高含硫气田集输工程设计的关键技术.ppt

主讲: 蒋洪 2 内容提要 l高含硫气田的特殊性 l高含硫气田集输工艺方案 l高含气田集输系统腐蚀控制 l高含硫气田水合物预测与防止技术 l高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用 3 一、高含硫气田的特殊性 l剧毒及强污染性：硫化氢是一种无色、有刺激性 和腐蚀性的剧毒气体，高含硫天然气一旦泄漏扩 散，极易引起人畜中毒和环境污染。 l强腐蚀性：高含硫天然气的硫化氢分压高，还可 能存在CO2、Cl-、S、有机硫等，在有游离水的 条件下极易发生腐蚀。 l易冰堵：含硫天然气水合物形成温度较高。 l单质硫沉积：高含硫气田在生产过程中可能出现 单质硫沉积。单质硫沉积在井筒及管道或设备中 会造成堵塞，不仅影响气井正常生产，还会加剧 腐蚀，危及安全。 4 一、高含硫气田的特殊性 l加拿大、美国等国家 H2S含量大于5%为高含H2S 气藏 l1995年 我国制定了气藏分类标准（ SY/T 6168） H2S含量为2%10%（30 150g/m3)为高含H2S 气藏 5 二、高含硫气田集输工艺方案 l湿气集输工艺：采气管线和集气管线 需采用伴热保温输送，节约脱水费用 ，无废气、废气排放，安全风险较大 ，气液混输压力损失较大，适用于集 输距离较近的气田。 l干气集输工艺：设置脱水装置，增加 集输系统的安全性，正常生产时集气 干线不需注缓蚀剂和水合物抑制剂， 增加废水、废气的排放点。 集输工艺方案集输工艺方案 6 二、高含硫气田集输工艺方案 湿气混输工艺 l井场不设气液分离器，管道系统 中产生的水/凝液，由天然气直接 夹带至末站，需要定期清管； l井场设加热炉、水合物抑制剂/缓 蚀剂以及硫溶剂加注系统； l湿气混输系统应进行段塞流分析 ，末站分离器应能够承受段塞流 的冲击。 湿气集输工艺湿气集输工艺 7 二、高含硫气田集输工艺方案 湿气分输工艺 l井场设气液分离器、污水罐及污水泵 ，集输管道需保温和定期清管； l井场设加热炉、水合物抑制剂/缓蚀剂 以及硫溶剂加注系统； l污水可车载或管道输送至污水处理站 ； l污水处理工艺与污水回注、排放有关 。 湿气集输工艺湿气集输工艺 8 湿气输送工艺，设有井口加热炉、调压阀、流量计、两相计量分离器； 各集气站设有高压放空系统，井口及出站口均设有ESDV； 甲醇和缓蚀剂均在井口及出站口加注。 缓蚀剂 计量分离器 8 8 湿气去净化厂 返输燃料气 流量计 减压阀 ESDV ESDV 甲醇 节流阀 8 井口加热炉 二、高含硫气田集输工艺方案 9 集气末站设有ESDV 、两相生产分离器、流量计、高低压放空火炬 来自净化厂燃料气经调节后，分别去高低压放空火炬、吹扫、集气站 和清管站 燃料气来自净化厂 燃料气撬 块 备用燃料 气 去高低压 火炬.吹扫. 燃料气去清管站 燃料气去其它站 两相分离器 8 湿气去净化厂 切换阀ESDV 8 湿气来自管道 污水处理 流量计 二、高含硫气田集输工艺方案 10 注水泵 ESDV 气田生产污水 LC 净化厂来污水 去污水回注井 去低压放空 闪蒸气去净化厂 的低压酸气系统 ESDV 输水泵 污水罐 污水罐 闪 蒸 罐 调压阀 污水罐 过滤器 污水集中闪蒸过滤加压回注； 二、高含硫气田集输工艺方案 11 二、高含硫气田集输工艺方案 l干气集输的关键是采用脱水工艺解决 腐蚀和水合物的问题； l脱水工艺：低温分离法、三甘醇脱水 、分子筛脱水； l国外应用分子筛脱水较多，采用抗酸 性分子筛，需引进，可湿气再生； l水露点控制：比输送条件下最低环境 温度低5。 干气集输工艺干气集输工艺 12 二、高含硫气田集输工艺方案 干气集输工艺干气集输工艺 13 二、高含硫气田集输工艺方案 干气集输工艺干气集输工艺 14 二、高含硫气田集输工艺方案 干气集输工艺干气集输工艺 15 二、高含硫气田集输工艺方案 l简化集气工艺，采用有效的腐蚀防护 、水合物防止措施；减少废气、废水 排放，保护环境。 l应对气质、气井产量、压力和温度、 产液量、气井布置等基础资料综合分 析，集输距离长，地形起伏大、人口 密度较大，宜采用干气集输；反之， 可采用湿气集输工艺。 l矿场集输脱水：多采用分子筛脱水。 集输工艺方案集输工艺方案 16 三、高含气田集输系统腐蚀控制 lH2S与C02和碳钢相互作用的机理非常复杂。这方 面研究资料也很有限。 l前苏联专家对苏联奥伦堡酸性气田管道工作条件进 行了综合分析，明确指出：腐蚀过程发展的最主要 因素是介质的化学组成。