徐深气田气井生产中后期电热带老化问题研究.pdf

集输处理晁萌：徐深气田气井生产中后期电热带老化问题研究油气田地面工程 https:/徐深气田气井生产中后期电热带老化问题研究晁萌大庆油田有限责任公司采气分公司（储气库分公司）摘要：徐深气田普遍应用以电伴热工艺为主、注甲醇工艺为辅的天然气防冻工艺，防止天然气水合物生成。随着气田开发时间增加，电热带老化现象严重，逐渐出现故障频发，维修难度大，更换投资高等问题，影响气田平稳生产。为保障气田高效开发，降低改造投资和运行成本，结合生产气井的建设情况及生产工况，对气井水合物生成进行预测分析，优化甲醇注入量、加注周期，可降低注醇的运行成本。通过电伴热工艺与注醇工艺技术经济对比分析，综合考虑气井生产工况、改造建设投资及运行能耗等多方面因素，确定两类防冻工艺技术经济界限的评价方法。在气井生产中后期电热带老化严重时，可优先考虑注醇防冻工艺，针对气井不同开发阶段，采用不同的防冻工艺技术路线，解决因电热带老化故障带来的生产难题，持续降低改造投资和生产运行成本，为徐深气田开发全周期的天然气防冻工艺技术路线优选提供技术支撑。关键词：徐深气田；电热带老化；电伴热；注醇Research on the Aging of Ribbon Heater in the Middle and Late Stage of Gas Well Production in Xushen Gas FieldCHAO MengGas Production Company(Gas Storage Company)of Daqing Oilfield Co.，Ltd.Abstract：In Xushen Gas Field，a natural gas anti-freezing process mainly based on electric heat trac-ing and supplemented by methanol injection is widely used to prevent the formation of natural gas hy-drate.With the time of the gas field exploitation increasing，the aging of ribbon heater turns into a seri-ous problem.Aging leads to frequent failures，high difficulty in maintenance and high investment in re-placement of ribbon heater，which has seriously affected natural gas production.In order to ensure theefficient development of gas fields，reduce transformation investment and operating costs，combinedwith the construction and production conditions of production gas wells，the generation of gas hydratesin gas wells is predicted and analyzed，injection volume and injection cycle of methanol are optimized，and the operating cost of methanol injection is reduced.By comparing and analyzing the technical andeconomic aspects of the electric heat tracing process and the alcohol injection process，and taking intoaccount various factors such as gas well production conditions，renovation construction investment，and operational energy consumption，the evaluation method for the technical and economic boundariesof the two types of anti-freezing processes is determined.In the middle and late periods of gas well pro-duction，when the ribbon heater is seriously aging，priority can be given to methanol injection anti-freezing process.Different anti-freezing process technology routes are adopted for different developmentstages of the gas well to solve the production problems caused