番禺35—2氣田投產(chǎn)過(guò)程井口水合物防治方案研究

吳奇霖

摘 要：番禺35-2氣田是我國(guó)南海深水天然氣田，在投產(chǎn)過(guò)程中，當(dāng)天然氣經(jīng)過(guò)水下井口油嘴進(jìn)行節(jié)流時(shí)，會(huì)產(chǎn)生較大的溫降，存在水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。針對(duì)如何防治投產(chǎn)過(guò)程中井口水合物的問(wèn)題，以A1H井為對(duì)象，采用統(tǒng)計(jì)熱力學(xué)模型計(jì)算了水合物生成溫度、壓力條件；以O(shè)LGA7.1軟件為基礎(chǔ)，建立了投產(chǎn)過(guò)程仿真模型；分析了投產(chǎn)過(guò)程中井口油嘴出口處的壓力、溫度變化規(guī)律，以及在投產(chǎn)的不同階段水合物的生成風(fēng)險(xiǎn)。針對(duì)投產(chǎn)初期存在的水合生成問(wèn)題，提出了綜合采用甲醇、乙二醇作為抑制劑進(jìn)行水合物防控的方案，并確定了水合物抑制劑的注入濃度和注入速率。

關(guān) 鍵 詞：深水氣田；投產(chǎn)；井口；節(jié)流；水合物

中圖分類號(hào)：TE 8 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A 文章編號(hào)： 1671-0460（2016）04-0746-03

Abstract： Panyu 35-2 gas field is a deep-sea gas filed located in SouthChina Sea. There are large pressure differences across the choke at wellhead during the commission. As a result， great temperature drop is caused， which may induce the natural gas hydrate formation. In order to control the hydrate formation， taking the A1H well as an example， and the pressure and temperature conditions of hydrate formation were calculated； furthermore， the OLGA 7.1 software was adopted to build a simulation model for the commission process， and the pressure and temperature curves at the outlet of choke were obtained. The hydrate formation risk was analyzed by comparing the hydrate formation conditions and the outlet parameters. Finally， a hydrate control method was put forward.

Key words： Deep-sea natural gas filed； Commission；Well head； Choke； Hydrate

番禺35-2氣田是我國(guó)南海的重要天然氣田，位于南海珠江口盆地白云凹陷北坡，距香港東南約260 km，控制天然氣（干氣）地質(zhì)儲(chǔ)量7.79×108 m3。番禺35-2氣田屬于南海深水天然氣田，所在海域水深為236～338 m，底層海水溫度為9.5～11.6 ℃。

番禺35-2氣田在生產(chǎn)過(guò)程中，井口壓力介于22～26 MPa之間，而海上生產(chǎn)平臺(tái)的設(shè)計(jì)操作壓力僅為12 MPa。為了保證海上生產(chǎn)平臺(tái)的安全運(yùn)行，需要在井口對(duì)天然氣進(jìn)行節(jié)流。受天然氣焦耳-湯姆遜效應(yīng)的影響，在天然氣的節(jié)流過(guò)程中，隨著天然氣壓力的降低，天然氣的溫度會(huì)隨之急劇下降。特別是在投產(chǎn)過(guò)程中，油嘴后方海管內(nèi)的壓力較低，油嘴前后存在的巨大壓差可能會(huì)使節(jié)流以后的天然氣溫度下降至-15 ℃以下。天然氣在這樣的高壓、低溫條件下，很容易在油嘴處形成水合物，甚至堵塞油嘴，影響氣田的正常生產(chǎn)[1，2]。

