对组成相同的天然气 ,压力越高越容易生成水 化物 。 21214 其它条件
气体流向改变引起的搅动 ,以及微小水化晶核 的存在都能加速水化物的形成 。
收稿日期 : 2007 - 11 - 30 作者简介 :刘德青 (1964 - )男 , 2000年毕业于石油大学 (华东 ) ,工程师 ,从事采气科研工作 ,现担任采油三厂采气研究所所长。
41 /42
日产气量 104m3 日产液 t
2316 /3014 11119 /1214
1018 /810 5112 /917
2212 /3013 1015 /1119
2215 /2514 1017 /1015
2318 /2916 1113 /1211
2512 /2914 11195 /12
2316 /2510 1112 /1017
来源有地层水和地层条件下的气态水 。这些 气态的蒸汽随天然气产出时温度的下降而凝析成 液态水 。 21212 低温是形成水化物的重要条件
气流从井底流到井口 ,并经过节流阀 、孔板节 流降压而引起温度下降 ,低于天然气露点温度时 , 为生成水化物创造了条件 。 21213 高压也是形成水化物的重要条件
输送至克 82井区 ,与克 82 井来气汇合后 ,输送至 克 75集气处理站处理 。
表 4 水合物生成温度表
序号 1
天然气压力 (M Pa) 22
水合物生成温度 ( ℃) 2212
2
10
1711
3
6
1316
4
413
10
克 301井采气树开井初压为 33M Pa,生产压力 为 16M Pa,水合物生成温度 21℃,井口温度 25℃, 在水合物生成温度以上 ,在井口不会产生水合物 。 在井口先经过加热炉一级加热至 4010℃,然后经过 一级节流降温 ,压力下降至 10M Pa,温度为 2116℃, 经过加热炉二级加热温度至 6010℃,再进行二级节 流 ,压力下降至 7M Pa,温度为 4010℃;然后输送至 克 82井 ,采气管线设清管阀 (图 1) 。
1 问题提出
采气井集输流程的作用是将井口采出的天然 气输往天然气集气站 ,其流程范围从采气树节流阀 到集气站汇管 。气井采出物不仅是天然气 ,而且含 有油 、水及沙 、岩宵等固体杂质 ,同时有些油中含有 蜡 ,并且气井产出流体压力普遍较高 。
节流降压产生节流效应使天然气的温度降低 , 天然气在输往处理站的过程中温度的散失 ,都会导 致天然气的温度低于形成水化物的临界温度 ,在流 程中产生水化物冻堵管线 。当含蜡流体温度降到 析蜡温度以下时 ,会导致蜡的析出 ,堵塞管线 。采 气井集输工艺中采用哪种方法预防水化物形成和 析蜡 ,是工程技术人员研究的课题 。
产 。从表上对比可以看出 , 2001 年到 2006 年 6 年
中 ,各井的产水量有了大幅度的上升 ,总产水量由
2188 t/ d上升到 16155 t/ d。
②但由于水套炉高压盘管腐蚀 , 2006 年将 7
口井水套炉进行了更换 ;
③如果按 30%的乙二醇贫液浓度进行防冻 ,
全气田井口每天要注入乙二醇 5 t。特别是呼 2井 ,
图 1 井口加热节流工艺流程框图
克 301天然气与克 82天然气混合后输送至克 75集气站 ,压力为 411Mpa,天然气温度为 616℃, 高于此压力条件下天然气水合物形成温度 010℃, 能够满足天然气输送要求 ,这时需要调整克 82 井 的注醇量至 710kg / h。
②注醇节流工艺 单井集气采用注甲醇节流降压 ,油气混输至克 82
③降低集气管线压力法 :只是预防集气管线冻 堵的措施 ,会造成天然气处理装置得不到相应的压 力能量 ,增加天然气处理和输送的能耗 。 21313 方法优选
①含蜡 、含水气井选择加热保温法 。 ②含水少 ,不含蜡气井选择注防冻剂法 。 ③含水偏高 ,含蜡 ,集气半径偏大的气井 ,选择 加热保温法和注防冻剂法相结合的方法 。
井口温度 ℃
47 /49
32 /30
46 /41
48 /46
49 /48
47 /49
46 /49
外输压力 M Pa
718 /715
715 /619
710 /714
718 /713
718 /810
715 /715
818 /816
外输温度 ℃
34 /34
37 /50
23 /31
36 /33
36 /36
32 /35