其次的腐蚀过程发展因素 是酸性组分含量及其分压、所输送介质的温度。 l根据系统中酸性组分的分压比例，腐蚀过程特性会 有实质性变化：当H2S分压升高时，渗入钢的氢量 会增加，均匀腐蚀速率亦将增大；当二氧化碳分压 升高时，钢的均匀腐蚀速率增大。 高含硫气田腐蚀机理高含硫气田腐蚀机理 17 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l高含硫气田地面集输系统内可能产 生的腐蚀有电化学腐蚀、硫化物应 力开裂（SSC）以及氢诱发裂纹（ HIC）。 lSSC、HIC主要通过选材和制作工 艺来解决，电化学腐蚀主要通过加 注缓蚀剂来解决。 集输系统的腐蚀类型集输系统的腐蚀类型 18 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l温度：对电化学腐蚀而言，5080这是一个 敏感的温度范围，但对SSC和HIC，常温为其 敏感区。 l流速：流速过高，一方面会对阀门等设备造成冲 刷腐蚀；另一方面，管道内壁表面上的硫化铁腐 蚀产物受到冲刷而被破坏或粘附不牢固，使管道 内壁一直以初始的腐蚀速率高速腐蚀。流速过低 ，会造成管道、设备底部积液，而发生水线腐蚀 、垢下腐蚀等，导致局部腐蚀破坏。一般流速应 控制在36m/s。 集输系统腐蚀的影响因素集输系统腐蚀的影响因素 19 三、高含气田集输系统腐蚀控制 lCl-： Cl-影响腐蚀的一个重要因素 ，如果气田水中Cl-含量超过 104ppm，容易产生局部腐蚀，为 点蚀。 l元素硫：在高酸性环境下，元素硫 具有很强的腐蚀性，与管材接触后 会加速接触点材料的腐蚀。 集输系统腐蚀的影响因素集输系统腐蚀的影响因素 20 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l根据国外资料调研显示，在造成新建管线 泄露、断裂等事故中，内腐蚀、外腐蚀、 工程焊接、管线制造这四种因素占事故率 的88.69%，其中内腐蚀占50%以上， 因此加强内腐蚀监控是极其重要的。 l加拿大石油公司，通常要求酸性气田管道 内腐蚀控制在0.0254mm/a，并且无 点蚀。 腐蚀控制要求腐蚀控制要求 21 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l采用抗硫化物应力开裂材料：碳钢，不做内防 腐涂层； l控制流速：北美10m/s，国内36m/s； l采用缓蚀剂及相应的处理工艺；预膜+连续加 注； l设计中增加管线和设备壁厚的腐蚀裕量； 碳钢和低合金管线：24mm；设备：4 4.5mm l定期清管，采用用智能清管器测取壁厚； l建立腐蚀检测系统，设设置腐蚀挂片和探头； 在管线低处的底部设放水孔，通过检测水中铁 离子判断腐蚀情况。 集输系统腐蚀控制措施集输系统腐蚀控制措施 22 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l缓蚀剂选择一般通过实验室和现场试 验进行筛选，以确定适合的品种和精 确用量。 l缓蚀剂主要是初级胺、二元胺、聚胺 、咪唑啉、嘧啶以及季铵类的化合物 。通常物理性质： 密 度： 850 950 kg/m3 pH 值： 79 流动点： -35 闪 点：15 35 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 23 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l加拿大的气田多采用胺类、吡啶 和咪唑啉类缓蚀剂； l壳牌石油公司开发了合成酸/多 胺的缓蚀剂，在贝尔贝利等特高 含硫气田使用具有较好的防腐性 能； l国外常用康托尔（Kontal）系 列缓蚀剂及纳尔科（Nalco）公 司的2VJ-612 缓蚀剂等，据称 对抑制CO2 腐蚀有较好的效果。 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 24 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l缓蚀剂加注方式 连续加注 预涂膜+连续加注缓蚀剂 批量加注 l缓蚀剂注入位置：井口设加注装置（一级节流后 ），保护从井口到分离器间的采气管线；集气站 设加注装置，将缓蚀剂注入集气干线开始处加注 到管线内； l采用干气输送，集气干线只进行预膜处理，其它 时间不加注缓蚀剂。 