動(dòng)力學(xué)水合物抑制劑GHI-1在高含硫氣田的應(yīng)用

摘 要

摘要：隨著近年來(lái)國(guó)內(nèi)外大量高含硫氣田的不斷開(kāi)發(fā)，如何解決高含硫天然氣水合物的形成與堵塞問(wèn)題引起了科研工作者的極大關(guān)注。甲醇、乙二醇等傳統(tǒng)熱力學(xué)抑制劑有毒、藥劑用量大
摘要：隨著近年來(lái)國(guó)內(nèi)外大量高含硫氣田的不斷開(kāi)發(fā)，如何解決高含硫天然氣水合物的形成與堵塞問(wèn)題引起了科研工作者的極大關(guān)注。甲醇、乙二醇等傳統(tǒng)熱力學(xué)抑制劑有毒、藥劑用量大，會(huì)產(chǎn)生大量酸性污水難于處理，而國(guó)內(nèi)外現(xiàn)有大多數(shù)動(dòng)力學(xué)抑制劑對(duì)于高含硫酸性天然氣水合物形成的抑制效果較差，均不能完全滿(mǎn)足防止高含硫天然氣水合物形成的需要。為此，介紹了自主研發(fā)的新型動(dòng)力學(xué)水合物抑制劑GHI-1及其在某高含硫酸性天然氣濕氣輸送管線(xiàn)中的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明：動(dòng)力學(xué)抑制劑GHI-1對(duì)于高含硫化氫酸性氣體的甲烷天然氣水合物具有較好的抑制效果，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用條件下(H2S含量為7.34%、CO2含量為1.65%的天然氣氣質(zhì)條件，藥劑加量為15kg/d，輸氣量為23×104m3/d，集輸壓力為7.0MPa，輸氣溫度為8～10.0℃)，可使清管周期由加注前的3～5d延長(zhǎng)至15d以上，其藥劑加量是同樣效果乙二醇加量的1/3。
關(guān)鍵詞：酸性天然氣；硫化氫；天然氣水合物；集輸管線(xiàn)；堵塞；動(dòng)力學(xué)抑制劑；現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用
    天然氣水合物堵塞問(wèn)題是制約高含硫氣田高效、安全開(kāi)發(fā)的難題之一。對(duì)于天然氣水合物堵塞的防治，目前國(guó)內(nèi)外主要采用天然氣脫水、加熱保溫和加注抑制劑3種措施[1]。但由于受地理環(huán)境和施工條件等多種因素的制約，天然氣脫水和加熱保溫不能滿(mǎn)足高含硫氣田開(kāi)發(fā)水合物堵塞防治需要，另一方面，由于傳統(tǒng)熱力學(xué)抑制劑具有用量大、需要回收，會(huì)產(chǎn)生大量污水難于處理等缺點(diǎn)，不能滿(mǎn)足高含硫酸性氣田經(jīng)濟(jì)、安全及環(huán)保開(kāi)發(fā)的要求[2]。盡管?chē)?guó)外已開(kāi)發(fā)了動(dòng)力學(xué)抑制劑(KHI)和防聚劑(AA)等多種低劑量水合物抑制劑(LDHI)[3～5]，但其對(duì)于不含凝析油(干氣)、高含硫化氫的酸性天然氣水合物抑制作用較差。為滿(mǎn)足高含硫氣田開(kāi)發(fā)水合物堵塞防治需要，自主研發(fā)了1種新型動(dòng)力學(xué)水合物抑制劑GHI-1，室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果表明，該藥劑具有良好的抑制效果。為驗(yàn)證室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果，完善現(xiàn)場(chǎng)加注工藝、效果監(jiān)測(cè)及解堵措施等應(yīng)用技術(shù)，選擇在川東某高含硫天然氣生產(chǎn)管線(xiàn)上進(jìn)行了為期2個(gè)多月的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。
1 生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)管線(xiàn)基本情況
    該現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)管線(xiàn)于2005年11月4日建成投產(chǎn)，氣井生產(chǎn)工藝為：天然氣從井下采出經(jīng)井口節(jié)流閥節(jié)流降壓后進(jìn)入水套爐加熱，進(jìn)一步節(jié)流降壓后進(jìn)入分離器，分離除去天然氣中的游離水及固體雜質(zhì)，然后經(jīng)計(jì)量后輸往下游集氣站脫水。該氣井日產(chǎn)水量為1.20m3，天然氣產(chǎn)量為22×104m3/d，出站計(jì)溫控制在22℃左右，出站輸壓在7.10MPa左右。天然氣氣質(zhì)組成分析結(jié)果如表1所示。該生產(chǎn)管線(xiàn)長(zhǎng)度為4.2km，規(guī)格為Ф168.3mm×11mm，未采取保溫措施。集輸管道沿線(xiàn)地形起伏較大，最低海拔為322.3m，最高海拔468.2m，最大高程差為145.9m，集輸管道沿途走向如圖1所示。
 

