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葡北油田天然气重力混相驱是我国第1个规模注烃混相驱项目，填补了国内油田注气混相驱开发的空白。在注气过程中，2口注气井井筒内发现有天然气水合物形成，严重影响了注气井的注气效率。分析认为，水合物形成主要由于单井注气速度小及注气压力高，受地层吸气能力影响，注气井单井注气速度较小，天然气在输气管线及井筒中流速较低，热损耗较大，温度分布较低；并且由于目的层水淹严重，含水率高，注气时地层中形成水屏障使注气压力增大，井筒中天然气压力分布升高，温度的降低和压力的增加为水合物形成提供了有利条件。目前对水合物形成的研究主要集中在天然气长输管线及采气井中，针对注气井水合物形成的研究还相对较少[1-3]。蒋建勋等[4](2013)研究了井下节流对采气井水合物预防的有效性, 为天然气水合物的防治提供了依据。余忠仁等[5](2017)采用统计热力学模型计算了气井地面节流压降点的水合物形成温度, 提出了采气地面流程水合物形成判定方法。陈红阳[6](2018)利用 Pipesim软件对影响水合物形成的主要因素进行了模拟分析，筛选出井下节流作为库车山前气田气井水合物防治的主要方法，以上研究为注气井水合物形成及防治提供了一定参考。
基于Pipesim建模对葡北油田注气井输气管线及井筒内水合物形成管段进行了分析，并研究了天然气初始温度及注气速度对水合物形成的影响；此外，根据研究结果提出了通过提高天然气初始温度预防水合物的方法，并对其技术可行性进行了分析；最后，针对注气速度较小，所需天然气初始温度高于空冷器出口最高温度的井，研究了采用水套炉加热井口天然气预防水合物的可行性。
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葡北油田三间房组油藏中部埋深3 470 m，地层压力梯度0.011 MPa/m，地温梯度0.024 ℃/m，属正常压力异常低温系统，采用天然气重力混相驱开发方式，目前共有3口直井注气，其中PB1-1井和PB1-2井发现有天然气水合物形成。油田注入气为鄯乌管线下载天然气，来气经PB站压缩处理后由埋地输气管线输送至注气井，压缩机出口天然气初始温度35 ℃、压力40 MPa；PB站至PB1-1井输气管线长2 000 m、注气速度5×104 m3/d，至PB1-2井输气管线长859 m，注气速度15×104 m3/d，注气井井口压力39 MPa左右。注气参数如表1所示。
表 1 注气参数
Table 1. Gas injection parameters
参数 PB1-1 PB1-2 注气速度/(104 m3 · d−1) 5 15 井口压力/MPa 39 39 输气管线外径/mm 89 89 输气管线壁厚/mm 9 9 输气管线长度/m 2 000 859 注入气以甲烷(CH4)和乙烷(C2H6)为主，含少量非烃类气体和游离水，其中甲烷(CH4)摩尔分数为84.18%、乙烷(C2H6)摩尔分数为9.53%，氮气(N2)摩尔分数为5.51%，游离水(H2O)摩尔分数为0.25%，天然气相对密度0.625、黏度0.03 mPa · s。当温度和压力达到一定条件时，天然气和游离水可形成水合物，采用波诺马列夫公式[7]对注入气水合物形成温压条件进行计算
$$ \begin{split} \lg p =& - 1.0055 + 0.0541({B_1} + T{{ - }}273.15) \\ &(T > 273.15 K) \end{split} $$ (1) $$ \begin{split} \lg p =& - 1.0055 + 0.0171({B_2}{{ - }}T{{ + }}273.15)\\ &(T \leqslant 273.15 K) \end{split}$$ (2) 式中，T为热力学温度，K；p为压力，MPa；B1、B2为常数，无因次，根据注入气相对密度，B1取值为16.45，B2取值为51.6。
如图1所示为注入气水合物形成最高温度和压力的关系曲线。由图可知，水合物形成最高温度随压力的增大呈对数式增加，即压力越高，水合物形成最高温度越高，越容易形成水合物。注气过程中输气管线及井筒内气体压力分布最高40~50 MPa，对应形成水合物的最高温度约为31~34 ℃，即注气过程中若气体温度高于34 ℃，则输气管线及井筒内均无水合物形成。
图 1 天然气水合物形成最高温度与压力的关系曲线
Figure 1. Relationship between the pressure and the highest temperature for the formation of gas hydrate
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采用Pipesim模拟软件建立注气模型并对注气过程中输气管线及井筒内天然气温度和压力分布进行模拟计算，同时利用波诺马列夫公式计算对应压力下形成水合物的最高温度，对比天然气温度和水合物形成最高温度即可得出水合物形成管段。
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根据实际注气条件建立从气源(注气压缩机)—水平输气管线—井口—垂直油管—油藏的全流程注气物理模型，设置主要参数如下：气源压力40 MPa、温度35 ℃，环境温度15 ℃，输气管线内径71 mm、壁厚9 mm、传热系数1.5 W/(m2 · K)、绝对粗糙度0.3、管道起伏率0.001、埋深1.5 m，土壤传热系数1 W/(m2 · K)，油管内径62 mm、壁厚5.51 mm，选择Beggs-Brill压力相关式，摩阻因子和持液因子均取1[8-10]。