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 25 三、高含气田集输系统腐蚀控制 缓蚀剂预膜量的估算 lSY/T 0611推荐公式 V=2.4DL V预膜量（L）； D管径（cm）； L管长（km）。 该公式已被国外管道防腐所使用，在 国内的应用也较为普遍。 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 26 三、高含气田集输系统腐蚀控制 缓蚀剂预膜量的估算 l法国拉克气田预膜公式 V=2010-3ST V缓蚀剂用量，kg； S集输管线内表面表面积，m2；T 预膜时间，一般为23天。 该公式是法国Lacq气田针对高含 硫气田集输管线而推导的缓蚀剂 预膜公式。 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 27 三、高含气田集输系统腐蚀控制 缓蚀剂预膜量的估算 l加拿大酸性气田和纳尔科公司等的经验 作法: 按照缓蚀剂预膜厚度为3mils（ 1mil=0.0254mm）来确定， l俄罗斯的经验作法：从俄罗斯开发阿斯 特拉罕气田时缓蚀剂预膜用量来看，最 初的缓蚀剂预膜量为100g/m2，以 后的预膜量一般为50g/m2；周期为 6个月1年。 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 28 三、高含气田集输系统腐蚀控制 缓蚀剂预膜周期 l缓蚀剂预膜的保护周期应根据缓蚀剂 的特性、膜持久性、井况、生产情况 、加注设备情况、防腐的要求等，以 室内评价、现场试验而定，并随时根 据腐蚀监测的结果而调整； l湿气输送工艺预膜：采气管线、集气 干线，预膜周期为1次/月 ，预膜设 备为清管器（国内缓蚀剂）； l干气输送工艺：采气管线预膜周期为 1次/月 、集气干线预膜周期为1次 /3月 ，预膜设备为清管器。 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 29 三、高含气田集输系统腐蚀控制 缓蚀剂的正常加注 l加注方式：推荐采用连续加注。 l通常以输送介质中的含水量确定，一般 按缓蚀剂的浓度为100mg/L； l如果不能确定管线中的含量，可根据输 气量确定，根据国外高酸性气田缓蚀剂 应用经验数据，每万方气量缓蚀剂加注 量在0.170.66L之间。 l在缓蚀剂的应用过程中随时通过腐蚀监 测数据来调整缓蚀剂的加量。 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 30 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l缓蚀剂加注工艺 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 压力平衡式加注工艺 加注工艺简便，缓蚀剂的效率发挥和管道 保护距离将气流速大小、管道铺设的地势 陡缓而变化。对缓蚀剂气相效果要求高， 缓蚀使用量相应增加 31 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l缓蚀剂加注工艺 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 喷射式加注工艺 缓蚀剂储罐高压泵喷雾头管线 喷雾嘴安装于气体管道中心，用泵将缓 蚀剂以雾状喷入管道内，将缓蚀剂雾滴 均匀分散于管道气流中，增大接触面积 ，促进了缓蚀在管道内壁上吸附。比压 力平衡法注入法缓蚀效果好。 32 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l缓蚀剂加注工艺 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 清管器预膜加注工艺 在国外高含硫气田使用十分成功。加拿大及 shell公司所管辖的高含硫气田应用此法投加 缓蚀剂。清管器前后压差在0.21.0MPa时 能达清管、洗管、防腐的目的。 