李佳轩，宋 爽

（1. 大庆第一中学，黑龙江 大庆 163458； 2. 东北石油大学，黑龙江 大庆163318）

页岩气采气井口集气工艺的设计与计算

李佳轩1，宋 爽2

（1. 大庆第一中学，黑龙江 大庆 163458； 2. 东北石油大学，黑龙江 大庆163318）

与常规天然气开发相比，页岩气具有产量和压力衰减速率快、气井初期压力高产出水量大等井口物性特征，这些特征使得页岩气的地面集输工艺与常规天然气有所不同。通过对某页岩气田A区块的采气井口集气工艺的设计与计算，计算得到节流压力、节流阀直径、节流前后温度等参数，判断采集气过程能否生成水合物。

页岩气；集气工艺；加热节流；水合物

页岩气蕴藏于页岩层中，是一种重要的非常规天然气资源，组分以CH4为主，含有少量C2H6、C3H8等烃类气体，同时存在N2、CO2等非烃气体。目前在美国页岩气革命的影响下，我国也开始大力发展页岩气产业，对页岩气的开发和地面工程技术进行探索和研究。页岩气井一般在初期产水量较大，在生产过程中极易产生水合物，对页岩气井的正常开采有较大影响；另一方面目前已经投产的一些页岩气井，初期采气压力较高后期压力衰减快，对地面节流等技术也提出了较高要求。因此对页岩气田的井口集气工艺进行科学的设计计算与分析是很有必要的。

1 页岩气田井口集气工艺

页岩气开发初期压力较高，达20 MPa以上，因此大多数情况下须进行井口节流或井下节流［1］，节流过程会引起相应温降而引发生成水合物的可能性很大，水合物的生成易堵塞管道，影响后续输送，造成经济损失，因此抑制水合物的生成对页岩气集输过程的平稳运行有很重要的意义。水合物形成条件［2］一般有三点：页岩气的含水量饱和；低温高压的状态；气体压力的波动等流动条件的突变。针对水合物生成条件有三种抑制水合物生成的方法：限制节流程度；在节流前对页岩气进行加热；加注甲醇等水合物抑制剂。根据水合物抑制方法，目前我国气田主要采用以下几种井口集气工艺来防止水合物的生成：

（1）井口加热节流中压集气工艺［3］

井口加热节流中压集气工艺是指在页岩气井井口对采出气进行加热和节流，节流后达到中压压力级制的工艺。如果页岩气生产压力较高，可进行二级节流。通常采用水套加热炉进行加热，水套加热炉具有结构简单、操作方便、易搬迁、投产快等优点。采用撬装式水套炉还可以整体搬迁，适合页岩气田的开发特点。该工艺目前应用十分普遍，具有成熟的操作管理经验，生产运行稳定可靠。

（2）井口节流注醇中压集气工艺

井口节流注醇工艺是指在井场对采出的页岩气进行节流和注醇的工艺。该工艺通常采用自力式注醇泵，利用井口压力作动力，不用外界电源，解决了电动注醇泵受供电限制的问题。

（3）井口注醇高压集气工艺

井口注醇高压集气［4］工艺是指在井口不加热不节流，直接将采出的高压天然气输送到集气站，另外敷设一条注醇管线，通过注醇泵沿注醇管线将醇注入到井口产出的页岩气中，以防冻堵。该工艺流程简单，但提高了集气站工作压力，且注醇量会随着压力升高而增大，故投资相对较高，且甲醇等抑制剂是不可重复再生的，污染大。

（4）井下节流地面不加热中压集气工艺

井下节流工艺［5］是指在井下对高压天然气进行节流，充分利用地层温度对节流后低压、低温天然气进行加热，降低了地面管线运行压力，无需设置加热炉，节约了能源，降低了能耗，还有利于防止地层激动和井间干扰。

2 页岩A区块采气井口集气工艺设计计算

本次研究目标区块为页岩A区块，目前，已经对该区块的4口页岩气井进行了压裂试采，经过检测，该区块目的层气体的CH4含量为98.5%～98.69%；C2H6、C3H8等烃类气体含量为0.347%～0.497%；H2、N2等非烃类气体含量为0.93%～2.14%。

该区块单井初期日产气量为 6～14×104m3，套压在26～30 MPa左右；生产1年时日产气量为6～15 ×104m3，井口套压在20～28 MPa左右。外输压力为6 MPa，井口温度为31 ℃。该区块属于开发初期，产量和压力均较高，可以将节流装置设置在井口，以应对短时期内的高产量和高压力，同时设置水套加热炉以应对水合物生成风险。故综合考虑该页岩气田气质特征与试生产状况，采用井口加热节流中压集气工艺。

为满足管材承压要求和降低管线投资，且为防止一级节流的压降过大，避免因温降所导致的节流阀通径冻堵，本方案设置两级节流的压力级制。井场装置原理流程图如图1所示。

图1 页岩A区块井场装置原理流程图Fig.1 The well site process of the block A in shale gas field

其中，1为采气树，2为节流阀，3为井口紧急截断阀，天然气从针型阀出来后通过一级节流阀进行节流降压，然后经过加热炉4进行加热升温，通过节流阀5进行二级节流即进一步降压以满足采气管线起点压力的要求。在两级节流前后各测一次压力，并在加热炉前后和节流前后各测一次温度。

