页岩气井口水合物预防工艺适应性分析

伍坤一 闪从新 王勇

中国石油西南油气田公司集输工程技术研究所

在页岩气井生产过程中，采用水力压裂技术注入地层的压裂液会大量返排至井口，导致排液生产期内页岩气中的水含量很高，在井口处节流降压后的气流温度可能低于其水合物的形成温度，水合物生成风险高，井口及下游管线可能出现堵塞现象，阻碍测试平台甚至整个集输系统的正常工作，给页岩气田的生产运行带来严重影响[1-2]。因此，防止天然气水合物的形成，对于保证页岩气田安全高效生产以及达到预期的生产效率具有重要意义。

目前，针对水合物形成的预测多采用数值模拟方法，研究对象主要涵盖埋地湿气管道和深水混输管道等[3-5]，其中针对页岩气井口的水合物生成预测的模型、方法和形成条件研究也较多[6-12]。在页岩气集输管道的水合物生成预测方面，对比分析了酸性气体图、平衡常数法、波诺马列夫法和回归公式法[13-14]，同时也对抑制剂加注、加热流体等工艺进行了适应性分析[15-21]。为形成一种能够适应页岩气开发现状的水合物的预防工艺和方法，下一步将对页岩气井水合物预防工艺进行适应性分析，并对其工艺设备进行核算优化。

因此，本研究基于长宁区块页岩气的生产实际情况，采用HYSYS软件对页岩气井口的水合物生成条件进行预测，结合页岩气井生产工况特点，分别对注醇工艺和加热工艺进行适应性分析，总结两种工艺的适用条件，同时进行经济性对比，从而优选出一种安全、高效、经济的水合物预防工艺方法，以期为实现页岩气田高效、低成本、规模化开发提供技术支撑。

1 页岩气井生产特点

页岩气井具有开采初期压力和产量高、后期随着时间推移产量和压力迅速衰减至很低、生产周期和寿命长、长时间处于低压低产状态的生产特征[22-24]。页岩气单井产气量和井口压力衰减曲线见图1。

由图1可知，生产初期投产井的压力和产能较高，并且之后下降都较为迅速，在投产约半年后井口压力和产量与投产初期相比降幅较大。在生产后期投产井的压力和产能很低，之后工况变化较为稳定。

2 页岩气井口水合物形成预测分析

2.1 页岩气气质组分

根据气体气相色谱仪分析统计数据，某页岩气区块单井的烃类组成以C3及以下组分为主，未检测出丁烷及更重烃类组分。烃类组分中甲烷摩尔分数为98.84%～99.09%，重烃含量低，其中乙烷摩尔分数为0.23%～0.51%，天然气成熟度高，干燥系数(C1/C2+)为189.13～220.24，CO2摩尔分数为0.23%～0.35%，不含硫化氢。水合物的形成温度与气质组分密切相关，在一定条件下，随着丙烷含量的不断增加，水合物形成温度明显升高，但是升高的程度有所减缓，在一定程度上可以提高水合物生长速率，抑制水合物中甲烷的含量[25]。长宁区块页岩气某单井的气体烃类具体组成情况见表1。由表1可知，部分单井的丙烷及丙烷以上含量较高，可能提升水合物生成风险。

表1 某页岩气田单井的气体烃类组成井号页岩气组分摩尔分数/%氦氢氮二氧化碳硫化氢甲烷乙烷C3+相对密度1#0.030.000.290.290.0098.840.510.040.561 52#0.030.000.290.290.0098.840.510.040.561 53#0.020.000.370.320.0098.780.470.030.561 94#0.020.000.160.270.0099.090.440.020.560 35#0.070.000.310.350.0098.890.350.020.561 16#0.050.000.410.320.0098.900.320.000.560 97#0.060.000.870.230.0098.600.230.000.561 5

2.2 页岩气实际生产工况划分

根据页岩气井的生产特点，并结合历史生产状况，整理出页岩气井在不同生产阶段、较易形成水合物的不同工况下的生产基础数据，见表2。

(1) 启停开井工况：是一种临时工况，由于关井再启的过程中，井筒内气体已达到地温，且井筒内气体水含量低，气液体积比相当高，开井工况不仅在页岩气田存在，在其他非常规气田或常规气田中也同样存在。

