葡北油田天然氣重力混相驅注氣井天然氣水合物的形成及防治

莫軍 劉勇 張雅楠 祝洪爽 李濛

中國石油吐哈油田公司工程技術研究院

葡北油田天然氣重力混相驅是我國第1個規模注烴混相驅項目，填補了國內油田注氣混相驅開發的空白。在注氣過程中，2口注氣井井筒內發現有天然氣水合物形成，嚴重影響了注氣井的注氣效率。分析認為，水合物形成主要由于單井注氣速度小及注氣壓力高，受地層吸氣能力影響，注氣井單井注氣速度較小，天然氣在輸氣管線及井筒中流速較低，熱損耗較大，溫度分布較低；并且由于目的層水淹嚴重，含水率高，注氣時地層中形成水屏障使注氣壓力增大，井筒中天然氣壓力分布升高，溫度的降低和壓力的增加為水合物形成提供了有利條件。目前對水合物形成的研究主要集中在天然氣長輸管線及采氣井中，針對注氣井水合物形成的研究還相對較少［1-3］。蔣建勛等［4］(2013)研究了井下節流對采氣井水合物預防的有效性, 為天然氣水合物的防治提供了依據。余忠仁等［5］(2017)采用統計熱力學模型計算了氣井地面節流壓降點的水合物形成溫度, 提出了采氣地面流程水合物形成判定方法。陳紅陽［6］(2018)利用 Pipesim軟件對影響水合物形成的主要因素進行了模擬分析，篩選出井下節流作為庫車山前氣田氣井水合物防治的主要方法，以上研究為注氣井水合物形成及防治提供了一定參考。

基于Pipesim建模對葡北油田注氣井輸氣管線及井筒內水合物形成管段進行了分析，并研究了天然氣初始溫度及注氣速度對水合物形成的影響；此外，根據研究結果提出了通過提高天然氣初始溫度預防水合物的方法，并對其技術可行性進行了分析；最后，針對注氣速度較小，所需天然氣初始溫度高于空冷器出口最高溫度的井，研究了采用水套爐加熱井口天然氣預防水合物的可行性。

1 注氣井水合物形成分析

1.1 注氣參數及水合物形成條件

葡北油田三間房組油藏中部埋深3 470 m，地層壓力梯度0.011 MPa/m，地溫梯度0.024 ℃/m，屬正常壓力異常低溫系統，采用天然氣重力混相驅開發方式，目前共有3口直井注氣，其中PB1-1井和PB1-2井發現有天然氣水合物形成。油田注入氣為鄯烏管線下載天然氣，來氣經PB站壓縮處理后由埋地輸氣管線輸送至注氣井，壓縮機出口天然氣初始溫度35 ℃、壓力40 MPa；PB站至PB1-1井輸氣管線長2 000 m、注氣速度5×104m3/d，至PB1-2井輸氣管線長859 m，注氣速度15×104m3/d，注氣井井口壓力39 MPa左右。注氣參數如表1所示。

表1 注氣參數Table 1 Gas injection parameters

注入氣以甲烷(CH4)和乙烷(C2H6)為主，含少量非烴類氣體和游離水，其中甲烷(CH4)摩爾分數為84.18%、乙烷(C2H6)摩爾分數為9.53%，氮氣(N2)摩爾分數為5.51%，游離水(H2O)摩爾分數為0.25%，天然氣相對密度0.625、黏度0.03 mPa · s。當溫度和壓力達到一定條件時，天然氣和游離水可形成水合物，采用波諾馬列夫公式［7］對注入氣水合物形成溫壓條件進行計算

式中，T為熱力學溫度，K；p為壓力，MPa；B1、B2為常數，無因次，根據注入氣相對密度，B1取值為16.45，B2取值為51.6。

如圖1所示為注入氣水合物形成最高溫度和壓力的關系曲線。由圖可知，水合物形成最高溫度隨壓力的增大呈對數式增加，即壓力越高，水合物形成最高溫度越高，越容易形成水合物。注氣過程中輸氣管線及井筒內氣體壓力分布最高40～50 MPa，對應形成水合物的最高溫度約為31～34 ℃，即注氣過程中若氣體溫度高于34 ℃，則輸氣管線及井筒內均無水合物形成。

圖1 天然氣水合物形成最高溫度與壓力的關系曲線Fig. 1 Relationship between the pressure and the highest temperature for the formation of gas hydrate

