页岩气井口水合物抑制工艺技术研究

易良英

中油辽河工程有限公司，辽宁盘锦 124010

页岩气井口水合物抑制工艺技术研究

易良英

中油辽河工程有限公司，辽宁盘锦 124010

在页岩气输送过程中，当温度降低时，水和天然气易形成水合物而堵塞管道，甚至导致管道爆裂，成为页岩气输送过程中的一极大安全隐患。采用Pipesim稳态模拟软件，计算出页岩气中的水合物的形成条件，以便采取相应对策。以四川某区块页岩气试采工程为例，通过技术方案与经济对比，优选在井口设置加热炉，通过加热流体的方式抑制页岩气水合物的形成，累计采出页岩气10 950万m3，累计产气量较预期设计值提高10%，实现营业收入3.09亿元，为页岩气大规模开采提供技术储备。

页岩气；水合物；加热炉；甲醇

页岩气藏的开发依赖于水平井与水力压裂技术的应用。页岩气藏因其储层物性差、孔隙度和渗透率极低，需要应用水力压裂技术才能经济开采，因而井口开采的页岩气中含有大量的水，页岩气生产参数见表1。

表1 页岩气生产参数

从表1可以看出，页岩气在整个开采过程中含有大量的水，尤其是反排期，井口产水量高达50 m3/d[1]。而天然气和水在一定的温度和压力下，会形成水合物，水合物在页岩气输送过程中，在温度降低时会结冻而堵塞管道（见图1），甚至导致管道爆裂。如此，水合物成为了页岩气输送过程中的极大安全隐患。

图1 页岩气水合物

1 页岩气水合物形成温度

以四川某区块的页岩气为基础数据（见表2）进行模拟计算，采用UniSim软件计算各工况下水合物的形成温度，生成曲线和趋势见图2和图3。

表2 页岩气组成

图2 压力与水合物形成温度关系曲线

图3 水合物形成趋势图（压力4.0 MPa）

采用法国斯伦贝谢公司的稳态模拟软件Pipesim计算页岩气中的水合物的形成条件。

从图2和图3可以看出，页岩气的输送温度越高，水合物形成量越少，当页岩气的输送温度达到水合物最高形成温度时，水合物的生成量为0。

目前国内还没有针对抑制页岩气水合物形成的相关规范，因而大胆借鉴天然气的相关规范来开展本次研究。

GB50350-2015《油田油气集输设计规范》[2]第6.3.1节规定：“应确保天然气集输温度高于水合物形成温度3℃以上”，即只要将页岩气的输送温度控制在其水合物形成温度3℃以上，即可有效控制水合物的形成。但是实际工程中，由于环境温度是多变的、不可控的，为保险起见，将页岩气的输送温度目标值定为高于水合物形成温度5℃。

2 抑制页岩气水合物形成方法

国内外抑制水合物形成的方法主要有：

（1） 加热流体，控制页岩气的输送温度高于水合物形成温度5℃以上。

（2） 注入水合物抑制剂（例如：甲醇）。

页岩气井口抑制水合物工艺可采用两种方案。方案一：节流+加热炉加热，即采用加热流体的方法控制页岩气温度高于水合物形成温度5℃以上；方案二：节流+加热炉加热+注醇，即采用加热炉加热和注醇相结合的方式来抑制水合物形成，从而控制页岩气温度高于水合物形成温度5℃以上。

页岩气开采井井口压力较高，特别是开井期，井口压力高达70.1 MPa，为满足下游压力需求，通常在井口设置节流。本次的研究点选取的是井站的出站外输点。

3 方案对比

3.1 方案一：节流+加热炉加热方案

3.1.1 流程（见图4）

页岩气经过井口的一级角式节流阀将页岩气从70.1 MPa节流至12 MPa，然后经过水浴式电加热器加热以防止二级节流后续操作产生水合物，考虑页岩气在集输过程中的温降，将加热后的温度控制在60℃左右，然后经过二级角式节流阀节流至4.0 MPa，节流后页岩气的温度为15.65℃左右（水合物形成温度10℃），再通过两相分离器橇进行气液分离，分离出来的液体经过计量后进入气田水罐储存，分离出的气体经过计量后，以气液混输方式外输。