33 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l缓蚀剂加注工艺 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 清管器预膜加注工艺 34 缓蚀剂的应用缓蚀剂的应用 三、高含气田集输系统腐蚀控制 35 智能清管装置 智能清管器 智能清管装置 三、高含气田集输系统腐蚀控制 36 普通清管器 普通清管装置 清管装置 三、高含气田集输系统腐蚀控制 37 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l为了防止管线内因腐蚀产物以及 井下污物等的沉积而堵塞管线， 推荐定期（1次/2月）清洗站场 设备和管线。 l根据国内气田（峰15井）的经验 ，推荐采用CT4-12类型的清洗 液。具体加量由现场情况而定。 废液进入污水集输系统。 站场设备和管线的清洗 38 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l根据集输管道穿越地区地貌特征 ，工艺流程和集输系统的特点建 立一个完整、适用、有效的腐蚀 监控系统； l采用挂片试样、氢探针、电阻探 针等各种探针在线监测管道设备 的腐蚀； l对地面设备和管道等采用超声波 和X 射线检测、智能清管器，检 测管壁厚度和坑蚀； 腐蚀监测技术 39 三、高含气田集输系统腐蚀控制 l建立检测和监测程序和数据库， 并将有关腐蚀数据上传自控 SCADA控制系统； l加强产出介质的组份分析、细菌 、铁离子及相关腐蚀产物分析等 ，为系统评价腐蚀因素、腐蚀预 测提供数据基础。 腐蚀监测技术 40 三、高含气田集输系统腐蚀控制 腐蚀监测技术 项目挂片法电阻探针法电感探针法电化学针法 技术 原理 直接称量一段时 间后金属的腐蚀 增重或失重。 长度一定的金属材 料在受到环境影响 腐蚀减薄时，其截 面积减少，电阻增 大 将一金属薄片置 于探头外表面， 通过测量探头内 线圈磁阻信号的 变化推算腐蚀速 度 利用电化学反 应的原理，通 过测量腐蚀电 流等进行腐蚀 速率的测量。 优点 测量准确，经济 投入最少。 能应用于几乎任何 环境（气相或液相 ） 应用广泛，灵敏 度较高，响应较 快 响应速度快， 灵敏度高，分 辨率高，在电 解质环境测量 值更准确。 缺点 数月至半年才能 取得到一组数据 。 腐蚀速度较低或 浸渍时间短时， 数据是不太可靠 的。 以金属损失为基础 ，灵敏度低； 腐蚀产物的堆积， 数据结果不准确。 法较为适合； 以金属的损失为 测量基础，对低 速率腐蚀系统响 应较慢；数据结 果不准确。 只能用于电解 质环境。 信息 类型 平均腐蚀速度和 腐蚀形态 累积腐蚀 累积腐蚀 瞬时腐蚀速度 41 腐 蚀 监 测 方案 井口 ESDV 收球筒 EN CC 缓蚀剂 甲醇 CC 加热炉 测试分离器发球筒 下游站场 CC 模拟 装置 CC LRP W W WH CCCC LRP EN W H 模拟 装置 模拟积液装置 腐蚀挂片 水分析 氢探针 线性极化探针 电化学噪声 三、高含气田集输系统腐蚀控制 42 监测方法位置监测频率 腐蚀挂片井口注缓蚀剂点前初期每15 天 检查一次、稳定后为30 天 腐蚀挂片缓蚀剂注入点后-发球筒初期每15 天 检查一次、稳定后为30 天 腐蚀挂片收球筒旁通初期每15 天 检查一次、稳定后为30 天 腐蚀挂片分离器出水管初期每15 天 检查一次、稳定后为30 天 水样分析发球筒Fe/Mn 和缓蚀剂残余量分析一月一次 水样分析收球筒Fe/Mn 和缓蚀剂残余量分析一月一次 水样分析三相分离器出水管Fe/Mn 和缓蚀剂残余量分析一月一次 氢探针选择的 ESDV 阀室通过 SCADA连续监测 氢探针选择的压力容器通过 SCADA连续监测 线性极化探针三相分离器出水管一周下载一次数据， 如果有异常可增加下载频率 电化学噪声三相分离器出水管一周下载一次数据， 如果有异常可增加下载频率 模拟积液装置旁通管道一周下载一次数据， 如果有异常可增加下载频率 三、高含气田集输系统腐蚀控制 腐蚀监测技术 43 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l天然气中硫化氢、二氧化碳的存 在，其含水量增加； l硫化氢的存在将加速水合物的形 成，显著提高水合物形成温度， 且硫化氢含量越高，水合物形成 温度越高； l水合物形成条件的预测偏差加大 ，水合物防止难度较大。 