1.2 水合物形成管段預測

采用Pipesim模擬軟件建立注氣模型并對注氣過程中輸氣管線及井筒內天然氣溫度和壓力分布進行模擬計算，同時利用波諾馬列夫公式計算對應壓力下形成水合物的最高溫度，對比天然氣溫度和水合物形成最高溫度即可得出水合物形成管段。

1.2.1 注氣模型建立

根據實際注氣條件建立從氣源(注氣壓縮機)—水平輸氣管線—井口—垂直油管—油藏的全流程注氣物理模型，設置主要參數如下：氣源壓力40 MPa、溫度35 ℃，環境溫度15 ℃，輸氣管線內徑71 mm、壁厚9 mm、傳熱系數1.5 W/(m2· K)、絕對粗糙度0.3、管道起伏率0.001、埋深1.5 m，土壤傳熱系數1 W/(m2· K)，油管內徑62 mm、壁厚5.51 mm，選擇Beggs-Brill壓力相關式，摩阻因子和持液因子均取1［8-10］。

1.2.2 PB1-1井水合物形成管段預測

PB1-1井在注氣壓力為40 MPa及注氣速度為5×104m3/d條件下，輸氣管線及井筒內天然氣溫度、壓力及對應形成水合物的最高溫度分布曲線如圖2所示。由圖可知，由于注氣壓力較高，輸氣管線及井筒內天然氣壓力分布較高，對應形成水合物的最高溫度較高，易形成水合物；輸氣管線內天然氣溫度持續下降，在距壓縮機出口300～2 000 m管段內氣體溫度低于對應水合物形成最高溫度，可能有水合物生成；由于輸氣過程中氣體熱損耗較大，井口天然氣溫度低于水合物形成最高溫度，而隨井深增加，地層溫度升高，井筒中天然氣受地層熱傳導作用溫度先下降后上升，故上部井段氣體溫度低于對應形成水合物的最高溫度，預測在井深925 m以內可能有水合物生成。

圖2 PB1-1井天然氣溫度和水合物形成最高溫度分布曲線Fig. 2 Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate in Well PB1-1

1.2.3 PB1-2井水合物形成管段預測

PB1-2井在注氣壓力為40 MPa及注氣速度為15×104m3/d條件下，輸氣管線及井筒內天然氣溫度、壓力及對應形成水合物的最高溫度分布曲線如圖3所示。由圖可知，PB1-2井輸氣管線較短，注氣速度較大，天然氣在輸氣管線中流速大，熱損耗小，溫度分布較高，形成水合物段較短；井筒中由于氣體流速較大，流經單位長度所需時間較短，與地層熱傳遞較少，溫度變化較緩，故形成水合物井段增長，預測在輸氣管線650～859 m及井筒1 025 m以內可能有水合物生成。

圖3 PB1-2井天然氣溫度和水合物形成最高溫度分布曲線Fig. 3 Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate in Well PB1-2

1.3 水合物形成影響因素分析

注氣井水合物形成主要由輸氣管線及井筒內天然氣溫度和壓力決定，而天然氣溫度分布受壓縮機出口氣體初始溫度、注氣速度及輸氣管線長度等因素影響。因此，有必要對各影響因素進行分析，明確影響規律，從而制定有效的水合物預防措施。

1.3.1 天然氣初始溫度影響

壓縮機出口天然氣初始溫度是輸氣管線及井筒內氣體溫度分布的最直接決定因素，對水合物形成具有重要的影響［11］。在注氣壓力40 MPa及注氣速度5×104m3/d條件下，不同初始溫度天然氣在輸氣管線及井筒中的溫度、壓力及對應形成水合物的最高溫度分布曲線如圖4所示。由圖可知，隨天然氣初始溫度增加，輸氣管線及井筒上部氣體溫度分布升高，輸氣管線中形成水合物段縮短，當井口天然氣溫度低于對應水合物形成最高溫度時，井筒內天然氣受地層傳熱影響隨井深增加溫度逐漸趨于一致，且該溫度低于相應深度處的水合物形成最高溫度，故形成水合物段基本相同，而當井口天然氣溫度高于水合物形成最高溫度時，輸氣管線不形成水合物，井口附近井段氣體溫度高于水合物形成溫度且長度逐漸增長，井筒內形成水合物段縮短，直至無水合物生成。

