高级技师，成人本科，从事石油天然气开发专业，塔里木油田分公司博大油气开发部。

李国汉（1981- ），男，汉族，籍贯：甘肃，中级职称，本科，从事石油天然气开发专业，塔里木油田分公司博大油气开发部，油气田开采，中级职称。

杨文忠（1970- ），男，汉族，籍贯：四川，石油技校，从事石油天然气开发专业，塔里木油田分公司博大油气开发部，采气工，技师。