一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法.pdf

本发明涉及一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法。本发明属于水合物抑制剂技术领域。深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，其工艺步骤：(1)确定深水气井的温度和水深环境参数：温度3℃-18.8℃、水深100m-1350m；(2)分析确定深水气井天然气组分：甲烷85％-87％、乙烷13％-15％；(3)分析确定深水气井地层水矿化度：K+和Na+含量为7390-7944mg/L、Ca2+含量为242-512mg/L、Mg2+含量为45-50.4mg/L、Cl-含量为11778-12500mg/L、SO42-含量为115-206mg/L；(4)深水气井加入水合物抑制剂：深水气井中加入水合物抑制剂甲醇、乙二醇或乙醇，水合物抑制剂的加入量与水的质量比为0.01-1.3wt/wt。本发明具有操作方便，可控性好，能有效避免水合物生成导致的管道、阀门堵塞，节约抑制剂用量，保障深水气田开发安全生产施工等优点。

1.  一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，其特征是：水合物抑制剂加注包括以 下工艺步骤
(1)确定深水气井的温度和水深环境参数：温度为3℃-18.8℃、水深为 100m-1350m；
(2)分析确定深水气井中的天然气组分：甲烷85％-87％、乙烷13％-15％；
(3)分析确定深水气井中的地层水矿化度：K⁺和Na⁺含量为7390-7944mg/L、 Ca²⁺含量为242-512mg/L、Mg²⁺含量为45-50.4mg/L、Cl^-含量为11778-12500mg/L、 SO4^2-含量为115-206mg/L；
(4)深水气井加入水合物抑制剂：深水气井中加入水合物抑制剂甲醇、乙二醇 或乙醇，水合物抑制剂的加入量与水的质量比为0.01-1.3wt/wt。

2.  根据权利要求1所述的深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，其特征是：确定深 水气井的温度和水深环境参数时，深水井压力为2.5-28.2MPa。

3.  根据权利要求1或2所述的深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，其特征是：水 合物抑制剂乙二醇的纯度为90-96％。