圖4 不同初始溫度下天然氣溫度和水合物形成最高溫度分布曲線Fig. 4 Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate under different initial temperatures

1.3.2 注氣速度影響

注氣速度決定氣體流速及熱損耗，對輸氣管線及井筒內天然氣溫度分布具有較大的影響［12-13］。如圖5所示為在注氣壓力40 MPa及初始溫度35 ℃時，不同注氣速度下輸氣管線及井筒內天然氣溫度、壓力及對應形成水合物的最高溫度分布曲線。由圖可知，隨注氣速度增加，天然氣流速增大，熱損耗減少，溫度變化減緩，輸氣管線及井筒上部井段溫度分布升高，下部井段溫度分布降低，輸氣管線形成水合物段縮短，井筒內形成水合物段先增長后縮短；當注氣速度足夠大時，輸氣管線及井筒內均不形成水合物。

1.3.3 輸氣管線長度影響

輸氣管線越長，氣體熱損耗越大，管線及井筒內氣體溫度分布越低，越容易形成水合物。因此，應盡可能縮短輸氣管線長度或采用隔熱管線以減少熱損耗，提高氣體溫度分布，減少或避免水合物形成。

圖5 不同注氣速度下天然氣溫度和水合物形成最高溫度分布曲線Fig. 5 Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate under different gas injection rates

2 水合物預防措施

根據注氣井水合物形成影響因素分析結果，當天然氣初始溫度和注氣速度增大至一定程度時，整個注氣系統內均不形成水合物。因此，可通過提高壓縮機出口天然氣初始溫度及根據地層吸氣能力以最大速度注氣從而達到避免水合物形成的目的［14］。

2.1 提高天然氣初始溫度

2.1.1 注氣設備參數

天然氣經壓縮機4級壓縮后溫度增加至110～120 ℃，后經空冷器降溫后由輸氣管線輸送入井；空冷器冷卻程度可通過調整百葉窗開度進行調節，能夠實現天然氣初始溫度30～100 ℃可調；輸氣管線耐溫150 ℃，可滿足高溫氣體穩定密閉輸送要求。因此，提高天然氣初始溫度具備技術可行性。

2.1.2 PB1-1井不形成水合物初始溫度

在注氣壓力40 MPa、注氣速度10×104m3/d條件下，不同初始溫度下天然氣在輸氣管線及井筒內的溫度、壓力及對應形成水合物的最高溫度分布曲線如圖6所示。由圖可知，當天然氣初始溫度大于50 ℃、小于85 ℃時，輸氣管線氣體溫度分布高于對應形成水合物的最高溫度，無水合物生成，但井筒上部氣體溫度分布低于水合物形成最高溫度，有水合物形成；當天然氣初始溫度大于85 ℃時，輸氣管線及井筒內天然氣溫度分布均高于水合物形成最高溫度，整個注氣系統內均不形成水合物。此外，初始溫度85 ℃在空冷器調節溫度范圍內，具備技術可行性。因此，PB1-1井以40 MPa、10×104m3/d注氣時，提高初始溫度至85 ℃，可避免注氣全過程不形成水合物。

圖6 PB1-1井不同初始溫度下天然氣溫度和水合物形成最高溫度分布曲線Fig. 6 Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate under different initial temperatures in Well PB1-1

如圖7所示為PB1-1井在注氣壓力40 MPa下，輸氣管線及井筒內不形成水合物所需的天然氣初始溫度與注氣速度的關系曲線。由圖可知，不形成水合物所需的天然氣初始溫度隨注氣速度的降低而增大，注氣速度小于10×104m3/d時，所需初始溫度急劇增加；以空冷器調節最高出口溫度100 ℃計算，目前注氣設備僅能滿足注氣壓力不大于40 MPa、注氣速度不小于8.5×104m3/d的注氣條件下整個注氣系統內不形成水合物；當注氣速度小于8.5×104m3/d時，需輔助其他水合物預防措施。

圖7 PB1-1井不形成水合物所需的天然氣初始溫度與注氣速度的關系曲線Fig. 7 Relationship between initial natural gas temperature and gas injection rate to prevent the formation of hydrate in Well PB1-1

