克拉美麗氣田井口防凍工藝研究

董文浩，陶玉林，劉濤，劉斌，韓英澤

1.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川成都610500

2.中國石油新疆油田采氣一廠，新疆克拉瑪依834000

克拉美麗氣田井口防凍工藝研究

董文浩1，陶玉林2，劉濤2，劉斌2，韓英澤2

1.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川成都610500

2.中國石油新疆油田采氣一廠，新疆克拉瑪依834000

克拉美麗氣田采氣井口主要采用加熱節流、注乙二醇節流和直接節流三種防凍工藝，在氣田開發中期產水量增加的情況下，井口防凍工藝出現不適應性現象。為此，在簡述克拉美麗氣田井場工藝的基礎上，分析探討了井口生產參數的變化規律、水氣比對井場工藝的影響、井口溫度對防凍工藝的影響；對比研究了井場注醇防凍工藝、井場加熱防凍工藝兩種改造方案。結果表明：克拉美麗凝析氣田開采中期因產水量增加，實際井口溫度低于設計值，導致了氣田井口工藝不能滿足現有的生產要求；與注醇工藝相比，井口加熱節流工藝具有適應性強，運行費用低，工藝簡單，管理方便等優點，較適合克拉美麗氣田的開采。

凝析氣田；防凍工藝；加熱節流；乙二醇節流；適應性研究

克拉美麗氣田位于準噶爾盆地陸梁隆起滴南凸起中段，是新疆油田公司發現的首個千億方儲量的火山巖氣田。2008年開工建設，至2014年共建設采氣井場50座，集氣站3座，天然氣處理站1座。根據建設初期氣田三個區塊（滴西14、滴西17、滴西18井區）的不同生產特點，采用不同的井口防凍工藝設計。滴西14井區單井產水量大，主要采用井口加熱保溫輸送工藝，有少數直井微量產水，采用了井口注醇不保溫輸送。滴西17井區產水量較大，全部采用井口加熱工藝。滴西18井區井口溫度較高，主要采用直接節流工藝（井口沒有采用防凍工藝），少數微量產水的單井采用井口注醇工藝。開采初期各個井口工藝適應性良好，隨著進入氣田的中期開采，單井生產數據發生較大變化，導致井口工藝無法滿足生產，出現采氣管道凍堵的現象。通過對克拉美麗氣田適應性的分析，探討了不同防凍工藝對該氣田的適應性，為氣田的后續建設提供借鑒經驗。

克拉美麗氣田井口注醇節流工藝流程見圖1，井口加熱節流工藝流程見圖2。

圖1 井口注醇節流工藝流程

圖2 井口加熱節流工藝流程

1 影響井場工藝適應性的原因分析[1-3]

1.1 井口生產參數變化規律

克拉美麗氣田采用的開發方式為衰竭式開發，其最大特點為井口壓力不斷下降，產水量逐步升高[4]，2008年10月到2013年8月克拉美麗氣田三個區塊的水氣比歷史變化規律及2014年到2032年的生產預測數據見圖3，目前平均水氣比達到1 t/萬m3，整個生產周期平均最高達到約6 t/萬m3，三個井區的水氣比隨著時間的延長呈現出明顯的上升趨勢。

圖3 克拉美麗氣田三個區塊的水氣比變化規律

1.2 水氣比對井場工藝的影響分析

氣田50座井場中，目前采用井口加熱節流工藝的26口單井全部正常生產，并可滿足后期生產要求；采用井口注醇節流工藝的18口單井中有6口單井已經不適應生產；采用直接節流工藝的6口單井中有3口不適應生產，發生管道凍堵。氣田平均單井產氣量為10萬Nm3/d，采氣管道長度5 km，井口生產壓力21 MPa，節流后壓力16 MPa。對井口生產溫度為30℃的單井進行適應性分析，采用HYSYS油氣化工軟件模擬計算不同產水量情況下注醇和加熱工藝能耗的變化規律見圖4。