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PB1-1井在注气压力为40 MPa及注气速度为5×104 m3/d条件下，输气管线及井筒内天然气温度、压力及对应形成水合物的最高温度分布曲线如图2所示。由图可知，由于注气压力较高，输气管线及井筒内天然气压力分布较高，对应形成水合物的最高温度较高，易形成水合物；输气管线内天然气温度持续下降，在距压缩机出口300~2 000 m管段内气体温度低于对应水合物形成最高温度，可能有水合物生成；由于输气过程中气体热损耗较大，井口天然气温度低于水合物形成最高温度，而随井深增加，地层温度升高，井筒中天然气受地层热传导作用温度先下降后上升，故上部井段气体温度低于对应形成水合物的最高温度，预测在井深925 m以内可能有水合物生成。
图 2 PB1-1井天然气温度和水合物形成最高温度分布曲线
Figure 2. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate in Well PB1-1
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PB1-2井在注气压力为40 MPa及注气速度为15×104 m3/d条件下，输气管线及井筒内天然气温度、压力及对应形成水合物的最高温度分布曲线如图3所示。由图可知，PB1-2井输气管线较短，注气速度较大，天然气在输气管线中流速大，热损耗小，温度分布较高，形成水合物段较短；井筒中由于气体流速较大，流经单位长度所需时间较短，与地层热传递较少，温度变化较缓，故形成水合物井段增长，预测在输气管线650~859 m及井筒1 025 m以内可能有水合物生成。
图 3 PB1-2井天然气温度和水合物形成最高温度分布曲线
Figure 3. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate in Well PB1-2
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注气井水合物形成主要由输气管线及井筒内天然气温度和压力决定，而天然气温度分布受压缩机出口气体初始温度、注气速度及输气管线长度等因素影响。因此，有必要对各影响因素进行分析，明确影响规律，从而制定有效的水合物预防措施。
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压缩机出口天然气初始温度是输气管线及井筒内气体温度分布的最直接决定因素，对水合物形成具有重要的影响[11]。在注气压力40 MPa及注气速度5×104 m3/d条件下，不同初始温度天然气在输气管线及井筒中的温度、压力及对应形成水合物的最高温度分布曲线如图4所示。由图可知，随天然气初始温度增加，输气管线及井筒上部气体温度分布升高，输气管线中形成水合物段缩短，当井口天然气温度低于对应水合物形成最高温度时，井筒内天然气受地层传热影响随井深增加温度逐渐趋于一致，且该温度低于相应深度处的水合物形成最高温度，故形成水合物段基本相同，而当井口天然气温度高于水合物形成最高温度时，输气管线不形成水合物，井口附近井段气体温度高于水合物形成温度且长度逐渐增长，井筒内形成水合物段缩短，直至无水合物生成。
图 4 不同初始温度下天然气温度和水合物形成最高温度分布曲线
Figure 4. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate under different initial temperatures
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注气速度决定气体流速及热损耗，对输气管线及井筒内天然气温度分布具有较大的影响[12-13]。如图5所示为在注气压力40 MPa及初始温度35 ℃时，不同注气速度下输气管线及井筒内天然气温度、压力及对应形成水合物的最高温度分布曲线。由图可知，随注气速度增加，天然气流速增大，热损耗减少，温度变化减缓，输气管线及井筒上部井段温度分布升高，下部井段温度分布降低，输气管线形成水合物段缩短，井筒内形成水合物段先增长后缩短；当注气速度足够大时，输气管线及井筒内均不形成水合物。
图 5 不同注气速度下天然气温度和水合物形成最高温度分布曲线
Figure 5. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate under different gas injection rates
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输气管线越长，气体热损耗越大，管线及井筒内气体温度分布越低，越容易形成水合物。因此，应尽可能缩短输气管线长度或采用隔热管线以减少热损耗，提高气体温度分布，减少或避免水合物形成。
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根据注气井水合物形成影响因素分析结果，当天然气初始温度和注气速度增大至一定程度时，整个注气系统内均不形成水合物。因此，可通过提高压缩机出口天然气初始温度及根据地层吸气能力以最大速度注气从而达到避免水合物形成的目的[14]。
