气田集输系统水合物防治工艺的对比分析

苏文坤，成庆林，范明月

（东北石油大学，黑龙江 大庆 163318）

气田集输系统水合物防治工艺的对比分析

苏文坤，成庆林，范明月

（东北石油大学，黑龙江 大庆 163318）

气田集气过程中水合物的生成会影响集输系统的正常运行，常用的水合物防治方法有脱水、加热、降压以及注抑制剂。重点研究了应用较为广泛的加热法和注抑制剂法，介绍了两种工艺的具体特点、适应条件及其在各气田的应用情况，提出了气田具体水合物防治工艺选择的建议，对指导现场水合物的防治工作有一定的借鉴意义。

气田；水合物；加热；抑制剂

气田天然气输送过程中携带或产生的游离水，在适宜的温度和压力条件下，会与天然气中的甲烷、乙烷等组分结合生成水合物，水合物在集输干线或集输站的弯头、阀门、节流装置等处形成后，使管段的流通面积减小，形成局部堵塞，影响正常的供气，如不能及时处理，堵塞严重时会引发安全事故。因此，积极预防水合物，选择适宜的水合物防治方法对于确保天然气的安全输送具有重要意义。

水合物形成的内因是天然气中饱和水的存在，外因是一定的温度和压力条件（一般高压低温）。因此，防治水合物生成也应从这两方面考虑，提高天然气的温度，或减少天然气中水汽的含量。

1 水合物防治工艺

目前气田常用的水合物防治措施有脱水、加热、降压以及注防冻剂三种方法：

①脱水，脱除天然气中的水汽，降低其露点，即对天然气进行干燥处理，防止水合物生成。

②加热，对天然气进行加温，使其温度始终保持在水合物生成温度以上，防止水合物的生成。

③降压，在维持原来温度状态下，使输气管道中的天然气压力降低至水合物的生成压力下，防止水合物生成。

④注抑制剂，通过将抑制剂喷注到气流中吸收气体中的水分，使其露点下降，从而降低水合物的生成温度，防止水合物生成。

其中脱水是防止水合物生成的根本办法，但其主要用于气田的外输处理流程。因此，在天然气气田集输系统中通常采用节流降压、加热方法或注抑制剂方法防止水合物的形成，而节流降压法会增加输送过程的能耗，且通常用于满足集输系统的压力级制要求，所以本文重点研究加热法和注抑制剂法在不同气田的适用性。

2 加热防冻工艺

2.1 加热防冻工艺特点及适用性

在气田实际现场应用中，常在节流降压之前先通过加热炉给气体升温，防止在节流过程以及后续的输送过程中生成水合物。加热法一般多用于产量小于10×104m3/d且压力小于30 MPa的高压气井的井场或集气站，同时也适用于含蜡或含水较多的气井，加热法工艺较成熟，操作方便，管理简单且防冻效果好，运行风险低，但建返输燃料管线需要投资[1]。气田常用的加热防冻井场装置原理流程图如图1：

图1 加热防冻的典型井场装置原理流程图Fig.1 Well site facilities flow chart of heating process to prevent hydrate

2.2 气田矿场常用加热设备

气田矿场常用的加热设备多为水套加热炉，其特点是操作方便且易于管理。加热炉加热法通常有多井加热和单井加热两种方式，对于气井初期压力较高、井网密度大的气田，常采用多井式水套加热炉加热方式，一台加热炉可同时对8口气井进行加热，一般1个集气站2～3台加热炉即可满足需求，此方法不仅减少了加热炉的数量，提高了设备利用率，而且降低了工程投资。

3 注抑制剂防冻工艺

3.1 注抑制剂防冻工艺特点及适用性

目前广泛采用的水合物抑制剂为热力学抑制剂，气田常用的抑制剂有甲醇和乙二醇两种：

甲醇一般适用于气体流量小、高压、出水量大、矿化度高的气田，或用于建厂初期或季节性防冻管道较长情况，其特点是可用于任何温度下的天然气管道和设备，且腐蚀性低，价格便宜，质量浓度相同的抑制剂，甲醇使用效果优于乙二醇。但甲醇有中等毒性，易挥发，使用有一定的危险性，且注入量较大时需在净化厂内设置相应的醇回收装置和返输管线，而注入量小不回收，废液的处理将是一个难题。

