某油田气举采油井天然气水化物的成因及治理措施

某油田气举采油井生产过程中,频繁出现天然气水化物堵塞管段导致采油井生产不稳定的问题.对天然气水化物成因进行了分析,通过优化和改造天然气工艺流程,降低天然气水分子和轻烃含量、提高天然气管输温度、多级降压等措施使天然气水化物得到了有效治理.气举采油井生产时效提高到98.5％,年度增产原油超2200m3.     

水化物的分解：测定和模式化

减压几乎是从海底天然气或气体凝液管中除去水化物堵塞唯一可选择的方法。这个方法通常应用于堵塞物的位置、大小或组成不清楚或不确切的情况下。通过减压使水化物分解成一个热和物质相互转化的过程，对于确定除去水化物堵塞的最佳方案来说，定量这种相互关系是很有必要的。本文提出了一种移动边界的数字模式来预测不同情况下水化物堵塞的分解速率。通过在一个内径为2in，长385in的管路径向相反的位置上安插16对红外线传感器和接受器，跟踪水化物堵塞物与气体界面移动，以测定水化物堵塞物的分解速率，实验证实了这个模式。     

采输气工程中水化物的形成、预测及防止分析

天然气在地层条件下都饱和着水汽,其水汽的含量取决于压力、温度及气体的组成,在一定的温度和压力条件下,天然气中某些气体组分能和液态水形成水化物白色结晶体。采输气工程中水化物会堵塞采气管线和输气管道,也会造成分离设备和仪表的堵塞,阻碍采输气工作的进行。特别是对于高压集气管线,水化物的形成更应引起足够的重视,本文就水化物的形成条件、生成预测、防止方法及解堵措施进行论述,从而为指导现场生产提供依据。     

水化物形成技术状况综述

在油井及其管道中形成的水化物能堵塞输前管道而严重地影响正常生产。水化物的形成取决于水和低分子量气体的存在。为了避免水化物堵塞，最重要的是要知道水化物形成的温度及压力条件。这可以通过建立流体组分的计算机模型来预测。通过计算机模拟预测一定范围的水化物形成条件。并确定几种物理特性的敏感性。     

水合物抑制方法及编程计算

在给定组分条件下，天然气水合物的生成与否主要取决于压力和温度，正确地预测天然气节流后的温度及计算抑制剂用量，可为防止水合物堵塞措施提供技术依据。针对上述问题，选用较合理的方法对水合物生成条件进行预测，通过对水化物生成条件的分析和相关图版的拟合，建立天然气水合物预测模型及合理计算抑制剂注入量模型，对抑制水化物工艺参数编程进行仿真计算，提出合理的工艺参数。     

榆林气田合理注醇量计算方法及防堵认识

对榆林气田气井在集输过程中产生堵塞进行分析研究，发现天然气在高压、低温状态下很容易形成水合物，造成地面管线堵塞。依据水化物生成原理，榆林气田主要采用加入甲醇防止水化物形成。依据气井生产过程中甲醇消耗特征，建立了计算气井合理注醇量的方法，使榆林气田的气井注醇量更加科学合理，不但减少了井堵频次，同时大大降低了甲醇浪费。此方法可为气田气井的合理注醇提供参考依据。     

用活性剂防止气井水化物的形成

随着天然气工业的发展，气体水化物的问题已使天然气的开采、储运、加工工艺日趋复杂化。文中分析了天然气水化物形成的原因，提出了防止水化物形成的各种方法。分析表明：防止井筒内形成水化物的最有效方法是在气水混合流中添加乙醇或电介质。     

油井转气井开采的探索及井下油嘴的应用

华北油田采油四厂在油田开发过程中,将一些油井卡封补孔打开气层后开采天然气,生产中井筒油管、集气管线发生冻堵,通过对水化物堵塞的逐渐认识及处理,以及对井筒数据的分析,采用安装井下油嘴的方法,改天然气地面节流为井底节流,有效地解决了气井生产中遇到的难题,并在确保气井生产过程中不发生水化物冻堵的同时,有效利用地层能量,节省了地面工程建设投资和生产运行费用。     