水合物形成及防止的特点 44 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 不同压力的水合物形成温度（普光气田） 水合物形成及防止的特点 45 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l主要方法： 加热、管线保温（单井站、集气站 内设水套加热炉 ） 脱水 l辅助方法（事故与开、停工状况 ）：加注水合物抑制剂 水合物形成防止方法 46 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l平衡常数法； lBaillie和Wichert的绘图方法（1987 ）； lMann et al（1989）改进平衡常数法 ； l科罗拉多矿业学院的CSMHYD法； l DBR软件公司开发的EQUI-PHASE 水 合物（ V. 4.0）； lAspenTech公司开发的HYSYS 软件； l从Bryan工程研究公司的Prosim软件 水合物预测方法评价 47 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 水合物预测方法评价 预测方法点数 绝对平均偏差 最大偏差 平衡常数法1231.56.1 Baillie- Wichert 991.13.2 Mann et al 1230.83.9 CSMHYD 1230.84.1 EQUI-PHASE 1240.83.3 HYSYS 1250.83.3 Prosim 1241.34.4 48 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l表中分析条件： 硫化氢含量约为527 mol%； 二氧化碳含量约为是7mol%； 温度高达26.7； 压力值达到8.7MPa。 l据有关资料研究：HYSYS预测水合 物的形成条件的精度比较高，其平 均误差为0.8 ，多数情况， HYSYS预测水合温度的误差不超过 1.7 。 水合物预测方法评价 49 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 lSYS/T 0612-2008高含硫化氢 气田地面集输系统设计规范规定保 证天然气集输温度高于水合物形成温 度3以上。 l工程设计中可适当提高集输温度（集 输温度至少高于水合物形成温度5 ），保证集输管线的安全。 水合物预测方法评价 50 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 （1）纯CH4 4；（2）7.79%H 2 2 S；（3）10.46%H 2 2 S （4）17.23%H 2 2 S；（5）24.42%H 2 2 S；（6）纯H 2 2 S l天然气中硫化氢含量的变化将引起水合物形成温 度的显著变化。 硫化氢对水合物形成的影响 51 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l天然气中CO2 的含量越高，对生成 水合物条件影响越大； l在低压时，水合物生成温度随压力 的变化较小； l而高压时，生成温度随压力的增大 变化很大。 l总体来说，气体组分中CO2 的含量 高低对水合物生成温度影响较小。 二氧化碳对水合物形成的影 响 52 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l近年来，动力学抑制剂国外发展迅速， 美国、英国、法国、挪威等国石油公司 (如BP公司、SHELL 公司) 、大学( 如北美的科罗拉多矿业大学) 和科研院 所开发了多种抑制剂产品，现场应用技 术日趋成熟。 l目前已有多种牌号的工业产品在英国的 北海油田、美国的墨西哥湾、德克萨斯 ( Texas)等海上和陆上油气田进行试验 和现场应用，产品过冷度可达1012 ，使用浓度一般在0.1 %0.5% 。 新型水合物抑制剂 53 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l目前研究和应用的低剂量水合物抑制剂(LDHI) 主要分为动力学抑制剂( KHI) 和防聚剂(AA) 两大类。 lKHI 主要是通过高分子的吸附作用，高分子侧链 基团进入水合物笼形空腔，并于水合物表面形成 氢键，从而吸附在水合物晶体表面，从空间上阻 止气体分子 进入水合物空腔，使水合物以很小的 曲率半径绕着或在高分子链之间生成，从而降低 水合物晶体的成核速率、延缓乃至阻止临界晶核 的生成、干扰水合物晶体的优先生长方向、影响 水合物晶体定向稳定性，从而延缓或抑制水合物 晶核的生长速率，使水合物在一定流体滞留时间 内不至于生长过快而发生堵塞。 