3.1.2 井站主要设备

井站工艺设备主要有井口用电加热器、放空分离器和各种阀门（见表3）。井站主要工艺设备均采用橇装化技术。

3.2 方案二：节流+加热炉+注醇方案

方案二是方法一与方法二两种方式结合使用。采用加热炉的方式控制流体的温度，同时采用注醇的方法抑制水合物形成，使流体温度高于水合物形成温度5℃以上。

图4 方案一流程（加虚线框为方案二流程）

表3 方案一主要设备

3.2.1 流程（见图4）

页岩气经过井口的一级角式节流阀将页岩气从70.1 MPa节流至12 MPa，然后经过水浴式电加热器加热以防止二级节流后续操作产生水合物，考虑页岩气在集输过程中的温降，将加热后的温度控制在40℃左右，然后经过二级角式节流阀节流至4.0 MPa，节流后页岩气的温度为12℃左右（水合物形成温度10℃），再通过两相分离器橇进行气液分离，分离出来的液体经过计量后进入气田水罐储存，分离出的气体经计量后，在出站处设置甲醇加注口，通过甲醇加注橇向页岩气中注入甲醇以抑制水合物形成，然后以气液混输方式外输。

3.2.2 井站主要设备（见表4）

井站工艺设备主要有井口用电加热器、放空分离器、甲醇加注橇和各种阀门。井站主要工艺设备均采用橇装化技术。

表4 方案二主要设备

3.3 方案比选

方案比较见表5、表6。

根据表5和表6可以看出：

（1）两个方案均能有效抑制水合物的生成，页岩气出站温度均高于水合物形成温度5℃以上。

（2）对于年生产费用和后期的维护、修理费用，方案一耗费均少于方案二。

表5 方案技术比较

因此综合分析推荐方案一，即“节流+加热炉加热”抑制水合物的方案。

4 工程应用

在四川某区块页岩气试采工程中应用方案二来抑制水合物的生成。其中单井站的规模：10万m3/d。根据页岩气组分和边界条件，采用UniSim软件对方案二的流程进行模拟（见图5），软件模拟结果见表7。

表6 方案经济比较

图5 软件模拟结果

该工程于2015年已一次成功投产5口井，运行平稳，目前为止整个集输系统尚未发现管路冻堵情况。到目前为止已累计采出页岩气10 950万m3，累计产气量较预期设计值提高10%，实现营业收入3.09亿元，经济效益非常可观。可见该技术具有较好的技术经济效益和社会效益。

表7 软件模拟结果

5 结束语

开展对页岩气等非常规气田地面集输及配套工艺技术的研究具有重要的战略意义和现实意义。目前该项研究成果为下一步大规模开采页岩气的地面集输工程设计提供一定的技术储备，该技术不仅适用于页岩气，同样可应用于具有相同特点的致密气和煤层气田地面开发上，可见该技术可带来广阔的应用前景。

[1]李研，吴刚.页岩气地面集输工艺设计研究[J].石油工程建设，2015，41（3）：49-53.

[2]GB 50350-2015，油气集输设计规范[S].

Atechnique for inhibiting hydrate formation in shale gas wellhead

YILiangying
Liaohe Petroleum Engineering Co.，Ltd.，Panjin 124010，China

In shale gas transportation process，while temperature reduces，hydrate in shale gas will clog the pipeline because of condensed water frozen，and even lead to pipeline burst.So，the gas hydrate becomes a great security hidden trouble in shale gas transportation.The static simulation software Pipesim is applied to calculate the formation conditions of hydrate in order to take countermeasures later.For the shale gas block pilot production project in Sichuan，through the comparison of the technical schemes and economy，it is preferred to set up the heating furnace at the wellhead，and to suppress the formation of shale gas hydrate by heating fluid.The accumulated shale gas production reaches 109.5×106m3and is higher than predicted volume by 10%.The inhibiting hydrate formation technique provides technical reserves for the large-scale exploitation of shale gas.

shale gas；hydrate；heating furnace；methanol

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.03.011

易良英（1985－），女，重庆人，工程师，2007年毕业于中国石油大学（华东），现主要从事石油天然气设计和研究工作。

2016-12-20

Email：yiliangying@126.com