by the ribbon heater aging fault，continu-ously reduce the transformation investment and production and operation costs，and provide technicalsupport for the optimization of technology routes of natural gas anti-freezing process throughout the de-velopment cycle of Xushen Gas Field.Keywords：Xushen Gas Field；aging of ribbon heater；electric heating tracing；methanol injectionDOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2023.08.00418第 42卷第 08期（2023-08）油气田地面工程 https:/集输处理徐深气田 2006 年开发建设以来，全面应用了电伴热工艺，通过电热能交换补充设备及管道的热损失，维持流动介质最合理的运行温度。电热带沿管道方向或者设备表面敷设，均匀发热，满足工艺升温、保温或防冻的要求。气田应用恒功率电热带，通电后功率一直保持稳定，不随外界环境温度、保温材料、伴热材质的变化而变化，供热稳定。1电伴热防冻工艺徐深气田已应用电热带总量超过 400 km，主要用于井口、采气管道和站场工艺设备的伴热保温。电热带按照工作原理分为串联电热带和并联电热带，其中串联电热带主要应用于长距离、大功率的采气管道伴热，能有效减少电压衰减；并联电热带用于短距离站内管道及设备伴热。在技术优化上，气井井口应用了并联电伴热功率调配技术，在井口增加大电阻的并联电热带回路，增加井口伴热功率的同时减少采气管道伴热功率，实现气井工艺设备按需伴热1-2。在站内通过优化工艺区温控布局，实现分散精准控制单井电热带运行，整体降低电能消耗。电伴热防冻工艺具有操作灵活、控温精准、可靠性高等特点。电热带在安装时能按照现场实际需要任意剪裁，且具有柔软性，可以直接与管道、仪表、设备表面接触，温度分布均匀可控，伴热效果好；其外层的编织层还能有效起到传热、散热及安全接地线的作用；施工安装简单方便，可实现工艺管道的盲端、低点排污、仪表、阀门等位置全覆盖，有效解决局部冻堵问题；各井电热带可实现单独控制，根据气井生产情况控制最低运行温度，有效降低能耗3。电热带正常使用寿命为 8年，电热带老化后故障率高，热效率降低，发热体及绝缘材料变硬、变脆，轻微触碰或弯曲即造成发热丝折断，导致并联电热带局部不热，串联电热带整体失效，无法满足工艺伴热需求。绝缘层老化后可能造成局部短路，形成局部 200 左右的高温，气田曾出现过局部保温层被烧毁的现象。电热带断点位置不易查找，更换时需要拆除保温层，埋地部分需要挖方，在冬季维修难度大，更新改造的投资过高。目前气田在用的电热带有 47%以上的运行年限已超过 8年，老化严重，故障率高，其中有 14条管道，由于征地困难一直无法更换，已严重影响气田生产，每天影响产量在 20104m3以上。电热带老化故障问题已制约了气田的生产，亟需解决。2技术研究天然气水合物是在一定压力和温度条件下，天然气中气体组分和液态水生成的一种不稳定的、具有非化合性质的晶体，外观类似松散的冰或致密的雪。水合物在井口节流阀或地面管线中生成时，会降低井口压力，使下游压力降低，严重时冻堵管线，造成供气中断或引起工艺设备超压运行，引发生产事故。气田地面防冻技术有电热带伴热保温、加注抑制剂、热水伴热保温、单井脱水等技术4。气田建设之初，为保障高压气在井口节流降压后不冻堵，配套建设了井口注醇工艺。因此，注醇防冻是解决电热带老化问题的首选措施，既可以节约电热带更新改造的投资，又可避免施工对气井正常生产的影响，实现井口与地面一体化防冻。2.1注醇工艺地面注醇工艺主要分为站内集中注醇和井口自动加药装置注醇两种。其中站内注醇工艺是在集气站内建设甲醇泵房，配置柱塞计量泵，通过与采气管道同沟敷设的注醇管道加注至井口。甲醇加注采用多泵对多井工艺，即多台机泵可以通过汇管流程的切换将甲醇注入到每口气井。相比单泵对单井工艺，现有工艺优化了计量泵数量的同时，还实现了计量泵的互为备用，保障了加药工艺运行稳定性和高效性。在徐深气田部分井口试验应用了井口智能自动加药装置，可实现甲醇及泡排剂等药剂自动加注5。装置主要由供电系统、泵注系统和控制系统三部分组成。其采用光伏板供电，太阳能电池板将光能转化为电能储存在蓄电池中，当控制系统发出指令时，驱动继电器吸合，电机驱动注剂泵工作，将药剂箱内的甲醇通过注剂管线注入气井各节点，从而实现井口自动化药剂加注目的。装置内置 PLC控制系统，可在系统人机界面上设定甲醇的加注时间、加注量等参数，实现定时定量精准加注及远程操控。装置为橇装设计，具有运输方便、安装时间短、可移动拆卸等优点，现场应用效果良好。2.2醇加注量为研究注醇工艺与电伴热工艺技术经济对比，选择了 5口压力、产量、产水量、采出水矿化度不同的气井开展了注醇防冻现场试验，采用天然气水合物压力-温度曲线预测其生成温度，结合大庆地19集输处理晁萌：徐深气田气井生产中后期电热带老化问题研究油气田地面工程 https:/区地温变化特点，根据管道温降计算公式预测气井气最低进站温度。