2.1.3 PB1-2井不形成水合物初始溫度

如圖8所示為PB1-2井在注氣壓力40 MPa下，輸氣管線及井筒內不形成水合物所需的天然氣初始溫度與注氣速度的關系曲線。由圖可知，PB1-2井不形成水合物所需的天然氣初始溫度遠遠低于PB1-1井。這主要是由于PB1-2井輸氣管線較短，在相同注氣速度及初始溫度下，天然氣熱損耗較少，輸氣管線及井筒內天然氣溫度分布較高。同樣以空冷器調節最高出口溫度100 ℃計算，目前注氣設備僅能滿足PB1-2井在注氣壓力不大于40 MPa，注氣速度大于等于6.5×104m3/d的注氣條件下不形成水合物。

圖8 PB1-2井不形成水合物所需的天然氣初始溫度與注氣速度的關系曲線Fig. 8 Relationship between initial natural gas temperature and gas injection rate to prevent the formation of hydrate in Well PB1-2

2.2 水套爐加熱井口天然氣

對注氣速度較小，不能單純通過提高空冷器出口溫度預防水合物的注氣井，可采用水套爐加熱井口天然氣，提高入井氣體溫度，從而避免在井筒中形成水合物［15-16］。水套爐可將天然氣由30 ℃加熱至最高86 ℃，設計排管壓力等級42 MPa，滿足井口天然氣承壓需求，能夠實現對入井氣體的有效加熱。

如圖9所示為PB1-1井在注氣壓力40 MPa、注氣速度5×104m3/d時，提高空冷器出口溫度并采用水套爐加熱入井氣體后輸氣管線及井筒內天然氣溫度、壓力及對應形成水合物的最高溫度分布曲線。由圖可知，當提高空冷器出口溫度至90 ℃，并采用水套爐加熱井口天然氣至80 ℃后，輸氣管線及井筒中氣體溫度分布高于對應形成水合物的最高溫度，無水合物生成；此外，水套爐加熱最高溫度可達86 ℃，滿足井口氣體加熱溫度需求，具備技術可行性。因此，PB1-1井在注氣壓力小于等于40 MPa，注氣速度(5～8.5)×104m3/d時，可通過提高空冷器出口溫度并輔助水套爐加熱入井氣體預防水合物形成。

如圖10所示為PB1-2井在注氣壓力40 MPa及注氣速度5×104m3/d條件下，提高空冷器出口溫度至50 ℃及采用水套爐加熱井口天然氣至80 ℃后，輸氣管線及井筒內天然氣溫度和壓力及對應形成水合物的最高溫度分布曲線。由圖可知，提高空冷器出口溫度及采用水套爐加熱井口天然氣后，整個注氣系統內均不滿足水合物形成條件，且溫度調節值在設備參數范圍內，具備技術可行性。因此，PB1-2井在注氣壓力小于40 MPa，注氣速度(5～6.5)×104m3/d時，同樣可采用水套爐加熱井口天然氣避免水合物形成。為保證水套爐穩定工作，取最高穩定加熱溫度80 ℃。故采用水套爐加熱井口天然氣能夠使注氣井在注氣速度不小于5×104m3/d、注氣壓力不大于40 MPa下整個注氣系統內不形成水合物。

圖9 PB1-1井天然氣溫度及形成水合物最高溫度分布曲線Fig. 9 Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate in Well PB1-1

圖10 PB1-2井天然氣溫度及形成水合物最高溫度分布曲線Fig. 10 Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate in Well PB1-2

3 結論

(1) 葡北油田注氣井目前注氣條件下，在距壓縮機出口300～2 000 m的輸氣管線及井筒深度小于1 025 m的范圍內具備水合物形成溫壓條件；隨天然氣初始溫度和注氣速度增加，當井口氣體溫度低于對應水合物形成最高溫度時，輸氣管線形成水合物段縮短，井筒內形成水合物段先增長后縮短，當井口氣體溫度高于水合物形成最高溫度時，輸氣管線不形成水合物，井筒內形成水合物段縮短。

(2)根據注氣設備條件，提高天然氣初始溫度至最高100 ℃能夠使注氣壓力小于40 MPa及注氣速度大于8.5×104m3/d的注氣井在輸氣管線及井筒內均不形成水合物，是有效的水合物預防方法。

(3)對注氣壓力小于等于40 MPa、注氣速度(5～8.5)×104m3/d、不能單純通過提高天然氣初始溫度預防水合物的注氣井，可輔助水套爐加熱井口天然氣，提高入井氣體溫度，能有效避免在整個注氣系統內形成水合物。