天然气含水量及水化物的生成

天然气是由烷烃和非烃化合物组成的气态物质, 但在一定条件下,天然气中会有固态物质(水化物) 生成,对生产造成不良影响。下面讨论四个方面的内容,即水化物及其危害、天然气含水量、天然气水化物的形成和生产中形成水化物的预防措施。     

浅析H2S和CO2对特高含硫天然气水化物形成温度的影响

经过计算分析比较，特高含硫天然气水化物形成温度比不含硫天然气水化物形成温度高。对特高含硫天然气而言，硫化氢含量越高，对水化物形成温度影响越大，且随压力的降低，硫化氢含量越高对水化物形成温度影响得越大。其中二氧化碳含量的高低，对水化物形成温度影响不大。     

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长庆气田主要采用高压集气集中注醇工艺流程，防止气井生产过程中形成的水合物堵塞，但部分气井及集气管线在生产运行过程中暴露出堵塞严重等问题，为此开展井下节流技术的研究和应用具有重要的实际意义。文章介绍了该工艺的基本原理、井下节流器室内模拟试验以及施工参数优化设计，同时结合井下节流工艺技术在长庆气田现场试验资料，分析了该项工艺技术应用对改变水合物形成条件及减少管线堵塞次数等方面取得的效果。     

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现场清管作业时清管器经常被卡堵，严重时会影响正常生产。针对这一问题，文章对清管器的运动特征和堵塞机理进行分析，阐述了清管过程中可能引起清管器堵塞的原因，重点分析了天然气通过清管器节流生成水合物造成清管器堵塞。研究表明，清管器是以脉动方式向前推进的，清管器通过管线突变处、积液处或遇到杂物将减速或停止，天然气在清管器处发生节流效应，生成水合物堵塞。文章还提出了清管器冰堵工况预测方法，可以确定出清管器上游温度与生成水合物节流压差的关系，结果表明清管器上游温度越低,生成水合物的清管器上下游压差越小。该方法能够用于现场清管作业时清管器堵塞工况预测。     

连续油管技术在定向多层合采井找水、堵水中的应用研究

气井出水影响气井的正常生产,堵水是治理出水问题的有效方法。对出水层位不明确的井,准确找到出水层位才能提高堵水成功率。而对于大斜度多层合采井或者水平井,常规电缆/钢丝测试找水的方法存在一定困难。该文介绍的方法可解决大斜度多层合采井电缆测试找水存在局限性的问题。主要是利用连续油管技术,配合暂堵体系封堵不同生产层位,同时结合地面生产数据的变化,以此判断出水层位。优选堵剂体系后,利用连续油管实施定点封堵,达到精确堵水的目的。室内实验和现场应用情况表明,该技术对大斜度井及水平井找水、堵水施工有一定借鉴意义。     

气井井筒有机解堵工艺技术的应用

由于鄂尔多斯盆地靖边气田局部区块产出高矿化度地层水,加之气井井筒周期性加注缓蚀剂,随着气井生产时间的延长,气井生产管柱出现严重的结垢和堵塞现象,这严重地制约着气井的正常生产,甚至出现减产和停产现象。通过分析堵塞原因和机理,筛选了适合该气田气井解堵的专用药剂,并开展了室内评价和现场试验,取得了较好的效果,为同类气井解堵提供了有效的技术手段。     

腰英台气田天然气水合物防治

松辽盆地南部长岭断陷腰英台深层构造腰深1井井筒及输气管线发生水合物堵塞现象,分析认为天然气水合物是导致堵塞的原因。天然气水合物是在一定温度和压力条件下由天然气中烃分子与游离水结合而形成。计算出腰深1井水合物添加甲醇的合理量,通过从油管和套管添加甲醇,使该井恢复了正常生产,日产气量(6~12)×104m3。防堵的关键是注入甲醇和连续平稳生产。     

