符偉兵

（中國(guó)石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南鄭州 450006）

目前，氣田開(kāi)發(fā)中采輸工藝主體采用高壓集輸和井下節(jié)流中低壓集輸。高壓集輸工藝總體應(yīng)用可描述為“高壓進(jìn)站、集中加熱、兩級(jí)節(jié)流、低溫分離、輪換計(jì)量、單井注醇”，生產(chǎn)中需注甲醇解防堵，需配套含醇污水處理廠，存在環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)且生產(chǎn)成本較高[1–2]。井下節(jié)流中低壓集輸工藝總體可描述為“井下節(jié)流、低壓進(jìn)站、常溫分離、站內(nèi)增壓、集中計(jì)量”，相比高壓集輸工藝，可通過(guò)井下節(jié)流實(shí)現(xiàn)井筒水合物防治[3]，無(wú)注醇配套工藝，但實(shí)際應(yīng)用中，仍需配套一定的解防堵措施。井下節(jié)流工藝不利于生產(chǎn)過(guò)程全井筒流壓測(cè)試，影響氣井井筒積液及井底流壓的準(zhǔn)確判斷，從而影響氣井的動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)和分析管理。

井筒隔熱技術(shù)作為稠油熱采中一項(xiàng)重要技術(shù)，應(yīng)用已經(jīng)非常成熟，其原理是通過(guò)應(yīng)用較低導(dǎo)熱系數(shù)的真空隔熱油管降低流體在井筒油管流動(dòng)過(guò)程的熱損失，從而提高注氣熱效率[4–6]。

本文借鑒稠油熱采中的井筒隔熱技術(shù)方法與公開(kāi)專(zhuān)利[7–9]中提到的技術(shù)思路，依據(jù)東勝氣田現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐取得的實(shí)際數(shù)據(jù)，通過(guò)理論模擬與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)驗(yàn)證相結(jié)合的方法，提出了井筒隔熱技術(shù)在氣田開(kāi)發(fā)中應(yīng)用的具體方案，能簡(jiǎn)化生產(chǎn)管理、降低生產(chǎn)成本、提高開(kāi)發(fā)效益。

1 東勝氣田低壓采輸工藝分析

通過(guò)對(duì)X4井不同節(jié)點(diǎn)位置溫度、壓力監(jiān)測(cè)，明確了井下節(jié)流井生產(chǎn)流程中的溫度、壓力分布特征，其中井筒中節(jié)流器上部20 m位置流壓、流溫分別為3.8 MPa和55 ℃，井口位置流壓、流溫分別為1.6 MPa和11 ℃，進(jìn)集氣站位置管線中流壓、流溫分別為1.1 MPa和5 ℃，由此可知井筒節(jié)流器上部至井口再到集氣站整個(gè)流程中流體的壓力為3.8 ～1.1 MPa，溫度為55～5 ℃。應(yīng)用東勝氣田天然氣參數(shù)，計(jì)算建立了東勝氣田天然氣水合物生成臨界曲線（圖1）。通過(guò)實(shí)測(cè)流程的溫度壓力數(shù)據(jù)與水合物生成臨界曲線分析可以得出，在低壓運(yùn)行模式下，氣井生產(chǎn)流程中井筒和地面管線均不會(huì)發(fā)生水合物堵塞。隨著流程中溫度的升高，生成水合物對(duì)應(yīng)壓力值也升高。

圖1 東勝氣田天然氣水合物生成臨界曲線

分析中低壓集氣站A號(hào)站氣井井口溫度的特征可以看出，井口溫度夏季為14 ℃左右，而冬季最低為3 ℃。通過(guò)井下節(jié)流井井口溫度與集氣站進(jìn)站溫度分布特征分析，依據(jù)水合物生成對(duì)應(yīng)壓力特征（圖1），優(yōu)化出對(duì)應(yīng)管線運(yùn)行允許最高壓力分布特征。壓縮機(jī)停機(jī)判別依據(jù)：①進(jìn)站壓力大于等于3.5 MPa；②井口壓力大于進(jìn)站壓力0.3～0.5 MPa，據(jù)此可優(yōu)化東勝氣田井下節(jié)流井壓縮機(jī)開(kāi)關(guān)制度，表1是氣井井口溫度統(tǒng)計(jì)。從表2可以看出，每年5月至9月采用停機(jī)中壓運(yùn)行模式，而其他時(shí)間需開(kāi)啟壓縮機(jī)，采用低壓模式運(yùn)行。