通过理论与实际水合物生成温度对比6（表 1），研究注醇量的影响因素，摸索合理注醇量，指导后期注醇工作。表 15口试验井生产参数Tab.1 Production parameters of 5 test wells井号A井B井C井D井E井油压/MPa6.316.006.8011.6012.20井口温度/9.02.04.024.021.0日产气量/104m33.401.502.006.362.50日产水量/m32.030.961.301.582.12通过调整井场一级节流阀不同开度，控制节流后的压力和温度，反复试验各种压力、温度下合理注醇量。其中一组试验结果如表 2所示。以 A 井 为 例，在 相 对 密 度 0.583 1、压 力6.25 MPa 的条件下，水合物生成温度为 13.5。按照井口温度 9.2，管道长度 1.9 km，地下温度0 7-8，日产气量 3.4104m3，日产水量 2.03 m3计算，该井进站温度为 8，合理注醇量为 278 kg/d。按照理论计算公式可知，注醇量随着天然气进站压力升高、温度降低、产水及产气量的上升而线性增加9。试验中，5 口气井在冬季生产期间每天注入111842 kg甲醇作为防冻措施，通过每口井连续 15天的试验观察，在无伴热情况下气井未发生冻堵，计算的理论注醇量可以保障气井的稳定运行，保障气井平稳安全生产，具有一定的向下优化空间。2.3技术对比通过对比电伴热工艺和注醇工艺两种防冻工艺措施，电伴热工艺具有建设前期施工方便、自动调温运行、无泄漏、有利于保护环境和员工健康等优点，但也存在耗电量高、生产运行后期故障多、维修难度大、整体更换投资高的劣势。注醇工艺需长时间连续运行机泵，注醇量与气井压力、温度及产水量密切相关，需要根据气井生产参数变化人工调节机泵运行，机泵型号选择和工艺匹配上不易实现标准化设计。单台机泵损坏维修时，可通过其他泵组保障加药运行，操作灵活性较大。井口加药装置可实现甲醇自动定量加注。电源采用了光伏供电，供电稳定性受天气影响，稳定性较差，今后应根据气井分布及供电网络建设情况，进行线路供电与光伏供电的优化选择。3经济对比通过计算 5口试验气井的新建电伴热工艺年综合费用、更换电伴热工艺年综合费用、注醇防冻工艺年综合费用，优选不同时期具有较好经济效益的防冻工艺措施。其中电伴热工艺综合费用包括建设费用、电能消耗及维护维修费用等10。新建电伴热工艺由于建设初期电热带与采气管道同步建设、同沟敷设，建设投资不包含征地费及土方费用。注醇工艺综合费用包括建设费用、甲醇成本、电能消耗及机泵维护费用等。5口气井按照每年防冻工艺运行 150 天，电热带寿命按照 8 年计算，应用注醇工艺与更换电伴热工艺相比，总计可节省综合费用47.52万元。气井防冻工艺年综合费用见表 3。表 3气井防冻工艺年综合费用Tab.3 Annual comprehensive cost of gas wellantifreeze technology井号A井B井C井D井E井合计管道长度/km1.911.631.841.973.7211.07电伴热年综合费用/万元新建13.399.9410.3011.9130.9876.52更换22.3417.5818.9321.1248.42128.39注醇年综合费用/万元11.7513.4316.765.2733.6680.87通过参数计算可知，电伴热工艺适用于产水量较大、采气管道距离短的气井；注醇工艺适用于产水量较小、采气管道距离长的气井；在进行电热带更换改造时涉及旧的保温层及电热带拆除涉及的土方量、作业面较大，比新建投资费用高，每千米建设投资约为 46.5 万元，折旧到每年综合费用较大，经济效益较差。另外，热水伴热保温需要考虑加热炉、循环表 2理论注醇量与实际注醇量Tab.2 Theoretical methanol injection volume and actual methanol injection volume井号A井B井C井D井E井节流后压力/MPa6.255.856.006.507.00节流后温度/9.22.33.15.6-2.2理论水合物形成温度/13.512.813.214.716.4日理论注醇量/kg278321406111842日实际注醇量/kg2072522239454720第 42卷第 08期（2023-08）油气田地面工程 https:/集输处理泵，以及重新铺设伴热水管线，改造投资过高，单井井口脱水同样存在投资过高问题，在经济方面与注醇工艺不存在可比性。4结论气井生产中后期，在电热带老化严重时，注醇防冻工艺与更换电伴热工艺相比具有较明显经济优势，可结合气井实际运行参数进行防冻措施优选。在产水量大、采气管道距离短的气井上进行电热带更换比注醇工艺合理；在产水量小、采气管道距离长的气井采用注醇工艺更为经济。集气站内为避免工艺盲端、引压管道及低点积液等位置冻堵，建议仍采用电伴热工艺。下步将开展一井一策技术研究，进一步探索电热带更换与注醇防冻经济界限，指导气井防冻工艺选择路线。另外，随着注醇防冻气井增多，注醇量的增加，需开展甲醇回收工艺技术研究，进一步降低药剂成本，便于注醇工艺大规模应用。