[发明专利]一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法

说明书

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％。