一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法
技术领域
本发明属于水合物抑制剂技术领域，特别是涉及一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法。
背景技术
天然气水合物也称水化物，它是一种包裹着小气体分子的水的固体结晶物。气体输送过程中，由于干燥剂性能不佳导致管道内有水，或者产水量增加、气体成分不同、地层水矿化度存在差异等因素的变化，致使水合物抑制剂加注量不能满足要求，不能起到抑制水合物形成的效果。在深水气田生产过程中，由于海底温度低、压力高，更容易形成气体水合物，尤其在海底泥线附近，导致油管柱、海底管线、采油树等堵塞。如果气体进入密闭的环形空间并形成水合物，在生产期间突然受热，水合物分解，由此产生的压力可导致内部套管坍塌或外部套管破裂。另外，油气水合物塞块高速移动，在管段弯曲的地方，水合物塞块会以炮弹似的力量击穿管线，造成人员和设备的损害。因此，应尽可能避免生成气体水合物。
目前，关于水合物抑制剂加注方法方面的研究，很少涉及深水气田开发，且进行加注量确定时，不考虑天然气成分、地层水矿化度、水深等综合因素的影响，只是单纯关注某些影响因素，而忽略了这些因素的综合影响。胡益武等(2006)就克拉2气田中央处理厂整个工艺中乙二醇加注参数对水合物抑制效果的影响进行了阐述，但没有考虑天然气成分、地层水矿化度等综合因素的影响(胡益武等人，低温分离工艺乙二醇注入系统的研讨，天然气与石油，2006，第24卷，第3期，第19-21页)。Gaurav Gupta等(2012)指出，完善产水量测量、MEG注入量测量等不确定因素的可靠度，就可以逐步降低MEG过度剂量，但也没有指明在考虑这些因素的情况下如何确定抑制剂加注参数(Gaurav Gupta和Sunil Kumar Singh，Hydrate Inhibition Optimization in Deep Water Field，SPE 153504，2012)。这种没有考虑实际工况的水合物抑制剂用量，会影响水合物抑制效果，甚至造成一定的事故后果，而过度的抑制剂用量也会造成抑制剂的浪费等问题。
发明内容
本发明为解决公知技术中存在的技术问题而提供一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法。
本发明的目的是提供一种具有工艺简单，操作方便，可控性好，能有效避免水合物生成导致的管道、阀门等堵塞问题，节约抑制剂用量，保障深水气田开发安全生产施工等特点的深水气田开发用水合物抑制剂加注方法。
本发明优化水合物抑制剂加注量，节约抑制剂用量，在深水海底低温、高压条件下，提高水合物抑制效果，为深水气田开发提供流动安全保障。
本发明的适用于深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，包括如下步骤：
步骤1、测定深水气井的相应环境参数，具体包括深水气井的水深和不同水深处的温度；步骤2、采集深水气井中的天然气样品，对天然气样品进行成分分析，确定天然气中各组分的百分比含量；步骤3、采集深水气井中的水样，对水样进行地层水矿化度分析，确定相应地层水中离子含量；步骤4、对采集的天然气样品进行室内水合生成预测实验，记录抑制水合物形成所需的水合物抑制剂的临界用量。
本发明深水气田开发用水合物抑制剂加注方法所采取的技术方案是：
一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，其特征是：水合物抑制剂加注包括以下工艺步骤
(1)确定深水气井的温度和水深环境参数：温度为3℃-18.8℃、水深为100m-1350m；
(2)分析确定深水气井中的天然气组分：甲烷85％-87％、乙烷13％-15％；
(3)分析确定深水气井中的地层水矿化度：K⁺和Na⁺含量为7390-7944mg/L、Ca²⁺含量为242-512mg/L、Mg²⁺含量为45-50.4mg/L、Cl^-含量为11778-12500mg/L、SO4^2-含量为115-206mg/L；
(4)深水气井加入水合物抑制剂：深水气井中加入水合物抑制剂甲醇、乙二醇或乙醇，水合物抑制剂的加入量与水的质量比为0.01-1.3wt/wt。
本发明深水气田开发用水合物抑制剂加注方法还可以采用如下技术方案：
所述的深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，其特点是：确定深水气井的温度和水深环境参数时，深水井压力为2.5-28.2MPa。
所述的深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，其特点是：水合物抑制剂乙二醇的纯度为90-96％。
本发明具有的优点和积极效果是：
深水气田开发用水合物抑制剂加注方法由于采用了本发明全新的技术方案，与现有技术相比，本发明针对深水气田开发过程中由于低温、高压、水深等易于形成水合物的特殊作业条件，提供一种适用于深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，该加注方法通过考虑 天然气成分、地层水矿化度、水深等综合因素的影响，优化水合物抑制剂加注参数，有效避免水合物生成导致的管道、阀门等堵塞问题，节约抑制剂用量，从而克服了现有加注方法中存在的不足，为深水气田开发流动安全提供保障。
附图说明
图1是本发明深水气田开发用水合物抑制剂加注方法流程示意图；
具体实施方式
为能进一步了解本发明的发明内容、特点及功效，兹例举以下实施例，并详细说明如下：
参阅附图1。
实施例1
一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，其加注过程包括以下工艺步骤：
(1)确定深水气井的温度和水深环境参数：温度18.8℃、水深为100m，压力28.8MPa；
(2)分析确定深水气井中的天然气组分：甲烷85％、乙烷15％；
(3)分析确定深水气井中的地层水矿化度：K⁺和Na⁺含量为7390mg/L、Ca²⁺含量为242mg/L、Mg²⁺含量为45mg/L、Cl^-含量为11778mg/L、SO4^2-含量为115mg/L；
(4)深水气井加入水合物抑制剂：深水气井中加入水合物抑制剂乙二醇，水合物抑制剂乙二醇的纯度为90％，水合物抑制剂乙二醇的加入量与水的质量比为0.01wt/wt。
深水气井中加入水合物抑制剂乙二醇后，可以有效减少水合物生成，防止管线堵塞的风险发生。
实施例2
一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，其加注过程包括以下工艺步骤：
(1)确定深水气井的温度和水深环境参数：温度为3℃、水深为1350m；
(2)分析确定深水气井中的天然气组分：甲烷87％、乙烷15％；
(3)分析确定深水气井中的地层水矿化度：K⁺和Na⁺含量为7944mg/L、Ca²⁺含量为512mg/L、Mg²⁺含量为50.4mg/L、Cl^-含量为12500mg/L、SO4^2-含量为206mg/L；
(4)深水气井加入水合物抑制剂：深水气井中加入水合物抑制剂乙二醇，水合物抑制剂乙二醇的纯度为90％，水合物抑制剂乙二醇的加入量与水的质量比为1.3wt/wt。
对该深水气井中加入水合物抑制剂乙二醇后，可以有效减少水合物生成，防止管线堵塞的风险发生。
实施例3
一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，其加注过程包括以下工艺步骤：
(1)确定深水气井的温度和水深环境参数：温度为10℃、水深为1000m、压力12MPa；
(2)分析确定深水气井中的天然气组分：甲烷86.2％、乙烷14.5％；
(3)分析确定深水气井中的地层水矿化度：K⁺和Na⁺含量为7684mg/L、Ca²⁺含量为352mg/L、Mg²⁺含量为48.3mg/L、Cl^-含量为11980mg/L、SO4^2-含量为165mg/L；
(4)深水气井加入水合物抑制剂：深水气井中加入水合物抑制剂甲醇，水合物抑制剂甲醇的加入量与水的质量比为1.0wt/wt。
该深水气井中加入水合物抑制剂甲醇后，可以有效减少水合物生成，达到了防止管线堵塞的风险发生的技术效果。
实施例4
一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，考虑各种综合因素包括天然气成分、地层水矿化度、水深等综合因素，其加注过程包括以下工艺步骤：
步骤1、测定深水气井的相应环境参数，具体包括深水气井的水深和不同水深处的温度。
该实施例中，最大关井压力28.2MPa，对应的气井水深为1350m，不同水深处温度如表1所示。
表1不同水深处温度分布