表1 東勝氣田A號(hào)站氣井井口溫度 ℃

表2 壓縮機(jī)開(kāi)機(jī)周期優(yōu)化

2 氣井井筒隔熱技術(shù)試驗(yàn)

為了驗(yàn)證氣井應(yīng)用隔熱技術(shù)后，氣井井筒溫度變化，選擇東勝氣田試采井X11井進(jìn)行對(duì)比試驗(yàn)。該井生產(chǎn)層位盒3層，試氣無(wú)阻流量20.07×104m3/d，氣層垂直深度3 057.8 m。試驗(yàn)前油壓16.6 MPa，生產(chǎn)管柱為φ88.9 mm原壓裂管柱，油套不連通，套壓為0，日產(chǎn)氣4.46×104m3，日產(chǎn)液14.6 m3，實(shí)測(cè)井口流溫為20.90 ℃。井筒隔熱技術(shù)對(duì)比試驗(yàn)中，該井采氣管采用隔熱保溫油管，視導(dǎo)熱系數(shù)為0.006～0.020 W/（m·℃），隔熱油管下深1 196.35 m，試驗(yàn)期間油壓為15.6 MPa，套壓為15.7 MPa，日產(chǎn)氣3.96×104m3，氣井正常試采且生產(chǎn)穩(wěn)定。通過(guò)流壓流溫測(cè)試，實(shí)測(cè)井口溫度為39.11 ℃，相比試采期間實(shí)測(cè)井深2 900 m處溫度為92.60 ℃，井口溫度20.90 ℃，井口溫度提升明顯。根據(jù)實(shí)測(cè)溫度壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行理論計(jì)算，該井從井筒到地面采氣管線不會(huì)生成水合物。

3 氣井井筒隔熱技術(shù)應(yīng)用方案

基于井筒隔熱技術(shù)先導(dǎo)試驗(yàn)，明確了井口溫度提升的效果，獲得了相關(guān)參數(shù)。目前應(yīng)用的井下節(jié)流+低壓集輸采輸工藝存在油壓為集氣管網(wǎng)回壓，不能反映井筒積液情況；井內(nèi)有節(jié)流器，對(duì)泡排等藥劑有一定影響；節(jié)流器在井筒內(nèi)，調(diào)整產(chǎn)量不方便，需要打撈更換施工等問(wèn)題。為此，基于單井井筒隔熱技術(shù)試驗(yàn)效果，論證通過(guò)整體采用井筒隔熱技術(shù)提高產(chǎn)出流體井筒、井口溫度，進(jìn)而提升地面管線中流體溫度，結(jié)合水合物生成條件，評(píng)價(jià)井筒隔熱技術(shù)對(duì)氣田采輸工藝優(yōu)化的可行性。

3.1 技術(shù)可行性

以東勝氣田A號(hào)集氣站及所轄氣井為基礎(chǔ)，建立單井實(shí)際產(chǎn)量、溫度、壓力與進(jìn)站壓力、溫度動(dòng)態(tài)模型，對(duì)比井口溫度提升后，井筒隔熱保溫后對(duì)氣井生產(chǎn)及水合物生成情況的影響。

應(yīng)用HYSYS 軟件建立了A號(hào)集氣站及所轄氣井的采輸管網(wǎng)模型，分別按照冬季和夏季兩個(gè)氣井時(shí)間生產(chǎn)過(guò)程中單井井口節(jié)點(diǎn)、進(jìn)站節(jié)點(diǎn)錄取的對(duì)應(yīng)流程中的溫度、壓力數(shù)據(jù)及氣井實(shí)際對(duì)應(yīng)的產(chǎn)量數(shù)據(jù)，調(diào)整模型中的管線傳熱系數(shù)，使得模擬結(jié)果的井口節(jié)點(diǎn)和進(jìn)站節(jié)點(diǎn)數(shù)據(jù)與實(shí)際錄取數(shù)據(jù)一致。在采用常規(guī)N80油管作為采氣管柱的情況下，冬季井筒至井口及井口至地面管線溫度為86.00～4.00 ℃，對(duì)應(yīng)水合物生成臨界壓力為1.6 MPa，夏季井筒至井口及井口至地面管線溫度為86.00～12.00 ℃，對(duì)應(yīng)水合物生成臨界壓力為4.2 MPa?；诰哺魺嵊凸軉尉u(píng)價(jià)結(jié)果顯示，井口溫度提示約20 ℃，將HYSYS軟件中建立的A號(hào)集氣站模型中單井井口溫度均提升20.00 ℃，模擬結(jié)果顯示冬季進(jìn)站溫度達(dá)到了14.00 ℃，夏季進(jìn)站溫度達(dá)到了22.00 ℃，對(duì)應(yīng)水合物生成臨界壓力分別為5.8 MPa和15.0 MPa。從評(píng)價(jià)結(jié)果看，井筒隔熱保溫后，可以提升氣井生產(chǎn)井筒至集氣站流體溫度，防止水合物生成的最低壓力達(dá)到了5.8 MPa，滿(mǎn)足中壓集氣生產(chǎn)要求。