(2) 生产初期工况：产气量高，产液量高，井口压力高，井口温度高。

表2 页岩气井不同工况下的生产基础数据阶段工况工况性质产气量/(104 m3·d-1)产液量/(m3·d-1)气液体积比井口压力/MPa井口温度/℃启停开井临时150.5300 0003520初期长期151001 5003550中期长期15207 5002035后期长期50.5100 0001025

(3) 生产中期工况：产气量高，产液量、井口压力和井口温度均降低。

(4) 生产后期工况：产气量、产液量、井口压力以及井口温度均降低。

页岩气井不同生产阶段都会排出不同含量的液态水；井口压力高，经过节流后可能出现气流温度低于天然气水合物温度的情况；与返排液一同排出的压裂用砂作为水合物形成过程中的诱导晶核。由以上分析可知，页岩气井口及节流后气流可能满足水合物生成条件。

2.3 预测结果及分析

根据某页岩气井的气体组分，利用稳态模拟软件HYSYS软件预测出不同条件下的水合物形成温度，其曲线图见图2。

如图2所示：在水合物形成预测曲线的左上区是水合物生成区，此时需要采用有效的预防工艺；右下区是水合物非生成区，此时可以不考虑预防工艺。

通过页岩气实际生产工况划分的对比情况可以定性得出结论：页岩气平台在开发生产过程中，单井井口不太可能生成水合物，但节流后可能形成水合物。形成的可能性分为以下两种情况，其水合物生成预测的具体数据分别见表3和表4。

(1) 第一种情况：井口排采(约45 天)结束后，生产初期的井口压力在15 MPa 左右，井口温度在50 ℃左右，并且长期产出气田水。采用HYSYS软件可以计算出节流后的井口温度及水合物形成温度。

表3 正常生产初期关井后重新开井时的水合物生成预测井口压力/MPa井口温度/℃水合物形成温度/℃节流至7.5 MPa井口温度/℃水合物形成温度/℃155018.8530.1213.35255023.0510.8813.35

由表3可知，由于页岩气井生产初期的压降较快，井场生产流程投产后，井口压力已经较低，根据上述计算结果可知，生产初期不存在水合物形成风险。井场由排采流程切换至生产流程期间，考虑井口复产阶段，关井后重新开井时的井口压力恢复至较高水平，即复压高达22～25 MPa，则可能会产生水合物，因此，复产期间(2～5 天)存在水合物形成风险。

表4 不同气水比条件下水合物形成的可能性预测产气量/(104 m3·d-1)井口流动压力/MPa井口流动温度/℃产水量/(m3·d-1)气水比节流至20 MPa的气流温度/℃20 MPa水合物形成温度/℃是否形成水合物1535351015 00012.8521.35是153535503 00024.9521.35否1535351001 50028.2221.35否15353520075032.3521.35否

(2) 第二种情况：页岩气井生产初期的井口压力为35 MPa，井口温度为35 ℃(极端工况)，通过一级节流阀降压至20 MPa左右，由于页岩气初期产水量大，节流温差不大，大多数工况下不会形成水合物。但是，当页岩气井产水量较小、气水比较大时，节流至20 MPa时的气流温度会低于水合物形成温度，此时水合物形成的风险较大。

由表4可知，在一定产气量、井口流动压力和温度条件下，当产水量越小(气水比越大)时，温降越大，节流至20 MPa的气流温度越低，此时水合物形成的可能性越大，当低于水合物形成温度时，则会形成水合物，反之亦然。

3 水合物预防工艺适应性分析

3.1 加注热力学抑制剂

3.1.1原理和特点

加注热力学抑制剂通常适用于产水量少、加热负荷量难以满足生产要求的情况。目前，使用最广泛的热力学抑制剂是乙二醇，它通过改变水合物相的化学位来降低天然气的水露点。但是，注醇工艺需要经常在井口加注醇类抑制剂，其耗用量往往较大；并且需要建设地面保温设施和回收装置，投资成本较高。