步骤2、采集深水气井中的天然气样品，对天然气样品进行成分分析，确定天然气中各组分的百分比含量。
该实施例中，对取自L3深水气井3065.1m深度处砂1储层段的天然气样品，进行天然气成分分析，确定气体种类及含量。天然气组分为：甲烷85％-87％、乙烷13％-15％。
步骤3、采集深水气井中的水样，对该水样进行地层水矿化度分析，确定相应地层水中离子含量。
该实施例中，对取自L3深水气井砂1储层段的水样进行地层水矿化度分析，确定离子含量，K⁺和Na⁺含量为7390-7944mg/L，Ca²⁺含量为242-512mg/L，Mg²⁺含量为45-50.4mg/L，Cl^-含量为11778-12500mg/L，SO₄^2-含量为115-206mg/L。
步骤4、对于不同的天然气成分、地层水矿化度、水深等，进行室内水合生成预测实验，确定不同条件下抑制水合物形成所需的临界水合物抑制剂临界剂量。
在该实施例中，采用的水合物抑制剂是浓度为90wt％的乙二醇(占水相质量百分比)。改变抑制剂用量，观察水合物形成情况，确定形成水合物的抑制剂临界剂量。
本发明中所述的水合物抑制剂加注量按与水的质量比(wt/wt)来计量，如，1.2wt/wt表示乙二醇注入重量相当于水重量的1.2倍。
(1)海底最低温度3℃，甲烷含量85％，乙烷含量15％，K⁺和Na⁺含量为7390mg/L，Ca²⁺含量为242mg/L，Mg²⁺含量为45mg/L，Cl^-含量为11778mg/L，SO₄^2-含量为115mg/L，改变乙二醇的加注量，观察水合物生成情况。
①乙二醇加注量为0wt/wt：当不加乙二醇时，即，乙二醇加注量为0wt/wt时，压力2.5MPa时就已经形成了水合物。
②乙二醇加注量为2wt/wt：当乙二醇加注量为2wt/wt时，没有形成水合物。这时，保持实验条件不变，将实验稳定3天或更长一段时间，看是否会形成水合物。在稳定一段时间后，没有形成水合物，那么，降低乙二醇加注量，进行下一组实验。
本发明中所述的稳定一段时间包括但不限于3天。
③乙二醇加注量为1wt/wt：当乙二醇加注量为1wt/wt时，实验过程中很快就形成了水合物结晶，继续增加乙二醇加注量，观察实验情况。
④乙二醇加注量为1.5wt/wt：当乙二醇加注量为1.5wt/wt时，实验过程中没有形成水合物结晶。将实验稳定一段时间，也没有水合物结晶形成，降低乙二醇加注量，进行下一组实验。
⑤依次加入1.2wt/wt乙二醇、1.4wt/wt乙二醇、1.3wt/wt乙二醇，并分别稳定一段时间，观察水合物结晶情况，最终确定在该温度条件下的临界乙二醇用量为1.3wt/wt。
本发明中所述的乙二醇加注量选取方式包括但不限于本发明涉及的加注量。
(2)水深500m，最低温度10℃，甲烷86％，乙烷14％，K⁺和Na⁺含量为7500mg/L，Ca²⁺含量为300mg/L、Mg²⁺含量为48mg/L、Cl^-含量为12000mg/L、SO₄^2-含量为160mg/L，改变乙二醇的加注量，观察水合物生成情况。
采用(1)中的类似方法，改变乙二醇加注量，最终得到临界乙二醇用量为1.0wt/wt。
(3)水深100m，最低温度18.8℃，甲烷87％，乙烷13％，K⁺和Na⁺含量为7944mg/L，Ca²⁺含量为512mg/L，Mg²⁺含量为50.4mg/L，Cl^-含量为12500mg/L，SO₄^2-含量为206mg/L，改变乙二醇的加注量，观察水合物生成情况。
通过实验可知，水深100m时，最低温度18.8℃，在该条件下形成水合物的压力要高达45MPa。因此，在最大关井压力28.2MPa条件下不会形成水合物，不需要加注乙二醇抑制剂。
在最大关井压力28.2MPa条件下，当温度为3℃-18.8℃、水深为100m-1350m、甲烷85％-87％、乙烷13％-15％、K⁺和Na⁺含量为7390-7944mg/L、Ca²⁺含量为242-512mg/L、Mg²⁺含量为45-50.4mg/L、Cl^-含量为11778-12500mg/L、SO₄^2-含量为115-206mg/L时，抑制水合物形成所需的临界乙二醇用量为0.01wt/wt-1.3wt/wt。
通过以上分析可知，在不同工况条件下，抑制水合物形成所需的临界水合物抑制剂加注量，需要综合考虑天然气成分、地层水矿化度、水深等综合因素，进行水合物抑制剂加注参数优化可以减少水合物生成堵塞管线的风险。
本实施例具有所述的工艺简单，操作方便，可控性好等优点，有效避免水合物生成导致的管道、阀门等堵塞问题，节约抑制剂用量，保障深水气田开发安全生产施工。