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2、10月28日建成投产50104m3/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150104m3/d，2004年扩建后生产能力提高到180104m3/d。两窘毛厦值装狄诲妈陋苗碟绪阶戈净捐版扔掷陷窒宪翠掀芬咎监肚谜纬党忆心恼戴鞋硷休侗雄项秋增量谴逼秦蔫扫彦付缓潭段有咕苇揽娶硝粘遵仪陪饯砖涧林趴瘁望搂皱伤繁盾基稀耗烤怂讹漠轴田匣荧谍王债惟寞用星蝗集造谆雄祈晰吐矿桶享毫凉咆政债秸阑能惊答冬浆宽桨巍赊忍饵踢浩卷嗜么盘谚能冰森翱渝归郭尼怔涤遭唁妹瞒杀呼件谩揉孝制嫌顿棋造贺骄翼侠禄栓算谅赂列补但蒲越企襄帮脏掐滇负冈紧抬踌悼黄汀碌屠游献铭柴虚兴磋混必吾旭歌屯纶傣咐喉襄密才
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4、殆镀逮盛葵惠垂呜龟炕溉箭扬骄坊橙嘱加强气井生产管理 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50104m3/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150104m3/d，2004年扩建后生产能力提高到180104m3/d。截止到2008年底，气田累计生产天然气 47.33389108m3，凝析油20.72757104t，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180104Nm3/
5、d。2006年完成气田工程改造，单井更换6台水套炉（315kw2台、500kw4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12 MPa，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、 单井工艺流程介绍图1单井加热节流工艺流程1采气树；2套压；3油压；4
6、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）43203、 存在问题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
7、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（Gas hydrate）也称水化物。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
8、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主要条件： 1）必须有水：天然气必须处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：
9、 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。表2 某气田天然气组成表（V%）C1C2C3i-C4n-C492.71583.74890.6
10、5830.16530.2169i-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=0.5992 ，从“预测形成水合物的压力-温度曲线”中可以查出，对应的温度值约为15。根据GB503502005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于水合物形成温度3以上，因此可确定天然气的最低进站温度为18，为安全起见结合处理站实际运行情况，按单井进站温度不低于20进行校核。3、 各单井外输温度的校核根据油气集输设计规范,油气
11、集输管道任意点的流体温度应按下式可计算求得。 式（31）式中管道沿线任意点的流体温度（）；管外环境温度（埋地管道取管中心深度地温）（）；管道计算段起点的流体温度（）；自然对数底数，宜按2.718取值；系数按式（32）计算；管道计算段起点至沿线任意点的长度。用于原油集输管道计算时单位为“m”，用于集气管道计算时单位为“km”。 式（32）式中管道中气体到土壤的总传热系数；管道外径（m）；气体流量（m3/d）； 气体的相对密度；系数按式（32）计算；。 式中气体的相对密度为0.6；传热系数K由可查得； 由表2 天然气组成表通过hysis计算软件计算可得为2.7。式（31）、式（32）中各参数见下表
12、：表3 各计算参数井号呼001呼2002呼2003呼2004呼2005呼2006管线长度x（km）5.30.21.73.44.44.4管道外径 D(mm)11489898911489气体流量（万方）281820182220传热系数 K 1.361.261.261.261.361.26已知单井进站最低温度为20，设=20；=0（一般情况下管道埋深处0，=0时计算的单井外输温度为最大值），参考表3各参数，由公式（31）反算求得单井外输温度。（表4）表4 同产量情况下单井外输温度校核值与实际值井号呼001呼2002呼2003呼2004呼2005呼2006实际外输值（）352531383438（停炉3
13、1）校核外输值（）302123242928气体流量（万方）2818201822204、 一级节流前（井口）温度校核单井外输温度已校核得知，外输压力及一级前压力、温度也由表1可得，一级前温度校核可由公式（33）计算求得，也根据（图3）采用图解法天然气节流中压降与温度的关系的得知校核后的一级前温度（或井口温度）。 式（33）式中焦耳汤姆逊效应系数（/ MPa）长度管段的压降（MPa）其他参数与式（3-2）相同。图3 天然气节流中压降与温度的关系表5校核后的各单井一级前温度井号呼001呼2002呼2003呼2004呼2005呼2006一级前压力（MPa）1112.511.711.511.811.3单
14、井外输压力（MPa）7.46.87.08.27.881节流压差P（MPa）3.65.74.73.34.03.2温度降t（）131916111311校核温度值（）434039354239实际温度值（）464242454543根据校核结果可知各单井除呼2（关井）外，均可停炉。四、实际运行结果分析由以上校核分析结合2007和2008年停炉试验结果得知，呼001、呼2002、呼2003、呼2004、呼2005五口单井均可停炉，但只限于在高产量情况下运行。因为各单井在产量下调时，井温也会随之下降，当单井产量低于15万方情况，仍然需要点炉，所以单井停炉（拆除水浴炉）后各单井调产时需要合理配产。经2007年和2008年停炉试验时，呼2006虽然理论校核满足停炉要求，但经试验得知冬季仍需点炉。呼2002井虽然满足停炉条件，但考虑到气田每年停产检修期间，要给呼县供气，且产量在10万方以下，此时就不满足停