3.1.2加注量计算

由水合物形成预测结果可知，页岩气井在生产初期一般不会产生水合物，主要在关井后复产时，井口压力高，此时容易产生水合物。因此，可采用注醇撬预防水合物。

根据公式(1)，可以计算出单位时间内乙二醇的总注入量：

Ge=10-6qvG[(W1-W2)+Wf]

(1)

式中：Ge为乙二醇总注入量，kg/d；qv为天然气流量，m3/d；G为乙二醇注入率，无量纲，可查乙二醇注入速度与质量浓度关系图得到；W1、W2为天然气膨胀前后温度和压力条件下的饱和水质量浓度，mg/m3；Wf为天然气中游离质量浓度水，mg/m3(按正式生产后15 m3/d 计算，即为100 mg/m3)。

天然气流量为15×104m3/d，乙二醇注入率为0.9，天然气节流膨胀前的温度为35 ℃，天然气节流膨胀后的温度为12.85 ℃，天然气节流膨胀前的压力为35 MPa，天然气节流膨胀后的压力为20 MPa。通过查乙二醇注入速度与质量浓度关系图、不同温度和压力条件下的饱和水质量浓度对应图可知，天然气节流膨胀前后的饱和水质量浓度之差为233 mg/m3。并将上述已知数据代入式(1)中计算可知，单井井口水合物抑制剂(乙二醇)的加注量约为45 kg/d。

3.1.3工艺效果评价

在启开井工况或极端工况下井口容易形成水合物，可采用移动式乙二醇加注撬在井口临时加注乙二醇抑制剂的方式来进行预防。其中，加注量约为45 kg/d。启开井工况下采用注醇工艺后的计算结果见表5。页岩气井不同气水比下，采用注醇工艺后的计算结果见表6。

表5 启开井工况下采用注醇工艺后的计算结果产气量/(104 m3·d-1)产液量/(m3·d-1)井口压力/MPa井口温度/℃一级节流后二级节流后压力/MPa温度/℃水合物形成温度/℃压力/MPa温度/℃水合物形成温度/℃15535501511.5-38.85.0-12.5-38.6

表6 页岩气井不同气水比下采用注醇工艺后的计算结果产气量/(104 m3·d-1)井口流动压力/MPa井口流动温度/℃产水量/(m3·d-1)气水比节流至20 MPa的运行温度/℃20 MPa条件下注醇后水合物形成温度/℃是否形成水合物1535351015 00012.858.5否153535503 00024.958.5否1535351001 50028.228.5否15353520075032.358.5否

由表5可知，当页岩气井处于启开井工况时，并在一定产气量、产液量、井口压力和温度条件下，采用加注量45 kg/d、连续性泵注的方式，一级节流后的流体温度远远高于水合物形成温度，并且二级节流后的流体温度也高于其水合物形成温度。

由表6可知：在页岩气井生产初期的不同气水比条件下，如果不采用注醇工艺，水合物形成温度为15.6 ℃；如果采用加注量45 kg/d、连续性泵注的方式，水合物形成温度为8.5 ℃。因此，注醇工艺可以大大降低水合物的形成温度，有效控制水合物形成风险。当注醇撬不能满足处理负荷量要求时，可使用闲置的水套加热炉撬。

3.2 加热工艺

3.2.1原理和特点介绍

水套加热炉烟火管内天然气燃烧产生热量，加热壳体内的水，再利用水温加热天然气盘管内的天然气。在天然气流动压力和水含量不变的情况下，加热后的天然气中的水含量将处于不饱和状态，即天然气温度高于其露点温度。水套加热炉适用于产气量小、产水量多、热负荷波动大的场合，是目前我国广泛应用于页岩气井口加热和管线加热输送的加热设备。

3.2.2热负荷计算

根据水合物形成模拟计算结果，需在丛式井场设置水套加热炉，以防止水合物的形成，考虑到丛式井场的多样性，选取典型的6口井丛式井场进行计算，根据两个水套加热炉撬的设计规模，并基于气井原料气组分、物性参数以及表7中水套加热炉的基础数据，采用HYSYS软件进行模拟计算得到的结果见表8。