新型水合物抑制剂 54 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 lKHI主要产品有： 聚N-乙烯基已内酰胺(PVCap) ； 聚N-乙烯基吡咯烷酮( PVP) ； 聚N-乙烯基吡咯烷酮/ N-乙烯基已 内酰胺/ N ，N-二甲胺甲基丙烯酸乙 脂) (VC- 713) 等聚合物。 新型水合物抑制剂 55 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l据报道由BP 公司与Shell Research B. V. 共同开发的水 合物生长抑制剂( THI) 1994 年 在英国北海南部的一的湿气管在线 进行了现场实验，取得了满意的效 果。 l在过冷度为10 ，抑制剂加量为 0.13 %015 %的条件下，在 5 天内能有效抑制水合物的生成。 新型水合物抑制剂 56 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 lARCO 公司开发的动力学抑制剂 VC - 713 在英国北海南部油田的 一条海上管线(天然气产量为56.6 104m3/d ，凝析油1.59m3/ d ，水0.64m3/d ，管线长度为 9.4km) 中也取得了良好的现场 应用效果。 l在药剂加量为0.25 %0.5 % ，过冷度达9 的条件下能有效防 止水合物生成。 新型水合物抑制剂 57 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 lExxon 公司开发的水合物动力学 抑制剂( KHI) 1998 年在墨西哥 湾的一条海上气体管线 (203.2mm 直径、45 km 长) 中进行了现场应用实验。 l试验结果表明，以往在管线中为避 免生成水合物，每天需注入300 L 甲醇，而采用动力学抑制剂( KHI) 每天仅需加注5L，与加入 甲醇相比，KHI 具有明显的经济 性。 新型水合物抑制剂 58 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l目前动力学抑制剂适用的最高过冷 度只有1012 ，在更高的过冷 度条件下，必须与热力学抑制剂联 合使用才经济、有效。 l动力学水合物抑制剂的优点是不要 求有液态烃(油) 相存在，因此， KHI 产品可适用于气田、凝析气 田和油田系统的水合物控制。 新型水合物抑制剂 59 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l目前动力学抑制剂（KHI）适用的 最高过冷度只有1012 ，在更 高的过冷度条件下，必须与热力学 抑制剂联合使用才经济、有效。 l动力学水合物抑制剂的优点是不要 求有液态烃(油) 相存在，因此， KHI 产品可适用于气田、凝析气 田和油田系统的水合物控制。 新型水合物抑制剂 60 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l防聚剂(AA) 主要是一些表面活性剂和低 分子聚合物，它并不能抑制水合物晶体的 形成，而是通过分散作用防止水合物晶体 的聚集，使水合物呈微小颗粒悬浮于烃( 油) 相流体中，随生产流体一起浆状输送 ，而不发生沉积或堵塞。 l防聚剂的作用效果几乎不受过冷度影响， 也与流体在水合物生成区域的停留时间无 关，但与油相组成、含水量和水相含盐量 有关。 l该类产品的使用要求有足够的液态烃(油) 相存在以便能携带水合物微粒，因而只适 合于油田或凝析气田系统的水合物控制。 新型水合物抑制剂 61 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l迄今文献中报道的防聚剂主要有聚氧乙 烯壬基苯基脂、羟基羧酸酰胺(其中羧 酸碳原子数以336 为好、820 最 佳) 、烷氧基二羟基羧酸酰胺(或聚烷 氧基二羟基酰胺) 、N ，N-二羟基羧 酸酰胺、聚丙三醇油酸盐和季胺盐等产 品。 l防聚剂产品的开发时间较动力学抑制剂 产品相对较晚，但由于其使用不受温度 (过冷度) 条件限制，因而目前国外发 展非常迅速，现已有多种工业化产品投 入现场应用， 使用浓度一般在0.1 % 3.1 %。 新型水合物抑制剂 62 四、高含硫气田水合物预测与防止技术 l防聚剂通常与动力学抑制剂、热力学抑 制剂复合使用。