    由于該天然氣水合物形成溫度較高(7.0MPa輸壓條件下的水合物形成溫度為18.60℃)，投產(chǎn)初期井站節(jié)流閥、分離器等地面設(shè)備、生產(chǎn)管線(xiàn)及下游井站閥門(mén)、分離器、匯管和埋地管線(xiàn)經(jīng)常發(fā)生水合物堵塞現(xiàn)象，特別是在氣溫較低的冬季。每次冰堵后只能采取熱水淋、放空泄壓、清管通球等措施解堵，每3～5d必須清管通球1次，每次清管發(fā)現(xiàn)管內(nèi)有大量固體水合物。為保證該生產(chǎn)管線(xiàn)正常生產(chǎn)，從2005年12月21日開(kāi)始，冬季生產(chǎn)過(guò)程中采取加注乙二醇防凍劑，每天間歇式加注45～60kg。
表1 管輸天然氣氣質(zhì)組成分析結(jié)果表
甲烷
乙烷
丙烷
氮?dú)?/div>
氦氣
硫化氫
二氧化碳
90.38
0.07
0.001
0.54
0.014
7.34
1.65
注：表中數(shù)據(jù)為各氣體組分的摩爾分?jǐn)?shù)，%。
2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況及結(jié)果
2.1 藥劑加注裝置及工藝
該集輸管線(xiàn)冬季生產(chǎn)采用緩蝕劑高壓計(jì)量泵間歇加注防凍劑，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)利用自主設(shè)計(jì)制造的橇裝式裝置進(jìn)行連續(xù)式加注。加注裝置由藥劑罐、過(guò)濾器、高壓注射計(jì)量泵(額定工作壓力為10.3MPa，最大排量為4.1L/h)、緩沖罐等部分組成，如圖2所示。

2.2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用條件及結(jié)果
為保證該管線(xiàn)冬季不發(fā)生水合物堵塞，從2007年11月27日開(kāi)始，作業(yè)區(qū)采用緩蝕劑加注泵間歇式加注乙二醇，每間隔2h加注1次，每次加注30min，每天加注50kg左右；該生產(chǎn)期間，平均氣溫為9.37℃，管線(xiàn)末端輸氣溫度在10～12℃。從2008年1月4日開(kāi)始進(jìn)行動(dòng)力學(xué)抑制劑GHI-1現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，采用連續(xù)式加注，白天(8:00～20:00)泵排量為21%，晚上(20:00～8:00)泵排量為25%，每天藥劑加量控制在13～16kg。此期間平均氣溫降至0～5℃，最低氣溫達(dá)-3℃，管線(xiàn)末端輸氣溫度在8～10℃。生產(chǎn)和試驗(yàn)期間，藥劑加注量如圖3所示，管線(xiàn)輸氣量、首末兩端壓差、輸氣溫度等生產(chǎn)運(yùn)行情況見(jiàn)表2和圖4、5所示。

