气井开采单井不加热集输

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1、加强气井生产管理实现单井不加热集输采气一厂郭永超吕慧芳一、前言某气田于1998年10月28日建成投产50×104m3/d天然气临时处理装置，1999年建成投产天然气处理正规处理装置，设计处理能力为150×104m3/d，2004年扩建后生产能力提高到180×104m3/d。截止到2008年底，气田累计生产天然气47.33389×108m3，凝析油20.72757×104t，连续安全生产3690天。到2008年，整个气田单井及处理装置已连续运行了近10年，2004年11月为缓解冬季供气紧张局面，进行了气田增产扩建，工程改建后生产能力最高提高到180

2、×104Nm3/d。2006年完成气田工程改造，单井更换6台水套炉（315kw×2台、500kw×4台），增设了自动化监控系统，呼2井加装注醇工艺设备1套等；随气田开发地层压力逐年下降，井口油压下降至12MPa，节流效应变差，外输气温度较高，工艺参数变化较大，为达到节能降耗、降低采气成本的目的，2006检修后作业区对单井工艺参数校核、优化，通过摸索从呼2002井开始进行水套炉不加热冷输试验，2006年有3口井不加热冷输，2007年有6口井水套炉夏天不加热，2008年有五口井全年不加热集输，作业区全面实现了单井不加热冷输。二、生产现状1、单井工艺流

3、程介绍9图1单井加热节流工艺流程1—采气树；2—套压；3—油压；4—紧急切断阀；5—水浴炉；6—节流阀；7—安全阀（自动放空）；8—手动放空阀；9—外输至集气站闸门；10—分气包2、单井主要工艺运行参数表1单井运行工艺参数（2008年12月）序号油压一级前外输压力外输温度一级前温度产量呼00111.611.07.4354628呼200212.712.56.8254218呼200312.011.77.0314220呼200411.711.58.2384528呼200512.211.87.8344522呼200612.411.38.138（停炉31）

4、43203、存在问题9随气田开发地层压力逐年下降，井口油压下降，节流效应变差，外输气温度较高，此外2006年通过对气藏地质资料及井口物流资料分析：天然气含饱和水，天然气含凝析油分率为493.67kg/104Nm3；远期，凝析油逐年减少，含水率逐年上升，井口温度也呈上升趋势。（1）随着井口温度的上升，一些单井夏季已没有点炉的必要，根据节能降耗的要求，部分单井应考虑停炉。（2）单井点炉增加了气井无人职守的安全隐患，也增加了员工的劳动强度。三、单井参数校核1、有关水合物形成的基本知识（1）天然气水合物的定义天然气水合物（Gashydrate）也称水化物

5、。它是由碳氢化合物和水组成的一种复杂的、但又不稳定的白色晶体。一般用M.nH2O表示。大量研究水合物结构表明，在水合物中水分子形成了多面体骨架，其中有孔穴，孔穴体积由气体分子所占据，即水合物是一种笼形包合物，水分子借氢键结合笼形晶格，气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格中。中高压下的天然气在0℃（甚至25℃）以上就能形成水合物（一种固体）。天然气集输系统中水合物的存在将堵塞井筒、油咀、管线、阀门和设备，造成生产故障或事故，在天然气脱水以前必须保证生产温度大于天然气的露点温度。（2）天然气水合物生成条件预测9主要条件：1）必须有水：天然气必须处

6、于或低于水汽的露点，出现“自由水”；2）足够高的压力：即水蒸气的分压等于或超过在水合物体系中与天然气的温度所对应的水的饱和蒸汽压；3）足够低的温度：天然气的温度必须等于或低于其在给定压力下的水合物形成温度。次要条件：4）高流速、气流扰动或压力脉动；5）出现小的水合物晶种；6）含有硫化氢或二氧化碳。2、单井进站温度的校核通过长期的实践或实验的方法，找到了不同相对密度的天然气生成水合物的条件，并把它绘制成图，（见图2）图中曲线为形成水合物的压力—温度曲线，曲线上方为水合物的形成区，曲线下方为不存在区。根据该图可以大致确定水合物形成的压力和温度，但对含

7、H2S的天然气误差较大，不宜使用。某气田天然气有二低一高的特点，天然气密度较低，非烃含量较低，甲烷含量高，不含硫。所以可以使用水合物压力—温度曲线来预测水合物的形成。9表2某气田天然气组成表（V%）C1C2C3i-C4n-C492.71583.74890.65830.16530.2169i-C5n-C5C6C7+N20.11240.06260.05230.92891.3356图2预测形成水合物的压力—温度曲线已知目前呼气田各单井的进站压力平均为P′=6.8MPa，天然气相对密度ρ′=0.5992，从“预测形成水合物的压力-温度曲线”中可以查出，对

8、应的温度值约为15℃。根据GB50350—2005《油气集输设计规范》水合物的防止规范要求，天然气水合物的防止，应确保天然气集输温度应高