苏南气井甲醇注入量优化及效果评价

张华涛，王博，马力，李梦

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司（陕西 西安 710018）

1 实施背景

1.1 注醇的必要性

苏里格气田冬季气温低、温差大，采气管线经常发生天然气水合物冻堵而严重影响生产，目前普遍采用注入甲醇的方式抑制管线中天然气水合物的生成，保障气田冬季顺利生产。针对苏南井丛生产的特点，苏南在井丛安装甲醇罐及注醇泵，集气干管采用固定式注醇，单井配合移动式注醇。

1.2 优化注醇的必要性

1.2.1 甲醇成本大

井丛的注醇量主要根据生产经验和气温变化，随着开发井数的增加，甲醇的消耗量逐年增大，2014—2015年冬季高峰供气期间，苏南公司总共消耗甲醇约4 000 m3，成本约1 200万元，因此开展甲醇注入量优化研究，对苏南公司控制注醇量、有效降低生产成本有重要的现实意义。

1.2.2 注醇量计算缺少科学化依据

甲醇抑制剂注入量的两个主要参数是管线介质温度值和管线中的含液量。由于工艺设计的原因，苏南采气干管上下游并未单独安装温度计，并且各井丛由于产气量和干管掩埋时有起伏不同，干管中积液情况也不同，对甲醇注入量也存在较大影响。

1.2.3 注醇泵设计排量较大

在甲醇加注过程中，常用注醇量为504～1 260 L/d，即目前额定流量的10%～25%。但当注入排量设置低于15%～20%时，即756～1 008 L/d，经常出现因量程较小导致泵无法上量的问题，若保证注醇泵上量而提高排量，无形中又增加了甲醇注入量。

1.2.4 甲醇拉运风险大

甲醇具有毒性，工业酒精中大约含有4%的甲醇，若甲醇被不法分子当作食用酒精制作假酒，饮用后，会产生甲醇中毒，甲醇的致命剂量大约是70 mL。

2 成果内涵

2.1 对天然气管线最低温度进行预测

甲醇注入量与天然气管线温度密切相关，甲醇注入应保证管线最低温度点位置不发生水合物冻堵，就可以保证天然气管线正常生产，因此，准确预测天然气管线最低温度是计算合理甲醇注入量的基础。

根据各井口天然气的产量和温度数据，利用天然气管道温降基本公式，结合埋地管道总传热系数管道埋深，对天然气运行过程中的最低温度进行精确计算。

2.2 对甲醇的合理注入量进行计算

根据苏南水合物生成条件,通过计算管线最低运行温度、产液量数据，利用合理的公式计算甲醇注入量。

2.3 对注醇泵量程进行改造

针对甲醇注入量计算结果，用较小成本完成对注醇泵量程的改造工作，在确保足量注醇的同时，注醇泵高效运转。

2.4 施行降本增效管理措施

分别对单井、支干管、进行分级分类开关井制度化管理，并结合地温及管线温度优化注醇周期，总结出一套行之有效的降本增效管理措施。

3 主要工作

3.1 天然气输气管线温度预测

甲醇注入量与天然气管线温度密切相关，甲醇注入应保证管线最低温度点位置不发生水合物冻堵，就可以保证天然气管线正常生产，因此，准确预测天然气管线最低温度是计算合理甲醇注入量的基础。

3.1.1 天然气管道温降基本公式

假设天然气在埋地水平等直径圆管道中稳定流动，天然气视为牛顿流体。

根据能量守恒和传热学基本原理，建立天然气管道的温度变化微分方程[1]如下：

式中：K为管道总传热系数，W/(m2·K)；Din为管道内径，m；T0为管道埋深处地温，K；T为管线气流温度，K；Mg为天然气质量流量，kg/s；Cp为气体的定压比热容，J/(kg·K)；Di为焦耳—汤姆逊系数， ℃/MPa；P为气体压力，MPa。

若已知管道起点x=0 处温度TQ，对式（2）进行积分，可得沿管线的温度计算公式：

式（3）为输气管道温降基本计算公式，最后一项为焦耳-汤姆逊效应影响，若忽略该项，式（3）变为：

式（4）为苏霍夫公式，可作为管道温度计算的近似公式。

3.1.2 埋地管道总传热系数

根据管道温降计算公式，埋地管道总传热系数是影响管道沿程温度分布的重要参数，是指当气体与周围介质的温差为1 ℃时，单位时间内通过单位传热面积所传递的热量，表征气体与周围介质的散热强弱。

对于埋地天然气管道，其传热过程包括三部分，天然气与管道内壁的传热，管壁、绝缘层、保温层等层的传热、管道外壁与埋地土层的传热。总传热系数计算公式为：

式中:D为确定传热系数的计算半径，m；α1为管道内壁与天然气的传热系数，W/(m2·K)；λi为管道各层的导热系数，W/(m·K)；α2为管道外壁与埋地层的传热系数，W/(m2·K)；Dout为管道外径，m。