表2 生產(chǎn)集輸管線(xiàn)首末端生產(chǎn)運(yùn)行參數(shù)表
試驗(yàn)時(shí)間
首端
末端
輸氣量(104m3/d)
出站壓力(MPa)
計(jì)量溫度(℃)
平均氣溫(℃)
最低氣溫(℃)
地溫(℃)
進(jìn)站壓力(MPa)
進(jìn)站溫度(℃)
平均氣溫(℃)
最低氣溫(℃)
地溫(℃)
20071127～20080103
20.65
7.13
20.81
9.48
6.0
14.5
6.98
12.0
9.37
5.0
11.0
20080104～20080111
21.12
7.12
22.39
8.69
3.0
14
6.98
11.8
8.78
2.0
10.0
20080112～20080203
21.35
7.10
22.44
3.02
-2.0
11.0
6.95
9.0
2.63
-3.0
8.0
20080204～20080215
21.53
7.17
22.53
5.71
3.0
11.5
6.99
11.5
5.10
2.0
8.5
20080216～20080304
22.13
7.13
22.76
9.80
3.0
12.9
6.96
10.6
9.24
4.0
9.2
    從現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果來(lái)看，除2007年12月2日由于乙二醇加量不足，導(dǎo)致管線(xiàn)發(fā)生冰堵之外，試驗(yàn)期間生產(chǎn)管線(xiàn)運(yùn)行平穩(wěn)，未發(fā)生冰堵現(xiàn)象，管線(xiàn)首末兩端壓差較低，清管通球順利，未出現(xiàn)卡球憋壓現(xiàn)象，清管時(shí)管內(nèi)排出的水合物冰渣細(xì)小、疏松，且總量較少，清管周期延長(zhǎng)，超過(guò)15d。清管通球情況見(jiàn)表3所示。
表3 生產(chǎn)及試驗(yàn)期間管線(xiàn)清管通球情況統(tǒng)計(jì)表
序號(hào)
清管日期
發(fā)球時(shí)間
收球時(shí)間
最大推球壓差(MPa)
球速(km/h)
清管球運(yùn)行時(shí)間(min)
清管間隔時(shí)間(d)
產(chǎn)污水量(m3)
產(chǎn)污物量(kg)
1
2007-12-02
12:55
13:35
0.21
5.49
40
15
2.0
5.0
2
2007-12-10
14:46
15:25
0.22
5.63
39
8
0.2
0
3
2007-12-26
10:40
11:24
0.20
4.99
44
16
1.5
0
4
2008-01-04
10:34
11:20
0.22
4.99
45
9
0.3
0
5
2008-01-11
10:30
11:15
0.18
4.99
45
7
0.1
0
6
2008-01-30
10:32
11:12
0.20
4.99
40
19
0.2
10
7
2008-02-15
10:37
11:23
0.20
4.95
53
16
1.5
0
8
2008-03-05
10:19
11:21
0.22
3.45
62
20
1.5
0
注：1.清管器為橡膠球，周長(zhǎng)為508mm，過(guò)盈量為10%；2.因緩蝕劑加注預(yù)膜試驗(yàn)需要，2007-12-10、2008-01-04和2008-01-11進(jìn)行了清管作業(yè)。
3 結(jié)論
    現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明：采用小排量連續(xù)加注工藝，新型動(dòng)力學(xué)水合物抑制劑GHI-1對(duì)于不含凝析油、高含硫化氫酸性氣體的甲烷水合物具有較好的抑制效果，能有效防治管線(xiàn)堵塞。對(duì)于H2S含量為7.34%、CO2含量為1.65%的高含硫甲烷天然氣，在管線(xiàn)輸氣量為23×104m3/d，集輸壓力為7.0MPa，大氣溫度為-3～2.0℃，輸氣溫度為8～10.0℃(過(guò)冷度為8.0～10.0℃)，GHI-1藥劑加量為15kg/d的條件下，清管周期可延長(zhǎng)超過(guò)15d。技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析表明，對(duì)于上述高含硫化氫酸性天然氣水合物的防治，使用動(dòng)力學(xué)抑制劑GHI-1可使藥劑加量較乙二醇降低三分之二，大大降低了污水處理量、貯存運(yùn)輸成本和操作人員工作量，但藥劑費(fèi)用略高于乙二醇，還有待進(jìn)一步降低。
參考文獻(xiàn)
[1] 稅碧垣.管道天然氣水合物的防治技術(shù)[J].油氣儲(chǔ)運(yùn)，2001，20(5)：12-13.
[2] 吳德娟，胡玉峰，楊繼濤.天然氣水合物新型抑制劑的研究進(jìn)展[J].天然氣工業(yè)，2000，20(6)：95-97.
[3] DEAN L，MAREK P. Hydrate inhibition in gas wells treated with two low dosage hydrate inhibitors[C]∥SPE 75668-MS.Calgary：SPE，2002.
[4] LEPORCHER EM，FOUREST J M，LABES-CARRIER C，et al. Multiphase transportation：A kinetic inhibitor replaces methanol to prevent hydrates in a 12-inc.pipeline[C]∥SPE 50683-MS.HaguetSPE，1998.
[5] THIEU V，FROSTMAN LM. Use of low-dosage hydrate inhibitors in sour systems [C]∥SPE 93450-MS.Houston：SPE，2005.
 
(本文作者：周厚安1 唐永帆1 康志勤1 胡德芬2 梁兵2 1.中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院；2.中國(guó)石油西南油氣田公司重慶氣礦)