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大牛地气田增压后直井合理注醇量研究

发布时间:2019-03-14 02:13:06 文章来源:工具之家    

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摘 yao:jiachun是大牛地qitianyong于防治shuihewude主要yizhi剂zaiqi田增ya后qijingshengchan规律发sheng变化jiachun加zhuzhidu需要重新diao整优化本文以qi田zhijingwei研究dui象jieheqi田实jiqingkuang对shuihewu生chengde影xiangyinsujinxingfenxi以油压、chanshuiliang及kai采层wei作为依ju对qi井类型jinxing划fen通过Pipesimruan件对ge分类qi井zaibu同deguan线jinzhanwenduxiadeheli注chun量jin行了预ce制ding了增压后zhi井dehe理注chun制du通过实践证ming效果良好

guan键词:大牛地qi田;增yaji输;shui合wu防治;Pipesim;合理注醇量

DOI:1.1664/j.cnki.37-1222/t.2016.09.027

1 概kuang

da牛地气田cong2003年开发至今已10余年目前年产天ran气40亿方气田前期开发主要以直井为zhu截至目前拥有直井970余口ping均油压4.09MPa,平均套压5.47Mpa,ri产气量达到500×104m3,占气田日产气量de二分之yi气田地chu陕蒙交界,自然环jinge劣,dong季zuidi气wenke达-30以下井筒he地面管线易造chengshui合wu堵塞,严重影xiangqi井dezheng常生产。为了保证气井de正常生产,加注甲醇jin行shuihewu防治。气田于2013年11月底进行集中增压,由于bu同气井de生产规律发生变化,甲醇预防制du也需要相ying进行调整。为了摸清bu同气井de合理注醇量,本文依据shui合wu生成de影响yin素对气井进行分类bing利yongPipesim软件对shui合wu的生成进行预测,为气井的合理注醇量提供理论依据,制ding了大牛地气田zai增压后直井生产的合理注醇制du,取de了良好的效果。

2 水合wu生成影响因素分析

天然气水合物是zaiyidingwenduheyali下某些烃zu分yu液态水xing成的冰雪zhuang物质,密du为0.88g/cm3~0.9g/cm3,在wen度低于35℃shi都有可能xingcheng。高压、低温、液态水yiji结晶核的存在是水合物形成的必要条件。此外,天然气zufen地cengshui矿化度deng内因以及压力波动、流向转变等外因无不对水合物dexing成起着举足轻重dezuo用。本文着力从以下几个方面进行分析,以确立ge因素的对水合物形成的影响程度。

2.1 温度和压力

温度和压力是水合物形成的外因。波诺malie夫通过大量的实验shu据得到水合物生产条件计算公式[1],通过换化可得到以下公式

dangT>0℃时: 1

当T<0℃时: (2

式中:P压力,MPa;T—温度,℃

B1,B2—yu天然气密度有关的系数,如biao2-1所示。

由某一相对密度为0.64detian然气的水合物温度—压力平heng相tu(图2-1可知,在温duda于0℃时,压力debian化对水合物的形成起着决dingxing作用,而当温度小于0℃时,温度的变化对水合物的形成起着决ding性作用。

2.2 产shuiliang

天然气水合物的生成是气体溶jie于水相并生成水合物晶体的过程[1]yin此,自由水是形成水合物的首要条件,在水汽han量及压力不变的qing况下,温度低于水露点时,便会凝结出水。自由水的存在为水合物晶簇的形成提供了基础。

2.3 天然气组分

水合物对于气体分zi的大小具有选择性,太大的气体组分(正丁烷以上烃类)或太小的气体组分(如氢、氦等)都不能形成水合物[2]。不同组分的水合物生成热力xue条件不同,在相同温度下,suizhuo压力的sheng高,水合物形成的次序为硫化氢→异丁烷→丙烷→yi烷→二氧化碳→甲烷→氮气。气田各层位天然气组分zhong甲烷han量多大于85%,甲烷han量越高,越不利于水合物的形成。由于水分zi其实是很松散的,天然气组分在水中的溶jiexing反映出水合物形成的难易程度。当天然气中含有CO2和H2S等酸性气体时,将提高水合物形成温度和jiang低水合物生成压力,H2S的影响更为显著。酸性气体比碳氢化合物更yixing成水。

2.4 矿化度

地层水中均有一定的矿化度,各种li子的存在降低了天然气各组分在水中的溶解度。同时,离子在水溶液中产生离子效应,pohuai电离平衡,改变水合离子的平衡常数,从而抑制了水合物的生成[3]。sui着氯化nahan量浓度的增加,相同温度下水合物生成所需要的压力越高。但在压力小于15MPa的条件下,氯化钠浓度为0%和4%时,水合物生成压力几无变hua大牛地气田各主采层位矿化duzui高的是山1层,平均为66511mg/L,平均矿化度zui低的层位盒3层为13942mg/L,在影响水合物生成的尺寸上,两者相差微小。因此,矿化度的高低在大牛地目前的生产条件下对水合物生成的影响甚微。

ling外,压力的波动、流速的突变以及流向的改变对于水合物的形成也具有重要影响,但由于这xieyin素的不可控制性,无法定量分析其对水合物生成的影响。

3 合理注醇量研究

3.1 气井分类

大牛地目前直井总数多,guanli难度大。气井的合理分类管理jiangzai极大程度上提高工作效率,保证冬季生产平稳进行。

综合前文各因素对水合物生成的影响分析,结合不同开采层位的组分含量的特点biao3-1),将6个主采层位划分为H3、H2、H1+S2S1+T1四个类型。最终依据油压、产水量、开采层位san个因素,利用Pipesim软件对各类气井在不同管线温度下的注醇量进行mo拟预测。

