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摘 要：气田集输过程中如何防止水合物的形成是尤为重要的一个问题。介绍了目前水合物防治方法，以土库曼斯坦阿姆河右岸地区某气田为例，计算分析了整个气田的水合物防治工艺，比选了四种典型的水合物防治方案，并针对典型沙漠地区的气田特点，提出了水合物防治方案的一般原则，对类似气田的水合物防治工艺有一定的指导意义。
关键词：气田 水合物防治 优选
天然气水合物是水与烃类气体的结晶体，外表类似冰和致密的雪，是一种笼形晶状包络物。一般C1～ C4 的烃类可形成水合物，C5 以上的烃类不形成水合物，水合物是一种不稳定的化合物，一旦存在的条件遭到破坏， 就很快分解为烃和水， 天然气水合物是采输气中经常遇到的一个难题之一[1]。水合物在油管中生成时，会降低井口压力而影响产量，阻碍井下压力计下井测压，水合物在井口或地面管线中产生时，则会使下游压力降低，妨碍正常输气，甚至完全堵塞管道，造成停气。因此，在气田集输过程中防治水合物的形成是尤为重要的一个问题。
一、水合物防治工艺介绍
天然气中游离水及高压低温是形成水合物的必要条件。当湿天然气中存在液态水份时，在管道中所形成的液滴，由于在阀门、弯头、三通等地方同管壁相碰撞成为粉末，而这些液末同气体混在一起并一道流动，粘附在管道的内表面上成为液膜，在高压低温条件下，就在管壁形成一层水合物，水合物便一层层地加厚，使管道内径变小，甚至将管道堵死[2]。
根据水合物的形成条件，天然气中游离水是形成水合物的内因，温度和压力的变化是形成水合物的外因，防治水合物形成主要从两方面考虑。目前常用的水合物防治工艺有加热法、水合物抑制剂法、井下节流工艺等。
1.脱水法
当天然气从地层流入井底后，随压力和温度的逐渐降低，天然气中的饱和水量会凝析出来，产生游离水。生产时，游离水会被天然气从油管带到井筒或者地面。如能有效减少含水量，将大大减少水合物的形成几率。脱水工艺一般有吸湿溶剂法、固体吸附剂脱水法、冷冻脱水法等[3]。
2.加热法
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，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，使其体系温度高于系统压力下的水——水合物——气三相平衡温度，阻止水合物的形成或使形成的水合物分解。实验证明，水合物与金属接触的温度升至30～40℃就足以使水合物迅速分解[4]。
3.水合物抑制剂
添加水合物抑制剂能够有效的防止管道中水合物的形成，天然气水合物抑制剂一般有热力学抑制剂、动力学抑制剂和阻聚剂。
二、水合物防治计算
土库曼斯坦阿姆河右岸某气田辖区9口单井，分布较为分散，单井产量30～110×104m3/d，新建1座集气站，集气规模515×104m3/d。井口压力20.13～49.91MPa，井口温度58.72～91.5℃。井口流体中天然气组分如表1所示。
气田开发初期单井的气田水产量约为2.75-10.08t/d，其中Cl-平均约46500×104mg/L，总矿化度平均约78000×104mg/L，水型为CaCl2。
1.气田总体流程
气田原料天然气从气井中采出后在井口节流降压，由采气管道气液混输至气田集气站，集气站内各单井来气混合、气液分离、计量后进入集气干线气液混输至第二天然气处理厂，在气田开发后期气田集气站内将设置压缩机组增压输送。气田集输管网布局见图1。
2.单井站及采气管道水合物防治计算
根据井口流体组分，利用HYSYS软件模拟计算，原料气在不同压力下水合物形成温度见图2。
表1 天然气组分
图1 气田集输管网布局
图2 水合物形成压力-温度曲线
由于该气田地处沙漠地区，人烟稀少，基础设施薄弱，社会依托差，单井站应尽量减少设施设备，以达到无人值守的要求。因此在单井及采气管道部分，采取以不形成水合物为原则，根据HYSYS模拟计算控制井口节流后的压力温度，一般要求运行温度在水合物形成温度3℃以上为宜，以保证在输送至集气站之前不形成水合物。单井及采气管道运行压力温度见表2。
表2 单井及采气管道运行压力温度
3.集气站及集气干线水合物防治计算
单井来气进集气站之后，部分进站压力较高的单井来气需要进行节流以与压力较低的单井来气混合，通过集气干线统一输送至天然气处理厂。气田单井来气进集气站节流后压力温度见表3。
表3 集气站节流后压力温度
通过表3可以看出，部分单井节流后的温度已经低至7.5℃，而在7.66MPa的运行压力下水合物形成温度约为15.2℃，因此必须在集气站采取水合物防治措施。
三、水合物防治工艺优选
综合气田整体情况和目前水合物防治工艺的现状，提出如下4种水合物防治方案。
方案一：高压计量方案