表7 水套加热炉设计与运行参数选取情况序号水套炉设计规模/(104 m3·d-1)水套炉进口压力/MPa水套炉进口温度/℃水套炉出口压力/MPa水套炉出口温度/℃15030268.02522030268.025

表8 水套加热炉功率及其等级计算结果序号计算功率/kW水套炉选取压力等级/MPa水套炉选取功率等级/kW1423.2325002162.832260

长宁区块页岩气井站设置有水套加热炉，以便在节流降压过程中为井口处的天然气进行加热。水套加热炉配置有1台天然气燃烧器，正压燃烧。基于水套加热炉的运行工况，可确定计算功率。当水套加热炉撬的设计规模分别为50×104m3/d、20×104m3/d时，所选取的功率等级分别为500 kW、260 kW。

3.2.3工艺效果评价

在启停开井工况和不同气水比条件下采用水套加热炉加热工艺，其水合物生成情况分别见表9和表10。

表9 启停开井工况下采用加热工艺后的计算结果一级节流前一级节流后二级节流前二级节流后压力/MPa温度/℃压力/MPa温度/℃水合物形成温度/℃温度/℃压力/MPa温度/℃水合物形成温度/℃35501528.517.8555.516.57.5

由表9可知：如果采用水套加热炉进行加热，在一级节流前将气流温度升高至50 ℃，通过一级节流后的气流温度为28.5 ℃，其高于此时的水合物形成温度17.8 ℃；在二级节流前将气流温度从28.5 ℃升高至55 ℃，通过二级节流后的气流温度为16.5 ℃，其高于此时的水合物形成温度7.5 ℃。因此，水套加热炉在启停开井工况下能较好地适应现场生产要求。

表10 页岩气井不同水气比下采用加热工艺后的计算结果产气量/(104 m3·d-1)井口流动压力/MPa加热后的井口流动温度/℃产水量/(m3·d-1)气水比节流至20 MPa的气流温度/℃20 MPa水合物形成温度/℃是否形成水合物1535501015 00022.8521.35否153550503 00028.9521.35否1535501001 50032.2221.35否15355020075035.3521.35否

由表10可知，在页岩气井生产初期的不同气水比条件下，采用加热工艺后井口流动温度从30 ℃提高至50 ℃，节流至20 MPa时的流动温度都高于此时的水合物形成温度。因此，在不同气水比条件下都不会形成水合物。

3.3 工艺方式优选

将页岩气井水合物预防的两种常见方法进行经济性对比，其结果见表11。

表11 页岩气井注醇工艺和加热工艺经济性对比项目单价/元注醇工艺加热工艺年消耗量费用/万元年消耗量费用/万元电/(kW·h)0.989221 72521.94156 25015.46天然气/m3①0.49408 54020.02乙二醇/t7 5003526.25修理费6.3210.76年运行成本54.5146.24 注:①此处在0 ℃、101.325 kPa条件下。

采用井口注醇工艺，井口设备较简单，但是电耗量相对方法二更高，乙二醇耗用量较高；采用井口加热工艺，生产运行平稳可靠，气田现场应用广泛，但是天然气耗用量相对注醇工艺更高，运行成本较高。结果表明，加热工艺的总投资成本虽略高于注醇工艺，但其处理量范围较大，预防效果较显著。

4 结论

(1) 井场由排采流程切换至生产流程期间，水合物形成风险较高；在正常生产前、中期，一般不会形成水合物，但是在气水比较大和节流后条件下，水合物形成风险大大提高；在正常生产后期，一般不会生成水合物，只是在冬季低温条件下有可能生成水合物。

(2) 在正常生产初期，可考虑水套加热炉和移动注醇撬进行搭配使用，保证在冬季环境温度较低的条件下有效预防水合物；在页岩气井开始投产时，采用撬装式移动注醇设备注入水合物抑制剂。但是，当页岩气井口压力过高时，井口加注泵及配套阀件选型较为困难。