乙二醇常用于大气量操作，蒸发损失小，可回收循环利用，且乙二醇无毒性，不会危害人身安全和带来环境污染问题。但若达到相同的水合物防治效果，乙二醇用量比甲醇大，且温度低于-10 ℃时，一般不使用乙二醇，因为有凝析油存在且温度较低时，会很难分离，加大溶解和夹带损失[2]。乙二醇单价也比甲醇高，需建回收装置循环使用，投资相对较高。

由于甲醇抑制效果好，货源充足价格便宜，且相应工艺已较为成熟，所以目前各大气田用量较多的抑制剂还是甲醇，但也有部分气田使用乙二醇作为水合物抑制剂，比如克拉美丽气田。气田常用的注抑制剂井场装置原理流程如图2所示。

图2 注抑制剂防冻的典型井场装置原理流程图Fig.2 The well site facilities flow chart of hydrate inhibitor injection process to prevent hydrates

3.2 气田矿场常用抑制剂注入方式

注醇方式一般有井口设注入设备分散注入，注醇管线集中注入[3]以及流动注醇车注入三种：

①分散注入是指在井口安装抑制剂注入设备，

将醇液雾化喷注入气流内防治水合物，但由于目前多采用注醇泵注醇，所以此方法对电的依赖性强；

②集中注醇方式是指在集气站建注醇泵房，并敷设至各单井的注醇管线，由泵房的柱塞计量泵控制各单井的注醇量和注醇速度，此方法应用方便，适用于加注量较多的场合；

③流动注醇车采用车载式柱塞泵向气井井筒或堵塞管线段注醇，主要用于解除井筒及地面管线水合物堵塞，操作方便且见效快。

4 防冻工艺的现场应用

长庆靖边气田采用井口注醇、高压集气、集气站多井加热节流、集中回收甲醇的集输工艺[4,5]，具体气田集气站的工艺流程如图3所示。高压管线水合物生成温度更高，更易形成水合物，因此需向井口注入防冻剂甲醇防治水合物，注醇管线与采气管线同沟敷设向气井或采气管线注入甲醇。而高压天然气送入集气站后需降压节流以满足集输系统的压力要求，而降压通常伴随着剧烈的温降，为防止这个过程中生成水合物，集气站先采用水套加热炉对气体加热后再进行节流。注醇防治水合物工艺在长庆气区的应用已经较为成熟，拥有甲醇生产厂与甲醇集中再生厂。

川西气田气井开采初期压力较高，产少量凝析水，冬季或初春气温较低时，地面管线容易出现由水合物引起的堵塞，目前气田主要采用先加热后节流的方式来防治水合物[6]，由于节流降压通常伴随着剧烈的温降，因此天然气从气井出来后要先经过水套加热炉进行升温，然后再经过节流阀进行节流降压，满足集输管网的压力要求，同时防止水合物生成，气田的集输工艺流程如图4所示。

图3 长庆靖边气田集气站工艺流程图Fig.3 The process flow chart of gas-gathering station in Changqing Jingbian gas field

图4 川西气田集输工艺流程图Fig.4 The flow chart of gathering and transferring process in western Sichuan gas field

克拉美丽气田原料气含有一定量的凝析油，主要有单井注醇、初级节流、高压集气、集气站集中加热节流，井口初级节流、保温输送、集气站加热节流以及井口加热初级节流、保温输送、集气站集中加热节流三种集输工艺。但目前气田现在产水量大，超过预期，井口温度也低于预测值[7]，且开发初期部分单井集输管线未设保温层，针对此情况对防冻工艺进行了改造[8]，在气井井口增设水套炉，提高采气管线的输送温度，同时对集输管线进行保温，减少输送过程的热损。

普光气田气井压力较高，气井所产天然气含饱和水，而且含H2S、CO2酸性气体，更易生成水合物。气田主要采用湿气加热、保温输送的集输工艺[9]，气井湿气经过井场的三级节流降压后，再通过两级加热的水套间接式加热炉为气体升温，主要管线敷设保温层保温，安全运至集气总站进行气液分离，确保输送过程中不会产生水合物[10]，具体工艺流程见图5。