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天然气经压缩机4级压缩后温度增加至110~120 ℃，后经空冷器降温后由输气管线输送入井；空冷器冷却程度可通过调整百叶窗开度进行调节，能够实现天然气初始温度30~100 ℃可调；输气管线耐温150 ℃，可满足高温气体稳定密闭输送要求。因此，提高天然气初始温度具备技术可行性。
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在注气压力40 MPa、注气速度10×104 m3/d条件下，不同初始温度下天然气在输气管线及井筒内的温度、压力及对应形成水合物的最高温度分布曲线如图6所示。由图可知，当天然气初始温度大于50 ℃、小于85 ℃时，输气管线气体温度分布高于对应形成水合物的最高温度，无水合物生成，但井筒上部气体温度分布低于水合物形成最高温度，有水合物形成；当天然气初始温度大于85 ℃时，输气管线及井筒内天然气温度分布均高于水合物形成最高温度，整个注气系统内均不形成水合物。此外，初始温度85 ℃在空冷器调节温度范围内，具备技术可行性。因此，PB1-1井以40 MPa、10×104 m3/d注气时，提高初始温度至85 ℃，可避免注气全过程不形成水合物。
图 6 PB1-1井不同初始温度下天然气温度和水合物形成最高温度分布曲线
Figure 6. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate under different initial temperatures in Well PB1-1
如图7所示为PB1-1井在注气压力40 MPa下，输气管线及井筒内不形成水合物所需的天然气初始温度与注气速度的关系曲线。由图可知，不形成水合物所需的天然气初始温度随注气速度的降低而增大，注气速度小于10×104 m3/d时，所需初始温度急剧增加；以空冷器调节最高出口温度100 ℃计算，目前注气设备仅能满足注气压力不大于40 MPa、注气速度不小于8.5×104 m3/d的注气条件下整个注气系统内不形成水合物；当注气速度小于8.5×104 m3/d时，需辅助其他水合物预防措施。
图 7 PB1-1井不形成水合物所需的天然气初始温度与注气速度的关系曲线
Figure 7. Relationship between initial natural gas temperature and gas injection rate to prevent the formation of hydrate in Well PB1-1
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如图8所示为PB1-2井在注气压力40 MPa下，输气管线及井筒内不形成水合物所需的天然气初始温度与注气速度的关系曲线。由图可知，PB1-2井不形成水合物所需的天然气初始温度远远低于PB1-1井。这主要是由于PB1-2井输气管线较短，在相同注气速度及初始温度下，天然气热损耗较少，输气管线及井筒内天然气温度分布较高。同样以空冷器调节最高出口温度100 ℃计算，目前注气设备仅能满足PB1-2井在注气压力不大于40 MPa，注气速度大于等于6.5×104 m3/d的注气条件下不形成水合物。
图 8 PB1-2井不形成水合物所需的天然气初始温度与注气速度的关系曲线
Figure 8. Relationship between initial natural gas temperature and gas injection rate to prevent the formation of hydrate in Well PB1-2
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对注气速度较小，不能单纯通过提高空冷器出口温度预防水合物的注气井，可采用水套炉加热井口天然气，提高入井气体温度，从而避免在井筒中形成水合物[15-16]。水套炉可将天然气由30 ℃加热至最高86 ℃，设计排管压力等级42 MPa，满足井口天然气承压需求，能够实现对入井气体的有效加热。
如图9所示为PB1-1井在注气压力40 MPa、注气速度5×104 m3/d时，提高空冷器出口温度并采用水套炉加热入井气体后输气管线及井筒内天然气温度、压力及对应形成水合物的最高温度分布曲线。由图可知，当提高空冷器出口温度至90 ℃，并采用水套炉加热井口天然气至80 ℃后，输气管线及井筒中气体温度分布高于对应形成水合物的最高温度，无水合物生成；此外，水套炉加热最高温度可达86 ℃，满足井口气体加热温度需求，具备技术可行性。因此，PB1-1井在注气压力小于等于40 MPa，注气速度(5~8.5)×104 m3/d时，可通过提高空冷器出口温度并辅助水套炉加热入井气体预防水合物形成。
图 9 PB1-1井天然气温度及形成水合物最高温度分布曲线
Figure 9. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate in Well PB1-1