管道内壁的传热系数可根据以下公式计算：

式中:Nu为努谢尔准数；λg为天然气的导热系数，W/(m·K)。

式中：Re为雷诺数；Pr为普朗特数。

式中，μ为气体动力黏度，Pa·s。

假设管线埋地深度为h，当满足h/Din＞2 时管道外壁与埋地土层间的传热系数α2可由以下公式计算：

式中，λg为埋地土壤的导热系数，W/(m·K)。管道各介质层的导热系数可参考传热学资料综合确定。

3.1.3 管道埋深地温

在埋地管道设计中，管道埋深处的地温[2-3]影响介质的密度、黏度等物性参数，也是影响管道温降计算的重要参数。天然气管道埋深大都介于1～3 m 之间，地温受环境气温的影响较大，苏里格气田选取部分集气站安装地温仪，监测管线埋深处地温随时间变化（图1），从图1 可看出，管线埋深地温和气温变化趋势相同，都随季节周期性变化。

图1 苏里格桃2**集气站地温曲线

图2 为苏南集气站外输温度、第五处理厂入口温度时间变化曲线，可看出经过长距离管输后，天然气温度与地温变化趋势相同，说明管道温度主要受地温变化的影响，苏南有必要在集气站安装地温仪，实时监测管线埋深处的地温变化，为管线温度预测和优化注醇提供可靠依据。

3.2 气井合理注醇量计算

3.2.1 苏南水合物生成条件

天然气水合物是在一定温度和压力下天然气中的某些烃类组分与液态水形成的冰雪状复合物，水合物堵塞井筒、管线、阀门和设备，严重影响天然气生产，研究天然气水合物的生成条件，对避免水合物生成有重要的现实意义。

天然气水合物的生成条件包括：①有自由水存在，天然气温度等于或低于天然气中水的露点；②低温，体系温度达到水合物的生成温度；③高压，压力越高越有利水合物的生成。确定水合物生成压力和温度的方法[4-7]较多，大致可分为图解法、经验公式法、相平衡计算法和统计热力学法4类。每种方法有各自的适用条件，大部分方法都可以满足工程计算的要求。

图2 苏南集气站及第五处理厂温度曲线

天然气水合物的生成条件与天然气组分密切相关，苏南的天然气组分组成见表1。根据各组分的摩尔分数和相对分子质量，计算苏南天然气的相对密度为0.6，应用统计热力学方法计算得到了苏南天然气水合物生成压力-温度曲线（图3），根据天然气管线运行压力确定该压力下的水合物生成温度，预测天然气管线的最低温度，如果管线最低温度高于水合物生成温度，那么不注醇管线也不会生成水合物，如果管线最低温度低于水合物生成温度，就需要注醇，甲醇注入量与二者温度差值正相关[8-9]。

表1 苏南天然气组分组成

图3 苏南天然气水合物生成压力-温度曲线

3.2.2 合理甲醇注入量计算

抑制水合物生成的方法主要有两种：一是提高天然气的温度；二是天然气中加入水合物抑制剂。对于埋地天然气管道而言提高天然气温度不现实，注入水合物抑制剂成为最主要的措施，常用的抑制剂有甲醇、乙二醇和二甘醇等，甲醇可用于任何温度场合，沸点低，成本低，成为苏里格气田最常用的抑制剂。

哈默斯密特第一次提出了天然气水合物生成温度降与抑制剂水溶液质量分数的半经验关系式[10]：

式中：ΔT为水合物生成温度降，℃；M为抑制剂平均相对分子质量，甲醇为32.14，乙二醇为62.07，二甘醇为106.1；W为抑制剂溶液的质量分数，%；k为与抑制剂类型有关的常数，甲醇、乙二醇等取为1 297.2，二甘醇取2 427.8，乙二醇取 1 222.2。

由式（10）整理可得：

抑制剂用量包括两部分：一是保证水合物生成温降所必需的抑制剂用量；二是转为气态饱和气体所必需的抑制剂用量。抑制剂由液相和气相两部分组成，注入量计算公式为：

式中：Gm为抑制剂注入量，kg/d；G1为液相中抑制剂量，mg/m3；Gg为气相中抑制剂量，mg/m3；Qg为管道天然气产量，m3/d。

液相中的抑制剂量为：

式中：C为注入抑制剂的浓度，%；Wf为集气站日产水量与日产气量的比值，mg/m3。

气相中抑制剂量为：

α为抑制剂在单位体积天然气中的克数与在水中质量浓度的比值，可用经验公式计算，对于甲醇，其计算公式为：

3.3 苏南注醇优化现场试验

3.3.1 苏南井丛注醇量计算

根据地面集输工艺特点，苏南在BB9’井丛安装甲醇罐和注醇泵，对BB9 井丛进行注醇，注醇量以井丛为单元确定，确定井丛合理注醇量的步骤为：①根据井丛每口井产量、井口温度按产量加权平均计算井丛汇点温度；②计算管线总传热系数、质量流量、比热容等参数，应用苏霍夫公式计算管线沿程最低温度；③根据管线运行压力确定该压力下的水合物生成温度；④根据管线最低温度和水合物生成温度差值，应用公式（11）～（14）计算井丛的合理注醇量[5-8]。