图5 普光气田井场工艺流程图Fig.5 The process flow chart of well site in Puguang gas field

涩北气田气井气质较好，CH4平均含量高达98.73%，但压力衰减较快。气田最初采用井口注醇方式防冻，后来气井产水量逐渐增多，需要甲醇的加注量变大，同时考虑甲醇的毒性，气田改为集气站加热节流的防冻集输工艺，并且，经多次方案论证与气田的实际生产验证，采气管线的保温输送也是防治水合物的较好措施[11]。

5 结论及建议

根据以上研究成果，综合各大气田水合物防治工艺的现场应用情况，在集输系统的防冻工艺选择上，应注意以下几点：

①防冻效果好，能最大限度的降低水合物生成温度，产量小、产水较多的气井适合用加热法，产水量少时适合采用注抑制剂法；

②不引起附加问题，不与天然气中的组分发生反应，不会增加气体和燃烧产物的毒性，不会引起管道及设备的腐蚀；

③结合现场条件，若集气半径过大（超5km），单独防冻工艺应用效果不好时，应考虑采用加热注抑制剂联合防治水合物的方法；

④总投资最省，如果气田产量变化大、衰减快，比如页岩气田，应考虑气田的后期产量降低后的集输及防冻方式，尽量减少项目投资。

［1］ 刘德青，冯德宝，陈小艳,等．采气井集输加热与注醇工艺适应性分析[J]. 新疆石油天然气，2008，4(1)：93-97．

［2］ 赵琴．D区气田工程集输工艺优化研究[D].南充：西南石油大学, 2014．

［3］ 程小莉, 陈德见, 陈勇．对苏里格气田水合物防治工艺的几点认识[J].内蒙古石油化工，2012，38(18)．

［4］ 徐勇, 穆谦益, 杨亚聪,等．长庆气区开发模式及地面配套工艺技术[J].天然气工业, 2010, 30(2)：102-105．

［5］ 刘银春, 王莉华, 李卫,等．苏里格气田南区块天然气集输工艺技术[J].天然气工业，2012，32(6)：69-72．

［6］ 邓柯．川西气田水合物防治工艺技术研究[D]. 南充：西南石油大学，2007．［7］ 王治红，张锋，曹洪贵,等．影响克拉美丽气田天然气水合物生成因素分析[J].天然气与石油，2012，30(5)：1-4．

［8］ 曹洪贵，刘涛，陈晓明等．克拉美丽气田地面集输工艺技术探讨[C].中国油气田地面工程技术交流大会,2013．

［9］吴志欣．普光气田地面集输工程建设创新总结[J].油气田地面工程，2013(9)：132-133．

［10］龚金海，刘德绪．普光高含硫气田湿气集输与安全环保配套技术[J].油气田地面工程，2012，31(11)：6-7．

［11］张涛，陈娅南，程建文,等．涩北气田地面集输工艺技术[J].天然气地球科学，2009，20(4)：636-640．

Comparison and Analysis on Hydrate Prevention Processes of Gas Field Gathering System

SU Wen-kun，CHENG Qing-lin，FAN Ming-yue
（Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China）

The hydrate forming in the natural gas transportation process can affect the normal operation of the gathering system. There are four common processes for hydrate prevention, namely, dehydration, heating, depressurization and hydrate inhibitor injection. In this paper, heating and hydrate inhibitor injection were mainly studied, which were widely used in various gas fields. The characteristics, adaptive conditions and corresponding field applications of these two processes were presented. Some suggestions on the selection of hydrate prevention process were proposed, which could provide some reference for the hydrate prevention work in gas field.

Gas field; Hydrate; Heating; Inhibitor

TE 89

A

1671-0460（2015）08-1897-03

国家自然科学基金项目，项目号： 51174042。

2015-05-16

苏文坤（1990-），女，河北人，在读硕士研究生，2013年毕业于东北石油大学油气储运工程专业，研究方向：油气长距离管输技术。E-mail：suwenkun1990@126.com。

成庆林（1972-），女，教授，博士，主要从事油气储运以及热力学分析方向的研究。E-mail：chengqinglin7212@163.com。