如图10所示为PB1-2井在注气压力40 MPa及注气速度5×104 m3/d条件下，提高空冷器出口温度至50 ℃及采用水套炉加热井口天然气至80 ℃后，输气管线及井筒内天然气温度和压力及对应形成水合物的最高温度分布曲线。由图可知，提高空冷器出口温度及采用水套炉加热井口天然气后，整个注气系统内均不满足水合物形成条件，且温度调节值在设备参数范围内，具备技术可行性。因此，PB1-2井在注气压力小于40 MPa，注气速度(5~6.5)×104 m3/d时，同样可采用水套炉加热井口天然气避免水合物形成。为保证水套炉稳定工作，取最高稳定加热温度80 ℃。故采用水套炉加热井口天然气能够使注气井在注气速度不小于5×104 m3/d、注气压力不大于40 MPa下整个注气系统内不形成水合物。
图 10 PB1-2井天然气温度及形成水合物最高温度分布曲线
Figure 10. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate in Well PB1-2
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(1) 葡北油田注气井目前注气条件下，在距压缩机出口300~2 000 m的输气管线及井筒深度小于1 025 m的范围内具备水合物形成温压条件；随天然气初始温度和注气速度增加，当井口气体温度低于对应水合物形成最高温度时，输气管线形成水合物段缩短，井筒内形成水合物段先增长后缩短，当井口气体温度高于水合物形成最高温度时，输气管线不形成水合物，井筒内形成水合物段缩短。
(2)根据注气设备条件，提高天然气初始温度至最高100 ℃能够使注气压力小于40 MPa及注气速度大于8.5×104 m3/d的注气井在输气管线及井筒内均不形成水合物，是有效的水合物预防方法。
(3)对注气压力小于等于40 MPa、注气速度(5~8.5)×104 m3/d、不能单纯通过提高天然气初始温度预防水合物的注气井，可辅助水套炉加热井口天然气，提高入井气体温度，能有效避免在整个注气系统内形成水合物。
Formation and prevention of gas hydrate in gas injectors for gravity miscible flooding in Pubei Oilfield
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摘要: 葡北油田天然气重力混相驱注气井井筒内发现有水合物形成，严重影响了注气井的注气效率。基于Pipesim建模对注气井水合物形成管段及影响因素进行了分析，研究了通过提高天然气初始温度和采用水套炉加热井口天然气以预防水合物形成的技术可行性。研究结果表明，目前注气条件下，在距压缩机出口300 ~2 000 m的输气管线及井筒深度小于1 025 m的范围内具备水合物形成的温压条件；随天然气初始温度和注气速度增加，当井口气体温度低于对应水合物形成最高温度时，输气管线形成水合物段缩短，井筒内形成水合物段先增长后缩短，当井口气体温度高于水合物形成最高温度时，输气管线不形成水合物，井筒内形成水合物段缩短；提高天然气初始温度和采用水套炉加热井口天然气能够使注气压力小于40 MPa、注气速度大于5×104 m3/d的注气井不形成水合物，是有效的水合物预防方法。Abstract: Hydrate is formed in the wells of the gas injectors for natural-gas gravity miscible flooding in Pubei Oilfield, which seriously impacts the gas injection efficiency of the gas injectors. The pipe sections with hydrate and the influence factors were analyzed based on Pipesim modeling, and the technical feasibility of increasing the initial temperature of natural gas and heating the wellhead natural gas by using a water jacket heater to prevent the formation of hydrate was researched. It is indicated that under current gas injection conditions, there are suitable temperature and pressure conditions for the formation of hydrate in the gas pipeline 300-2 000 m away from the compressor outlet and in the well above the depth of 1 025 m. With the increase of initial natural gas temperature and gas injection rate, when the wellhead gas temperature is lower than the highest temperature for the formation of corresponding hydrate, the gas pipeline section with hydrate gets shorter and the hole section with hydrate gets longer first and then