108 m3 ,含气面积 2014km2 ,原始地层压力 3319M Pa, 平均孔隙度 1915% , 有效渗透率 7614 - 134μm2 。 单井平均无阻流量 216 - 228 ×104 m3 。试气证实 , 气藏存在边底水 ,气水界面海拔 3046m ,地层水氯 根含量 2758 - 9974mg / l, 总矿化度 12834 - 16188 mg / l, 为 Na2 SO4 型 。 气 藏 平 均 露 点 压 力 30112M Pa, 地 层 温 度 9219℃, 气 藏 中 部 深 度 3585m ,压力系数 0195。天然气具有“两低一高 ”和 不含硫的特点 ,即天然气相对密度低 ,平均 015999, 非烃含量较低 , CO2 平均含量 0148% ;甲烷含量高 , 平均 921142%。凝析油无色透明 ,含量 4713g /m3 , 密 度 0178g / cm3 , 30℃粘 度 11087mPa1 s, 高 含 蜡 (3166% ) ,低凝固点 ( - 14℃) ,低初馏点 (70℃) 。
2 水化物形成的原因和预防措施
211 水化物 水化物 (水合物 )是白色结晶固体 ,类似松散的
冰或致密的雪 。水化物的颜色跟气流中的杂质有 关 ,气流纯净时呈白色 ,气流脏时呈灰白色 。当放
在大气中可见气泡冒出 , 若用水冲洗 , 很快溶解 。 水化物是在一定压力和温度下 ,天然气中的某些组 分和液态水生成的一种不稳定的具有非化合物性 质的晶体 。甲烷水化物的分子式 CH4 16H2 O ,乙烷 水化物的分子式 C2 H6 18H2 O。 212 水化物形成的条件 21211 液态水是形成水化物的必要条件
( 2 )气井集输工艺的选择 根据天然气性质 、压力 、温度及脱凝析油的目
3 克拉玛依气田气井集输工艺适应 性分析
的 ,经研究论证 ,采用了井口加热节流 ,高压集气 , 节流膨胀制冷的低温分离工艺 ,在脱凝析油的同 时 ,降低天然气的水露点 ,满足外输要求 。1998 -
311 集输工艺现状
1999年建成投产的 7 口气井设计井口采用 315kw
39
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新疆石油天然气
2008年
213 水化物预防 21311 预防方法 : ①加热法 、保温法 ; ②注防冻剂 法 ; ③降低集气管线压力法 。 21312 方法优缺点对比
日产油 t
10174 /1017 4191 /2181 1011 /18 /912
日产水 t
0145 /1173 0120 /6186 0142 /1169 0143 /1134 0145 /1172 0148 /1174 0145 /1147
表 3 五八区气田克 301井凝析油物性表
分析项目
数值
密度 , kg/m3
30℃
粘度 , mpa1S
40℃
50℃
含蜡量 , %
凝固点 , ℃
初馏点 , ℃
76414 1175 1140 1116 0120 - 10 8315
(2)集输工艺研究 (表 4) ①加热节流工艺
克 301井采用加热炉对天然气升温 ,抑制天然 气水合物的生成和凝析油的析出 。升温后天然气
目前 ,新疆油田公司已开发大小气藏近 10个 。 和 500kw 常 压 水 套 炉 高 压 盘 管 二 次 加 热 节 流 ,
采油三厂自 1992年开发气田 ,目前管理着五八区 、 10M Pa天然气输往天然气处理站的工艺 。
呼图壁 、盆 5、莫 7 - 11四个气田 ,拥有气井 34 口 。
(3) 气井集输工艺运行情况 (表 1) 。
第 4卷 第 1期 2008年 3月
新疆石油天然气 Xinjiang O il & Gas
文章编号 : 1673—2677 (2008) 01—0093 - 05
Vol. 4 No. 1 M ar. 2008
采气井集输加热与注醇工艺适应性分析
刘德青 ,冯德宝 ,陈小艳
其中 23口气井采用加热保温集输工艺 ,两口采用
表 1 呼图壁气田生产工艺参数表
参 数 油压 M Pa
呼 001 2215 /1415
呼2 2016 /1012
呼 2002 2215 /1315
呼 2003 2217 /1417
呼 2004 2216 /1415
呼 2005 2213 /1414
呼 2006 2214 /1512
过正常最大集气半径 5km 的范围 。
试采气资料 : ①克 301井试采方案采用外排放
压方式 ,生产压力 29M Pa,产气量 8 ×104 Nm3 / d,凝
析油产量 11998m3 / d; ②克 82井试采方案采用外排
放压方式 ,生产压力 7M Pa,产气量 5 ×104Nm3 / d,
凝析油产量 019m3 / d。
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第 4卷第 1期
刘德青等 :采气井集输加热与注醇工艺适应性分析