3.2 經(jīng)濟(jì)可行性評(píng)價(jià)

前期試驗(yàn)及技術(shù)性評(píng)價(jià)均是以井筒保溫油管下深1 200 m及井筒溫度提升20.00 ℃情況下論證的，因此，需進(jìn)一步評(píng)價(jià)投入成本和產(chǎn)生的效益情況。先建立X11井井筒管柱模型，論證不同下深情況下井口流溫情況，對(duì)比模擬數(shù)據(jù)與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)可以看出，計(jì)算精度較高，可以滿(mǎn)足需求（圖2）。隨著深度的增加，井口溫度逐漸增加；1 500 m后溫度增加的幅度減緩，同時(shí)油管成本增加，下深2 500 m時(shí)井口流溫提升至47.40 ℃（圖3）。以新井投產(chǎn)油壓18.5 MPa、井口節(jié)流后地面管線壓力4.0 MPa計(jì)算，節(jié)流溫降將達(dá)到72.50 ℃，使用井筒隔熱保溫方案也無(wú)法滿(mǎn)足井口節(jié)流前溫度要求。

圖2 應(yīng)用溫度預(yù)測(cè)模擬（保溫油管不同下深）

圖3 隔熱油管不同下深情況下井口溫度變化

分析不同隔熱油管價(jià)格下投資及回收期顯示，在試驗(yàn)應(yīng)用的油管價(jià)格350元/m情況下，僅需兩年就可收回油管投資，而如果規(guī)模應(yīng)用，進(jìn)一步降低油管投資，則回收周期將進(jìn)一步縮短，經(jīng)濟(jì)效益更加可觀（表3）。

表3 保溫油管投資回收周期預(yù)測(cè)

3.3 井筒隔熱保溫模式采輸方案

在井筒隔熱技術(shù)評(píng)價(jià)結(jié)果基礎(chǔ)上，提出了東勝氣田井筒保溫+井下節(jié)流+中壓集氣（3.5～4.0 MPa）清潔采氣方案。

（1）新投產(chǎn)氣井采用井筒保溫+井下節(jié)流+中壓集氣模式，其中隔熱保溫油管下深1 200 mm，井下節(jié)流后井口油壓設(shè)計(jì)為3.5～4.0 MPa，滿(mǎn)足了井底至井口及井口至集氣站水合物防治需要，同時(shí)滿(mǎn)足不開(kāi)集氣站壓縮機(jī)，應(yīng)用氣井自身壓力外輸?shù)膲毫π枨蟆Ｏ啾葌鹘y(tǒng)井下節(jié)流+低壓集氣投產(chǎn)初期需要啟用集氣站壓縮機(jī)的方案，能夠有效地減少壓縮機(jī)應(yīng)用時(shí)間，延緩啟用時(shí)機(jī)，降低生產(chǎn)運(yùn)行成本。

（2）當(dāng)氣井套壓小于16.0 MPa時(shí)，對(duì)于需要開(kāi)展井筒動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)的氣井，可打撈井下節(jié)流器，采用井口節(jié)流方式保持節(jié)流后井口壓力為3.5～4.0 MPa，同時(shí)配套井口加注環(huán)保抑制劑防堵措施。該方案為井下動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)提供了通暢的井筒條件，滿(mǎn)足井筒動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)工具下入要求，能夠有效解決傳統(tǒng)井下節(jié)流+低壓集氣模式下井筒節(jié)流器下部無(wú)法采用常規(guī)方法測(cè)試的問(wèn)題。

4 結(jié)論

（1）東勝氣田井下節(jié)流中低壓采輸工藝，能夠有效地減少壓縮機(jī)應(yīng)用時(shí)間，延緩啟用時(shí)間，降低成本。

（2）通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)評(píng)價(jià)，在下入1 200 m隔熱油管后，相比常規(guī)N80采氣管，氣井井口流體溫度提升約20.00 ℃。

（3）基于井筒隔熱保溫模式下井下節(jié)流中壓集氣的清潔采氣新工藝，并配套井口節(jié)流、加藥防堵的動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)井采氣方案，為氣田低成本清潔采氣提供了一種技術(shù)方法。