参考文献1 刘东明，王瑞莲浅析电伴热技术在气田采气厂中的应用J石油化工自动化，2015，51（2）：69-70LIU Dongming，WANG Ruilian Application of electricheat tracing technology in gas field production plantJAu-tomation of Petrochemical Industry，2015，51（2）：69-702 李建秋，程茹，王栋天然气水合物在输气管道中的生成预测及防治技术研究J油气田地面工程，2022，41（5）：55-59LI Jianqiu，CHENG Ru，WANG Dong Research on for-mation prediction and prevention technology of natural gashydrate in gas pipelineJOil-Gas Field Surface Engineer-ing，2022，41（5）：55-593 贾宝会，张华涛电热带用于仪表系统伴热的经验J仪器仪表学报，2002，23（增刊 2）：922-923JIA Baohui，ZHANG HuataoExperience of electric heat-ing belt used in instrument system heat tracingJ ChineseJournal of Scientific Instrument，2002，23（S2）：922-9234 张衡，吴明，李寅赫，等天然气单管伴热集输管道伴热优化J当代化工，2013，42（12）：1733-1736ZHANG Heng，WU Ming，LI Yinhe，et al Natural gassingle pipe heat tracing and collecting pipeline heat tracingoptimizationJ Contemporary Chemical Industry，2013，42（12）：1733-17365 青松，李凯，张杰，等井口自动加药装置的优选及应用J石油化工应用，2017，36（11）：47-50QING Song，LI Kai，ZHANG Jie，et alOptimization andapplication of wellhead automatic dosing deviceJ Petro-chemical Industry Application，2017，36（11）：47-506 王永强，刘占良，洪鸿，等榆林气田合理注醇量计算方法及防堵认识J石油地质与工程，2007，21（4）：98-100WANG Yongqiang，LIU Zhanliang，HONG Hong，et alCalculation method of reasonable alcohol injection amountand understanding of blocking prevention in Yulin Gas FieldJ Petroleum Geology&Engineering，2007，21（4）：98-1007 陈逢久，姜洪举，程恩远大庆地区地温特点及地温标准值J油田地面工程，1989，8（6）：73-76CHEN Fengjiu，JIANG Hongju，CHENG Enyuan Char-acteristics and standard values of ground temperature in Daq-ing areaJ Oilfield Surface Engineering，1989，8（6）：73-768 邓贵德，孙亮，寿比南，等低温环境下地面输气管道最 低 温 度 计 算 方 法 J 天 然 气 工 业，2013，33（7）：96-100DENG Guide，SUN Liang，SHOU Binan，et alA calcu-lation method for the minimum temperature of surface gaspipeline in low temperature environmentJNatural Gas In-dustry，2013，33（7）：96-1009 张华涛，王博，马力，等苏南气井甲醇注入量优化及效果评价J石油工业技术监督，2021，37（2）：12-16ZHANG Huatao，WANG Bo，MA Li，et al Optimiza-tion of methanol injection rate of gas wells in south Sulige andits effect evaluationJ Technology Supervision in Petro-leum Industry，2021，37（2）：12-1610 李永毛电伴热技术在硫酸管道中的应用J氯碱工业，2012，48（12）：38-40LI YongmaoApplication of electric heat tracing technolo-gyinsulfuricacidpipelineJ ChloralkaliIndustry，2012，48（12）：38-40作者简介晁萌：高级工程师，1997 年毕业于大庆石油学院采油工程专业，从事气田地面规划设计工作，0459-5932157，chao-，黑龙江省大庆市让胡路区玉门街200号采气分公司（储气库分公司），163453。收稿日期2023-02-14（编辑刘伟）21