3.2 Pipesimmo拟注醇量

甲醇的冰点为-97℃,目前是大牛地气田应yongzui为广泛的热力学抑制剂。甲醇能降低水的活度系数,改变水分子与气体分子的热力学平衡条件,从而改变水溶液和水合物的化学势,使得水合物分解qu线移向较低温度或较高压力一边[4],从而达到抑制水合物形成的目的。

由前文所lie波诺马列夫公式可知,水合物形成的压力对shulgP)与温度(t)呈线性关系。前人研究表明[5]bu同甲醇含量的水合物生成qu线lgP~t相互平行。在Pipesim软件中,在chunshui比分别为10%、30%、50%条件下对水合物生成qu线进行模拟,可发现水合物生成qu线形状不变,曲线随醇水比li的shenggao向低温区平行移动(图3-1)。

3.3 模拟注醇量结果

依据Pipesim软件,在软件中输入相应参数,不断调整醇气比参数进行模拟,最终确立了各分类的合理注醇建议表。通过对比可知,甲醇加注量随油压的sheng高而sheng高,但是增加的幅度逐渐bianhuanxiang同压力温度条件下,为防zhi水合物的形成,H3层注醇量最高,S1+T2层注醇量最低。如图3-2所示(模nitiao件:产气量6000m3/d,产水量1m3/d,采气管线终端温度:0℃)。

3.4 ting醇温度的确定

由波诺马列夫公式可知,水合物形成仅与压力、温度、天然气组分(相对密度)有关。因此,确定了该三个参数,水合物生成曲线就固定了。在管线温度不大于井口温度的情况下,天然气由地层进入油管再通过采气管线进入到集气站的过程中,温度和压力逐渐降低,在进站处(即水套炉井口处)温度最低。只要保证进站压力条件下的温度高于水合物生成温度,不管采气管线的长短,都不会有水合物生成。在图3-3中,进站处对应的压力投射到水合物生成曲线,所对应的温度即为ting醇温度。依照此原则,利用Pipesim软件得到了各种类型气井的停醇温度(见表3-2)。值得强调的是,停醇温度zhi的采气管线末端的温度,而非大气温度。

由表3-2可知,在进站温度达到15℃的时候,绝大数气井可以停醇。在产水liangxiang同的条件下,随着油压的升高,模拟停醇温度也逐渐升高。而在相同油压条件下,停醇温度随产水量的变化并不明显。由cike知,气井压力是决定停醇温度的关键因素。

3.5 运用效果评价

2014年初在采气管理一区开始采用该指dao表指导甲醇的加注,于4月底率先在六个采气管理区中实现“零注醇”。累积使用甲醇1605m3,与去年同期2437m3相比,减少832m3,下降34.14%。全年污水含醇率7.77%,较前一年的13.67%下降了5.9%,大幅降低了下游污水处liya力。节约甲醇的同时,并未影响气井的正常稳定生产,气井的生产时率为96.8%,与去年de97.1%基本持平。

4 结论和ren识

通过对水合物生成因素的分析,结合目前大牛地气田的生产情况,对气井合理分类后利用Pipesim进行了合理注醇量预测,zhiding了甲醇加注制度,通过一年的试用与总结。主要取得了以下认识:

(1)影响水合物生成的因素诸多,高压、低温和液态水的存在是水合物形成的必要条件。天然气组分、地层水矿化度等为内因,压力波动、流向转变等为外因。结合气田目前实际生产情况,温度、压力、气体组分、产水量对水合物的生成起着决定性作用。

(2)甲醇加注量随油压的升高而升高,但是增加的幅度逐渐变缓;相同压力温度条件下,为防zhi水合物的形成,H3层注醇量最高,S1+T2层注醇量最低。

(3)在进站温度达到15℃的时候,绝大数气井可以停醇。在产水量相同的条件下,随着油压的升高,模拟停醇温度也逐渐升高。而在相同油压条件下,停醇温度随产水量的变化并不明显。可见,气井压力是决定停醇温度的关键因素。

(4)通过yingyong,本文制定的甲醇加注指导表,能有效指导大牛地气田增压后直井的甲醇加注。采气管理一区2014年一季度使用该指导表后,在维持气井正常生产的情况下,于4月底率先在实现“零注醇”,同期甲醇节约率为34.14%,污水含醇率下降了5.9个百分点。

参考文献:

[1]崔丽萍.吉林油田天然气水合物预测及防治技shu研究[D].硕士学位论文2011.

[2]宋立群,李玉星等.影响水合物形成条件因素敏感性分析[J].科学技术与工程,2011,11(21).

[3]刘云,天然气水合物预测模型及其影响因素[J].岩性油气藏,2010,22(03).

[4]陈小飞,刘佳等.气井套管注醇工艺在气田的试yanji效果分析[J].石油化工应用,2010,29(03).

[5]李栋liang,唐翠萍等.天然气水合物抑制过程中甲醇用量的影响[J].石油化工,2009,38(12).

作者简介:李文彬(1988-),云南大理人,本科,主要从事天然气开采工作。

山东工业技术 2016年9期

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