shorter; and when the wellhead gas temperature is higher than the highest temperature for the formation of corresponding hydrate, no hydrate is formed in the gas pipeline and the well section with hydrate gets shorter. What’s more, increasing the initial temperature of natural gas and heating the wellhead natural gas by using a water jacket heater can prevent the formation of hydrate in the gas injectors with gas injection pressure less than 40 MPa and gas injection rate more than 5×104 m3/d, so it is an effective hydrate prevention method.
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Key words:
- gravity miscible flooding /
- gas injector /
- gas hydrate /
- initial temperature /
- gas injection rate
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图 1 天然气水合物形成最高温度与压力的关系曲线
Figure 1. Relationship between the pressure and the highest temperature for the formation of gas hydrate
图 2 PB1-1井天然气温度和水合物形成最高温度分布曲线
Figure 2. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate in Well PB1-1
图 3 PB1-2井天然气温度和水合物形成最高温度分布曲线
Figure 3. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate in Well PB1-2
图 4 不同初始温度下天然气温度和水合物形成最高温度分布曲线
Figure 4. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate under different initial temperatures
图 5 不同注气速度下天然气温度和水合物形成最高温度分布曲线
Figure 5. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate under different gas injection rates
图 6 PB1-1井不同初始温度下天然气温度和水合物形成最高温度分布曲线
Figure 6. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate under different initial temperatures in Well PB1-1
图 7 PB1-1井不形成水合物所需的天然气初始温度与注气速度的关系曲线
Figure 7. Relationship between initial natural gas temperature and gas injection rate to prevent the formation of hydrate in Well PB1-1
图 8 PB1-2井不形成水合物所需的天然气初始温度与注气速度的关系曲线
Figure 8. Relationship between initial natural gas temperature and gas injection rate to prevent the formation of hydrate in Well PB1-2
图 9 PB1-1井天然气温度及形成水合物最高温度分布曲线
Figure 9. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate in Well PB1-1
图 10 PB1-2井天然气温度及形成水合物最高温度分布曲线
Figure 10. Distribution of natural gas temperature and the highest temperature for the formation of hydrate in Well PB1-2
表 1 注气参数
Table 1. Gas injection parameters
参数 PB1-1 PB1-2 注气速度/(104 m3 · d−1) 5 15 井口压力/MPa 39 39 输气管线外径/mm 89 89 输气管线壁厚/mm 9 9 输气管线长度/m 2 000 859 
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