（1）节流前后压力的确定

井场一级节流阀应在临界状态下操作，其阀后压力为：

式中：P1—气井采气压力，MPa；

P2—一次节流降压后的压力，MPa。

P2＜0.55×25= 13.75

故第一级节流后压力取12MPa。

节流一次后的压力对于采气集气管线来说太高，需要二次节流：

式中：P3—二次节流后压力，MPa。

P3＞0.55× 12= 6.6

故第二级节流后压力取7 MPa。

计算结果表1。

表1 节流工艺设计计算结果Table 1 The calculating results of throttling technologies

（2）节流前后温度的确定

根据该区块页岩气气体组分用Hysys模拟水合物生成的温度和压力曲线，如图2所示：

图2 预测形成水合物的温度压力曲线Fig.2 Temperature-pressure curve of producing the hydrate

根据图2和表2得到第一级节流阀前后压力和第二级节流阀后压力条件下水合物对应形成温度分别为24.65、18.42、14.85℃，考虑到节流过程中不能形成水合物，节流后的温度要求比节流后的压力条件下的水合物形成温度高5 ℃。得到第一级节流阀前后和第二级节流阀后操作温度应保证在29.45、23.42、19.85 ℃以上。

表2 不同工作压力下对应的水合物形成温度Table 2 Temperature of producing the hydrate under different pressure

节流前加热应达到的温度为：

式中：t1—节流前加热应达到的温度，℃；

Δt —天然气节流前后产生的温降，℃；

t2—节流后应保持的温度，℃。

本方案中井口压力为25 MPa，一级节流后压力为12 MPa，压力下降13 MPa，通过查节流温降曲线图［6］可知，当起始压力为25 MPa时，对应的温降为22 ℃。二级节流后压力为7 MPa，较一级节流后压力下降 5 MPa，查图可知，当起始压力为 12 MPa，对应的温降为22.5 ℃。

通过式（3）计算一级节流前加热应达到的温度： t1=Δt+t2=22+31=53

通过式（3）计算二级节流前加热应达到的温度： t1'=Δt'+t2'=22.5+53=75.5

计算结果详见表1。

节流前后温度均大于水合物生成温度，故节流过程不会产生水合物。

（3）节流阀的计算

式中：qv—天然气流量（P=101.325 kPa，t=20℃），m3/d；

d—节流阀流通直径，mm；

P1—阀前压力，100 kPa（绝压）；

Δ—天然气相对密度（对空气）；

z—阀前气体压缩因子；

T—阀前气体绝对温度，K。

计算得第一级节流阀直径为：

井场第二级节流阀直径的计算公式为：

式中：P2—阀后压力，100 kPa（绝压）；其他符号意义同前。

节流阀计算结果见表1。

3 结 论

（1）目前我国主要采用的井口集气工艺有：井口加热节流中压集气工艺、井口节流注醇中压集气工艺、井口注醇高压集气工艺、井下节流地面不加热中压集气工艺等，页岩气田A区块采用井口加热节流中压集气工艺。

（2）页岩气田A区块采用中压集气的集气系统压力级制、两级节流工艺。经过计算，一级节流将压力降至12 MPa，二级节流将压力降到7 MPa，既能有效的利用井口压力进行输送，也降低了管线的设计压力。两级节流阀直径分别为 5.97 mm和8.12 mm。

（3）井口加热设备采用水套加热炉，适合页岩气田的开发特点，技术成熟，运行稳定。经过计算，一级节流前将温度加热到75.5 ℃，二级节流前将温度加热到53 ℃，二级节流后温度为30.5 ℃。两级节流前后温度均大于水合物生成温度，故节流过程不会产生水合物。

［1］ 李丽敏，侯磊，刘金艳.国内外页岩气集输技术研究［J］.天然气与石油，2014（05）：5-10.

［2］ 梁平，王天祥.天然气集输技术［M］.北京:石油工业出版社，2008.

［3］ 邓玲，贺三，吕晓博.国内天然气集输工艺技术研究现状［J］.中国石油和化工标准与质量，2014（12）：97-99.

［4］ 刘炜，王登海，杨光，刘子兵，王遇冬，薛岗.苏格里气田天然气集输工艺技术的优化创新［J］.天然气工业，2007（05）：139-141+163-164.

［5］ 艾志鹏.页岩气井井下节流工艺的研究与应用［D］.成都：西南石油大学，2015.

［6］ 石油地面工程设计手册第三册：气田地面工程设计［S］.东营：石油大学出版社，1995.

Design and Calculation of the
Wellhead Gathering Technology of Shale Gas

LI Jia-xuan1，SONG Shuang2
（1. Daqing No.1 Middle School， Heilongjiang Daqing 163458，China；2. Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318，China）

Comparing with the natural gas development， the shale gas development has some physical characteristics，such as the rapid decay in output and pressure， high pressure and large scale output water production at the beginning. These physical characteristics make the surface gathering technologies different from the natural gas development. By designing and calculating the wellhead gathering technologies in the block A of shale gas field， the parameters were got， such as the diameter of throttling valve， the pressure and the temperature before and after throttling process.

Shale gas； Gathering technologies； Heating and throttling； Hydrate

TE 357

A

1671-0460（2015）12-2889-03

2015-10-10

李佳轩（1998-），女，黑龙江省大庆市人。E-mail：15904599555@163.com。