圖4 注醇和加熱工藝能耗隨產水量變化的規律

從圖4可以看出，氣井水氣比為0.07 t/萬m3時，所需注醇量為40 L/h，注醇裝置基本已處于滿負荷運行狀態。當氣井水氣比上升為0.2 t/萬m3時，所需的注醇量達到了約130 L/h，遠大于注醇工藝設計值40 L/h，已不能滿足正常的生產需要，因此注醇工藝對水氣比≥0.07 t/萬m3的單井適應性很差。

當氣井水氣比由0.05 t/萬m3增至0.2 t/萬m3時，加熱爐功率僅增加了1.2 kW，變化幅度為2%，最高達到58 kW，小于井口加熱爐設計值120 kW，完全可以滿足生產。因此，加熱節流工藝對氣田水氣比變化表現出很強的適應性。

1.3 井口溫度對防凍工藝的影響分析

實際井口溫度低于預測值導致采用直接節流工藝的采氣管道進站溫度低于水合物的形成溫度，造成了管道凍堵。實際生產數據見表1。

表1 氣井生產數據

2 改造方案對比與建議[5-8]

2.1 井場注醇防凍工藝（方案一）

由注醇工藝運行費用（由圖4中工藝能耗量計算得到）加上注醇工藝流程建設投資和維護費用（注醇橇40萬元、注醇管道25萬元），得到的注醇工藝運行10年的投資總費用見表2。

表2 注醇工藝投資和運行費用

2.2 井場加熱防凍工藝（方案二）

同樣，由加熱工藝的運行費用（由圖4的工藝能耗量計算得到）加上加熱工藝建設投資和維護費用（加熱橇75萬元、加熱管道保溫35萬元），得到的注醇工藝運行10年的投資總費用見表3。

表3 加熱工藝投資和運行費用

結合表2、表3進行計算得到的不同水氣比情況下注醇和加熱工藝10年投資的總費用見圖5。

從圖5可以看出，當氣井水氣比≥0.1 t/萬m3時，選用加熱集輸工藝比較經濟；當水氣比＜0.1 t/萬m3時，選用井口注醇防凍工藝則比較經濟。目前克拉美麗氣田水氣比平均約為1 t/萬m3，因此采用加熱節流工藝更加經濟。

圖5 不同水氣比下注醇和加熱工藝10年投資的總費用變化規律

[1]GB 17820-2012，天然氣[S].

[2]馬國光.天然氣集輸工程[M].北京：石油工業出版社，2014：34-35.

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[4]文軍紅.凝析氣田天然氣處理技術研究與應用[M].鄭州：黃河水利出版社，2011：7-8.

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Research on Wellhead Anti-freezing Process in KelameiliGas Field

DONG Wenhao1，TAO Yulin2，LIU Tao2，LIU Bin2，HAN Yingze2
1.College ofOiland NaturalGas Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
2.PetroChina Xinjiang Oilfield No.1 Gas Production Plant，Kelamayi83400，China

KelameiliGas Field adopts mainly three kinds of anti-freezing processes for wellheads including heating throttle process，glycol injection throttle process and direct throttling process.But the wellhead anti-freezing processes are unaccommodated during the middle period of gas field development when produced water volume increases.The change rule of wellhead production parameters，the effect of water/gas ratio on station process and the effect of wellhead temperature on anti-freezing process are analyzed，and comparative study on the glycol injection throttle process and the heating throttle process is conducted.It is concluded that the increasing produced water and the low wellhead temperature result in wellhead process mismatching，the heating throttle process has the advantages of excellent adaptability，low operating cost，simple process and convenient management，which is more suitable for KelameiliGas Field production.

condensate gas field；anti-freezing process；heating throttle；glycolinjection throttle；adaptability research

10.3969/j.issn.1001-2206.2015.06.001

董文浩（1988-），男，河南安陽人，助理工程師，2015年畢業于西南石油大學石油與天然氣工程專業，主要從事天然氣輸配設計、科研工作。

2015-04-27