因此，如何有效的進(jìn)行水合物防治是番禺35-2氣田在投產(chǎn)過(guò)程中所面臨的關(guān)鍵問(wèn)題。針對(duì)這一問(wèn)題，本文結(jié)合番禺35-2氣田的實(shí)際情況，以A1H為具體研究對(duì)象，首先分析了A1H井天然氣的水合物生產(chǎn)條件，然后采用OLGA軟件建立了井口投產(chǎn)節(jié)流過(guò)程動(dòng)態(tài)模擬模型，研究了投產(chǎn)過(guò)程中天然氣經(jīng)過(guò)油嘴節(jié)流以后的壓力、溫度變化規(guī)律；通過(guò)將水合物生成條件與油嘴后的壓力、溫度進(jìn)行對(duì)比，分析了節(jié)流過(guò)程中的水合物生成情況，提出了相應(yīng)的水合物防控方案，為保證番禺35-2氣田的正常生產(chǎn)提供了理論和技術(shù)支撐。

1 水合物生成條件分析

天然氣管道內(nèi)生成水合物的必要條件是適當(dāng)?shù)膲毫蜏囟?，以及出現(xiàn)自由水。目前，在預(yù)測(cè)天然氣的水合物生成條件時(shí)，常用的方法有圖解法、經(jīng)驗(yàn)公式法、相平衡方法和統(tǒng)計(jì)熱力學(xué)方法。其中統(tǒng)計(jì)熱力學(xué)方法具有較好的理論基礎(chǔ)，對(duì)于含酸性和非烴類組分較少的天然氣具有較高的適用精度[3-6]。本文以Calsep PVTSIM 19.0軟件中內(nèi)嵌的PR78方程和統(tǒng)計(jì)熱力學(xué)模型為基礎(chǔ)，計(jì)算了番禺35-2氣田A1H井的天然氣的水合物生成條件。天然氣的組分如表1所示，計(jì)算得到的天然氣水合物生成溫度、壓力曲線如圖1所示。

由圖1可知，在壓力為5～25 MPa的范圍內(nèi)，天然氣水合物的生成溫度為14.1～23.2 ℃。番禺35-21氣田底層海水溫度為9.5～11.6 ℃，遠(yuǎn)低于水合物的形成溫度。

2 井口投產(chǎn)節(jié)流過(guò)程動(dòng)態(tài)模擬

為了模擬投產(chǎn)過(guò)程中天然氣幾個(gè)A1H井口油嘴節(jié)流后的溫度、壓力變化情況，采用OLGA軟件建立了井口油嘴節(jié)流過(guò)程動(dòng)態(tài)模擬模型，模型示意圖如圖2所示。其中井筒深度為4 571 m，內(nèi)徑為63 mm，井底壓力為33.2 MPa，溫度為154.1℃；油嘴的閥桿總行程為34.9 mm；油嘴下游管道規(guī)格為φ168.3 mm×12.7 mm。配產(chǎn)的天然氣量為19.3×104 m3/d，凝析油量為6.3 m3/d，水量為6.7 m3/d。在投產(chǎn)過(guò)程中，為了避免油嘴前后壓差過(guò)大，造成節(jié)流后天然氣的溫度太低而損壞管道和設(shè)備，預(yù)先在海底管道中充入了壓力為6 MPa的干燥氮?dú)狻?/p>

為了模擬投產(chǎn)過(guò)程中油嘴前后溫度、壓力的變化，在OLGA 7.1軟件中設(shè)定模型的入口為壓力、溫度邊界條件，出口為流量邊界條件，計(jì)算結(jié)果如圖3所示。

圖3和圖4表明，在投產(chǎn)過(guò)程中，油嘴后的溫度先降低，后升高，而油嘴后的壓力隨著投產(chǎn)時(shí)間的增長(zhǎng)而逐漸升高。特別是在投產(chǎn)初期，因油嘴前后壓差較大，節(jié)流后的最低溫度可達(dá)到-28 ℃，遠(yuǎn)低于對(duì)應(yīng)壓力下天然氣水合物的生成溫度；當(dāng)投產(chǎn)92 min以后，油嘴出口溫度達(dá)到了25 ℃，高于了水合物的形成溫度；當(dāng)投產(chǎn)200 min以后，生產(chǎn)已經(jīng)達(dá)到了穩(wěn)定狀態(tài)，井筒、油嘴和海底管道中已經(jīng)形成了較為穩(wěn)定的溫度場(chǎng)，油嘴下游溫度將維持在62 ℃左右，油嘴節(jié)流過(guò)程中不會(huì)形成水合物。因此，在初始投產(chǎn)階段，有必要研究水合物的防治方案；當(dāng)投產(chǎn)92 min以后，油嘴中將不再存在穩(wěn)定的形成水合物的條件。