由于动力学抑制剂的使 用受到过冷度的限制，而防聚剂的使用 不受过冷度的限制，因此，二者结合使 用可以大大提高水合物抑制效果。 l动力学抑制剂与防聚剂的复合产品( KHI/ AA) 开发是国外近年来的主要 发展方向之一，如美国BJ 油田服务公 司开发的GHI- 7185 水合物抑制剂产 品。 新型水合物抑制剂 63 五、高含硫气田元素硫沉积与硫溶剂应用 l析出的元素硫会形成硫沉积，导致管线和设 备堵塞； l严重的腐蚀性，含硫天然气具有腐蚀性，元 素硫的析出对碳钢、耐蚀合钢的抗环境开裂 能力有不利影响，造成局部腐蚀； l同时减弱缓蚀剂的缓蚀作用，引起生产系统 的严重腐蚀。 硫沉积的危害 64 五、高含硫气田元素硫沉积与硫溶剂应用 l天然气中硫的溶解度是随气体组成、 温度、压力变化而变化的。 l天然气中硫的溶解度与凝液含量和凝 液碳的数目直接相关。 lH2S的浓度是影响硫溶解度最重要的 因素，其它参数为常量时，硫在酸气 中的溶解度随H2S的浓度增加而增加 。 l其它参数恒定，增加压力或者温度的 增加，硫的溶解度增大。 硫沉积的机理 65 五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用 l物理溶解 在高温高压环境下，硫的溶解度比较大，元 素硫以物理方式溶解于酸气中。 l化学溶解 元素硫的化学溶解，存在下面一个平衡关系 式 ： H2S+Sx H2Sx+1 温度压力增高时，反应向右进行，增大硫溶 解度；温度压力降低时，反应向左进行。 硫沉积的机理 66 五、高含硫气田元素硫沉积与硫溶剂应用 l硫沉积受硫溶解度变化的影响 高含硫气体中溶解的元素硫一旦超过临界 饱和溶解度时就会从气体中析出。析出的 大量元素硫颗粒如果不能被气体携带，就 会在集输管线形成滞留，逐渐形成硫沉积 。 l硫沉积与采气速度有关 当采气速度较大时，气体对单质硫的携带 能力强，有可能将单质硫带入集输管线， 产生硫沉积。 硫沉积的条件 67 五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用 l国外通过研究认为，地层中的硫通过三种 方式被携带到地面： 与硫化氢混合生成多硫化氢； 溶解于高分子烷烃； 在高速气流中元素硫以微滴状（地层的温度 高于元素硫的临界温度时）随气流携带出地 层。 l在高酸性气井中，元素硫以多硫化物的形 式溶解在含硫天然气中，在天然气开采、 集输过程中，由于温度和压力降低，气体 中溶解元素硫的量也会减少，过饱和的硫 就会析出。 硫沉积的条件 68 五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用 l加拿大硫研究有限公司(ARL)的Hyne J B 博士指出：化学溶解实际上是元素 硫被含硫天然气吸收和沉积的主要控制 因素。单质硫的析出也可能是一个化学 和物理共同作用的过程。 l硫沉积位置：一般发生在压力、温度急 剧变化的地方，如：井口高压调节阀后 、气液分离器排污管线、管道以及分子 筛脱水装置中再生冷却器后易形成硫堵 塞 。 硫沉积的条件 69 五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用 l大部分人认为在含硫天然气中元素 硫的沉积由于温度和压力的降低导 致元素硫在天然气中溶解度的降低 ， 从而析出单质硫。 l采用元素硫和含硫气体的化学平衡 状态方程模型来预测硫析出条件； l改进 Peng-Robinson（PR） 基础模型来预测天然气中单质硫的 溶解度及析出。 硫沉积条件的预测方法 70 五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用 硫沉积条件的预测方法 71 五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用 硫沉积条件的预测方法 72 五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用 l美国埃克森国际石油公司在怀俄明州的 LaBarge 气田硫化氢平均含量在5% ，在其投产6个月之后井口和地面设备 都发生了硫的沉积。 l为了解决硫沉积问题，更好的掌握硫沉 积的环境条件，该公司利用改进的 Peng-Robinson（PR）基础模型来 预测其天然气中单质硫的沉积问题， 进 而后来发展可以利用该模型计算单质硫 在天然气中的溶解度。 硫沉积条