井下节流技术在靖边气田的应用

靖边气田采用多井集中高压集气工艺,由于部分气井压力较高,油管及采气管线水合物堵塞频繁,加热炉负荷大、节流后温度低导致脱水系统运行不正常。本文通过对部分气井应用井下节流技术,解决了气井采气管线水合物的频繁堵塞及设备运行不正常的问题,减少了水合物防冻剂的加注,保证了气井的正常生产,降低了生产运行成本。     

普光气田地面集输系统硫沉积原因分析及对策

普光气田天然气富含H2S和CO2,自投产以来,地面集输管线和设备装置硫沉积现象较为普遍,造成分酸分离器压差过大、节流阀堵塞、排液不畅等问题,直接影响到气井正常生产。通过对硫堵情况较严重的P3011-1井现场勘察和原因分析,依托集气站原有流程利用硫溶剂加注配套工艺进行现场硫溶剂加注作业,最终使分酸分离器前后压差恢复至正常范围,下游集输管线及设施硫沉积现象基本消除,外输天然气气质得到改善,效果明显。硫溶剂加注配套工艺的成功应用,为解决普光气田及同类高含硫气田地面集输系统硫沉积问题提供参考。     

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在油气工业中，水合物的危害性很大，会堵塞管线，损坏设备.在较冷的地区，水合物甚至能在油藏中形成，给这些资源的开采带来很大的问题。讨论了天然气中常见的7个纯组分水合物 形成条件的相关实验数据，并钭这些数据关联，得到用于计算这些物质水合物形成条件的经验方程。研究表明烃类组分水合物 的形成与烃的摩尔质量相关，同时也表明水合物形成条件与正常沸点紧密相关。这一结果对烃类和非烃类组分都是正确的。最后与经典热力学相结合，将这些关联式用于预测水合物的生成焓。I型水合物的焓约为60kJ/mol，Ⅱ型水合物的焓约为130kJ/mol。但有一例外，氮气形成的水合物虽为Ⅱ型水合物，但其生成焓更接近于I型水合物。     

LHCX凝析气田水合物形成预测及防止措施研究

天然气水合物是采气过程中经常遇到的一个重要问题。在生产过程中，水合物的生成可导致气体输送管线及加工设备的堵塞而影响正常生产。文章针对LHCX凝析油气田，对水合物的形成条件进行了论述，采用统计热力学方法对该气田不同压力条件下水合物形成的温度进行了预测，计算出了M1井、M3井不同产量条件下井口流动温度及M1井、M3井地面给定输出压力下的井口节流温降情况。根据计算结果得知：该气田气井在产量10×10₄m₃/d、压力大于5.0 MPa时，井筒中不会形成水合物；在地面给定输出压力下，M1井通过气嘴节流后的气流温度高于水合物形成温度，不会形成水合物，而M3井通过气嘴节流后的气流温度低于水合物形成温度，将形成水合物。另外，还对水合物的预防及清除方法进行了讨论，针对LHCX凝析油气田情况，建议采用加注甲醇（己二醇）和地面加热升温措施以防止水合物的形成。     

Numerical solution for natural gas production from methane hydrate dissociation

This paper describes a one-dimensional model for natural gas production from the dissociation of methane hydrate in a confined reservoir by a depressurizing well. The approach accounts for the heat released by hydrate dissociation and convection–conduction heat transfer in the gas and hydrate zone. The system of governing equations is solved using a finite-difference scheme. For different well pressures and reservoir temperatures, the gas flow, the pressure and temperatures conditions in the reservoir are simulated. Distributions of temperature and pressure in the hydrate and gas regions and time evolutions of natural gas output also are evaluated. It is shown that the gas production rate is a sensitive function of well pressure. In addition, both heat conduction and convection in the hydrate zone is important. The simulation results are compared with the linearization approach and the shortcomings of the earlier approach are discussed.