天然气水合物的防治.doc

1 天然气水合物的危害天然气水合物是石油、天然气开采、加工和运输过程中在一定温度和压力下天然气与液态水形成的冰雪状复合物。严重时，这些水合物能堵塞井筒、管线、阀门和设备，从而影响天然气的开采、集输和加工的正常运转。只要条件满足，天然气水合物可以在管道、井筒以及地层多孔介质孔隙中形成，这对油气生产及储运危害很大。2 天然气水合物的性质和形成2.1 水合物的性质及结构 天然气水合物为白色结晶固体，是在一定温度、压力条件下，天然气中的烃分子与其中的游离水结合而形成的，其中水分子靠氢键形成一种带有大、小孔穴的结晶晶格体，这些孔穴被小的气体分子所充填。形成水合物的首要条件是天然气中含水，且处于过饱和状态，甚至有液态游离水存在;其次是有一定条件的压力和低于水合物形成的温度。在上述两种条件下的生产运行过程中，如遇压力波动、温度下降、节流或气流流向突变很快就可能形成水合物堵塞。2.2 水合物的生成条件 天然气水合物生成除了与天然气组分、组成和游离水含量有关外，还需要一定的压力和温度。下式即为水合物自发生成的条件：M+nH2O（固、液）=MH2O（水合物）也就是说，只有当系统中气体压力大于它的水合物分解压力时，才有可能由被水蒸气饱和的气体M自发地生成水合物。由热力学观点看，水合物的自发生成绝不是必须使气体M被水蒸气饱和，只要系统中水的蒸汽压大于水合物晶格表面水的蒸汽压就足够了。此外，形成水合物的辅助条件是：气流的停滞区。2.3 长庆气田天然气水合物形成的基本参数及防治工艺 根据长庆气田天然气组分，采用节点分析软件分析，计算压力在620 MPa时其水合物形成温度为14.522.3。一般开井初期井口压力在20MPa 以上，采气管线按25MPa压力设计。根据下游用户交接点的压力情况，反算得出集气支、干线设计压力为6.4MPa。井口的天然气流动温度一般只有1518。这些参数和生产情况表明，井筒长度在300m 以上的大多数气井都具备形成水合物的条件，在井口和采气管线中很容易生成天然气水合物。为防治水合物的生成，需在井口注醇或加热。井口注醇、加热的方法很多，如滴注、电动计量泵注醇和气动注醇泵注醇、井口加热炉等，这都需要在井口设置一套注醇装置或一台加热炉，成本较高。长庆气田采用多井高压注醇工艺取代了原有工艺，实现了高压集气和二级布站。3 天然气水合物防治方法3.1 物理方法3.1.1 脱除法：将能形成水合物的成分，即水和低分子量的烃类物质或气体含量降低到一定程度使水合物失去形成的基础，对水的脱除而言，目前已有冷冻分离、固体燥剂吸附、溶剂吸收以及近年来发展起来的膜分离等技术，三甘醇溶剂吸收是目前应用最广泛的方法，对天然气长输管道一般要求：水的含量在17125mg/m3之间国内外要求不同，露点温度要求比管道沿途最低温度低515，脱水需要对所产生的水进行处理。除去形成水合物的气体组分，也就是降低压力从重组分中分离出轻组分，通常需要进行连续的压缩和泵送对轻组分进行远距离输送。对于较轻的油藏流体，这种脱除是不利的，对较重的流体，这种方法的效果有限。3.1.2 加热保温法：通过加热保温，使流体的温度保持在水合物形成的平衡温度以上。对海底管道，可通过包裹绝热层来保温对陆地管道，可通过绝热或掩埋管道降低管道热量的损失对天然气管道， 常用蒸汽逆流式套管换热器和水套加热炉在节流前加热天然气，使其流动温度保持在水露点以上。3.2 化学方法 化学方法是通过加入一定量的化学添加剂，改变水合物形成的热力学条件、结晶速率或聚集形态，来达到保持流体流动的目的，化学添加剂有以下两类。热力学抑制剂（防冻剂）：通过抑制剂分子或离子增加与水分子的竞争力， 改变水和烃分子间的热力学平衡条件，使温度、压力平衡条件处在实际操作条件之外，避免水合物的形成，或直接与水合物接触， 移动相平衡曲线， 使水合物不稳定， 从而使水合物分解而得到清除。动力学抑制剂：根据分子作用的不同机理，将动力学抑制剂分为水合物生长抑制剂、水合物聚集抑制剂和具有双重功能的抑制剂。水合物生长抑制剂可以延缓水合物晶核生长速率，使水合物在一定流体滞留时间内不至于生长过快而发生沉积。4现场应用实例4.1 药品的防控机理 由结晶理论可知，只有当表面能高至一定值时才能影响流体分子团的热运动速度，为晶核产生创造条件，否则就产生通常所说的过冷现象，亦即晶核首先在高表面能处产生。防控剂就是逆向应用该理论实现防治水合物的，即通过降低液气、液固、气固、固固界面的表面能，使之产生强烈的过冷现象，从而控制水合物晶核的生成过程。由于过冷现象是有极限的，当流体温度低至一定值时，过冷现象将消失，水合物晶核必然生成，因此仅仅利用过冷现象控制水合物晶核的生成过程是不够的。由于输气管线均埋藏于冰冻线以下，能够有效从大地中吸收热量（保温管线例外），因此悬浮于天然气流中的冰晶很容易通过管壁吸收大地热量而熔化或进一步缩小，从而进一步消除其危害。4.2 试验情况及效果分析 G36-2位于陕西靖边县席麻湾乡高渠村，于2003年9月22日投产，原始地层压力30.88 MPa，生产层位为马五1（234），集气管线长0.910km，间歇性出水，每次出水约为0.8方，管线无起伏较平坦，2008年11月1日起加注防控剂， 加注量及加注方式由上表数据分析可知在试验初期效果不明显，但在后期试验阶段，试验效果明显，说明G36-2井适合Z-7型防控剂。G36-4B位于陕西靖边县席麻湾乡，于2007年11月16日投产，生产层位为马五1（234），集气管线长5.18km，连续性出水，管线起伏较大，2008年11月1日起注防控剂07年同期注醇量是300-450L，因为这口井去年11月份新投产井所以注醇量比较大，起初井的生产不正常，地面管线堵塞1次解通后气井生产正常未出现堵塞现象5 结论及建议目前气田应用较为广泛的是热力学抑制剂甲醇，通过多井高压注醇使得采气井场大大简化，但因为甲醇存在一定的毒性，所以应慢慢朝无毒的动力学抑制剂方向发展。在气田的生产过程中,依靠技术人员和操作人员摸索气井的生产动态、寻求合理