以104 井丛为例，该BB9 井丛到BB9’的管输距离为4.3 km，管径规格为Φ115 mm，井丛产气量9.2×104m3/d，井丛汇点温度14 ℃，管线埋深地温3.2 ℃，计算得到管线的温度分布如图4，管线的最低温度为5.3℃，管线的平均运行压力2.7 MPa，此压力下的水合物生成温度为9 ℃，管线最低温度与水合物生成的温差为3.7 ℃，计算可得该井丛的合理甲醇注入量为388 L，试验前实际甲醇注入1 000 L，通过优化该井丛可降低注醇610 L。

图4 苏南104井丛集气管线温度分布

从计算结果看出，所需注醇量明显低于实际注醇量，通过优化注醇可以显著降低甲醇注入量和生产成本。

由于现场注醇泵的量程较大，调低注醇量会导致注醇泵无排量，泵最低注醇量为750 L/d。

3.3.2 注醇泵量程改造

根据实际需要，对在用的32 台注醇泵量程进行改造，将量程由5 040 L/d 改为2 400 L/d，具体改造方法如下。

1）更改柱塞直径，由Φ40 mm改为Φ28 mm。

2）更换柱塞密封件尺寸，盘根截面尺寸由8 mm×8 mm 改为 6 mm×6 mm，外径由Φ56 mm 改为Φ40 mm，内经由Φ40 mm改为Φ28 mm。

3）增加填料体内衬件，以达到适应更改柱塞、柱塞填料尺寸需要的目的。

3.4 气藏管理、工艺运行进行结合

3.4.1 低效单井冬季长关

因单井产量低，单井管线频繁出现冻堵，单井醇气比高，性价比低, 将冬季易出现冻堵的气井进行长期关井，一方面恢复产能，一方面减少甲醇用量。通过对低效井冬季长关，减少了甲醇用量和冬季工作量，经长期压恢井，更利于气井的后续生产。

3.4.2 支干管分级分类管理

1）对由于气量低，积液严重导致管线压力升高的井丛长期关闭支干管。

2）对于气量高，管线距离长，积液导致管线压力升高的井丛，定期清管。

3）对由于井网布局导致干管产气量低，管线积液严重的，选择合理时机布局新井丛，增加干管产气量

选择低产井丛冬季长关，节约甲醇和管线冻堵风险，选取原则为井丛日产低于4×104m3，所在管线没有新井丛接入，冬季冻堵风险大，甲醇用量大。

干管直接关停虽然达到了防治冻堵和节约甲醇的目的，但没有从根本上解决问题。在地质情况相同的情况下，优先考虑给管线利用率低的干管增加新井丛，可以有效地降低醇气比。

3.4.3 优化注醇周期

通过对地温和管线温度的掌握，不断探索注醇周期，通过对近年来注醇周期与注醇量，醇气比的对比统计，得出启停注醇的时间是影响注醇总量的重要因素，摸索出了11 月中旬开始预注醇、4月初将温度高、产量好的井丛停醇、4 月底前全面停醇的优化注醇措施。

4 现场应用效果

4.1 现场注醇量减少，醇气比显著下降

2016 年冬季运行至2019 年冬季运行期间，天然气产量出现了大幅度增长，醇气比持续下降，醇气比由2019 年的52 L/104m3降为2019 年的27 L/104m3，甲醇用量因醇气比的持续下降未出现大幅增长。

4.2 经济效益明显

该项工作于2016 年2 月完成注醇量的理论计算，于 2016 年完成注醇泵的改造，2017—2019 年重点在管理措施方面进行了优化，以2015 年醇气比为对照，累计节约甲醇8 247 m3，节约甲醇成本1 649.47万元，减少拉运车辆及人力275次。

5 结论

1）建立管线模型，计算管线沿程温度数据，并进一步计算得到苏南井丛合理注醇量，为甲醇合理注入量提供了可靠数据。

2）进行注醇泵量程改造，为降低甲醇注入量提供了基础，实现了“三降一升”：注醇量下降、工作量下降、故障率降低，甲醇成本减低。

3）与气藏管理、工艺运行相结合，总结出低效井关井、优化支干管管理措施以及探索合理的注醇周期,优化甲醇使用作出贡献。

4）通过不断探索及总结经验，苏南近几年醇气比持续下降。