3 投產(chǎn)過(guò)程的水合物防治方案

目前，在防治天然氣的水合物時(shí)，常用的方法是注入水合物抑制劑。其中，乙二醇因具有毒性低、揮發(fā)性差的特點(diǎn)而得到了廣泛的應(yīng)用。但是乙二醇溶液的凝固點(diǎn)降低（當(dāng)水溶液中的乙二醇質(zhì)量濃度為30%時(shí)，凝固點(diǎn)為-14.1 ℃），在初始投產(chǎn)過(guò)程中容易發(fā)生凍堵，因此番禺35-2氣田中不能全程采用乙二醇作為水合物抑制劑[3，6]。相比于乙二醇，甲醇溶液雖然具有較大的毒性，但是凝固點(diǎn)較低，正好彌補(bǔ)了乙二醇溶液的不足。所以，綜合采用了甲醇和乙二醇溶液相結(jié)合的水合物防治方案。

此時(shí)，如何確定水合物抑制劑的注入量是首先需要解決的問(wèn)題。首先根據(jù)水合物生成溫度與節(jié)流后最低溫度差，采用式（1）計(jì)算有效抑制水合物生成的抑制劑濃度[7]：

考慮到甲醇注入到介質(zhì)中后，不僅會(huì)與水混合，還會(huì)與凝析油混合，因此可采用式（2）計(jì)算抑制的注入量：

上方法，計(jì)算得到為了抑制水合物的生成，甲醇在富液中的濃度應(yīng)達(dá)到69%以上，乙二醇在富液中的濃度應(yīng)達(dá)到29%以上。若貧液中甲醇的濃度為100%，則甲醇抑制劑的注入量為366 kg/h；若貧液中乙二醇的濃度為80%，則乙二醇的注入量為67 kg/h。

在實(shí)際注入過(guò)程中，為了降低具有毒性的甲醇對(duì)生產(chǎn)的影響，當(dāng)油嘴節(jié)流后的溫度高于乙二醇富液的凝點(diǎn)2 ℃時(shí)，即可將注入甲醇切換為注入乙二醇。根據(jù)圖3，當(dāng)投產(chǎn)開(kāi)始以后32 min時(shí)，油嘴后的溫度可達(dá)到-12 ℃，而質(zhì)量濃度為30%的乙二醇溶液的凝點(diǎn)為-14.1℃，此時(shí)可以將注入的甲醇切換為乙二醇，從而達(dá)到既有效防治水合水合物生成，又安全環(huán)保的目的。

4 結(jié) 論

（1） 采用OLGA 7.1軟件建立番禺35-2氣田A1H井投產(chǎn)過(guò)程仿真模型，計(jì)算了不同投產(chǎn)時(shí)間下井口油嘴下游的溫度、壓力變化規(guī)律，發(fā)現(xiàn)在投產(chǎn)初期油嘴下游溫度低于水合物形成溫度，存在水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。

（2）根據(jù)天然氣的組成，計(jì)算了水合物的形成溫度。根據(jù)投產(chǎn)過(guò)程中的溫度與水合物形成溫度之間的差值、油氣水的產(chǎn)量，計(jì)算了采用甲醇、乙二醇作為水合物抑制劑的注入濃度和注入量。

（3）針對(duì)低溫下乙二醇溶液容易凝固的問(wèn)題，提出了投產(chǎn)初期采用注入甲醇，當(dāng)溫度高于乙二醇溶液的凝點(diǎn)后再切換為注入乙二醇的水合物抑制劑注入方案。

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