气田集气站所辖单井来气不节流直接进入高压计量。由于进入集气站各单井来气温度相差较大，只有部分单井进站温度在20℃左右，大部分单井进站温度维持在40℃以上，因此采取不节流高压计量后再混合，使得天然气混合后温度达到35℃后，再节流至所需压力后，保证节流后温度在20℃，从而防止水合物生成。
方案二：加热方案
气田集气站所辖部分单井来气先加热节流再进行轮井计量和生产计量，防止水合物生成。加热法通常采用加热炉来加热天然气。根据系统工艺模拟计算，先将部分单井来气加热到35℃后再节流。
方案三：注乙二醇方案
气田集气站所辖单井来气在节流前可考虑注入乙二醇来防止水合物。乙二醇为甘醇，无毒，不存在危害人身安全和污染环境的问题，但需要在集气干线末端处理厂内将天然气和乙二醇、凝析油的混合液进行分离，并对乙二醇进行回收。回收后的乙二醇通过水合物抑制剂管线或者罐车送至气田集气站。
以上三种方案的优缺点如表4所示。
三种方案的可比工程量和可比投资见表5。
从表4和表5的对比中可以看出，方案二采用真空加热炉的方式技术成熟，在气田水含盐量和矿化度较高的情况下，该方案最安全可靠，且可简化处理厂内的凝液处理装置，不需要配置乙二醇或甲醇的回收利用系统。同时从经济上来说加热方案的投资比高压计量和注醇方案低，运行成本比注醇方案低，具有明显优势。因此从操作成本、安全性和环保方面考虑，推荐采用在气田集气站对天然气进行加热的方式来防止水合物生成。
四、结论
通过对目前水合物防治方案的介绍，选取土库曼斯坦阿姆河右岸某气田进行了水合物防治方案的计算和比选，针对典型沙漠地区的气田特点，水合物防治工艺应遵循以下原则：（1）尽量避免在单井站设置水合物防治设备，满足无人值守同时减少后期运行维护工作量；（2）水合物防治方案比选时应同时考虑一次性投资和后期运行维护费用；（3）当选用水合物抑制剂防治水合物时，应充分考虑对处理厂处理工艺的影响；（4）充分考慮人员的身体健康和安全操作，尽量使用无毒无害设施设备。
表4 方案优缺点比较
表5 方案可比工程量及可比投资
参考文献
[1] 王樊科，张积峰.采输气工程中水化物的形成、预测及防止分析[J].天然气与石油，2000，18（4）：16 - 19.
[2] 芦金柱，王斌，周冬梅等.油气田水合物的形成与防治[J].石油化工腐蚀与防护，2010，27（5）：38 - 41.
[3] 程浩，赵玉.涩北气田防治水合物堵塞浅议[J].青海石油，2010，28（4）：56 - 67.
[4] 刘士鑫，郭平，杜建芬.天然气水合物气田开发技术进展[J].石油规划设计，2006，17（1）：121 - 123.
作者简介：白云（1986-），女，四川遂宁人，助工，本科，主要从事油气储运领域设计工作。
关键词：气田 水合物防治 优选
天然气水合物是水与烃类气体的结晶体，外表类似冰和致密的雪，是一种笼形晶状包络物。一般C1～ C4 的烃类可形成水合物，C5 以上的烃类不形成水合物，水合物是一种不稳定的化合物，一旦存在的条件遭到破坏， 就很快分解为烃和水， 天然气水合物是采输气中经常遇到的一个难题之一[1]。水合物在油管中生成时，会降低井口压力而影响产量，阻碍井下压力计下井测压，水合物在井口或地面管线中产生时，则会使下游压力降低，妨碍正常输气，甚至完全堵塞管道，造成停气。因此，在气田集输过程中防治水合物的形成是尤为重要的一个问题。
一、水合物防治工艺介绍
天然气中游离水及高压低温是形成水合物的必要条件。当湿天然气中存在液态水份时，在管道中所形成的液滴，由于在阀门、弯头、三通等地方同管壁相碰撞成为粉末，而这些液末同气体混在一起并一道流动，粘附在管道的内表面上成为液膜，在高压低温条件下，就在管壁形成一层水合物，水合物便一层层地加厚，使管道内径变小，甚至将管道堵死[2]。
根据水合物的形成条件，天然气中游离水是形成水合物的内因，温度和压力的变化是形成水合物的外因，防治水合物形成主要从两方面考虑。目前常用的水合物防治工艺有加热法、水合物抑制剂法、井下节流工艺等。
1.脱水法
当天然气从地层流入井底后，随压力和温度的逐渐降低，天然气中的饱和水量会凝析出来，产生游离水。生产时，游离水会被天然气从油管带到井筒或者地面。如能有效减少含水量，将大大减少水合物的形成几率。脱水工艺一般有吸湿溶剂法、固体吸附剂脱水法、冷冻脱水法等[3]。
2.加热法
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，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，使其体系温度高于系统压力下的水——水合物——气三相平衡温度，阻止水合物的形成或使形成的水合物分解。实验证明，水合物与金属接触的温度升至30～40℃就足以使水合物迅速分解[4]。
3.水合物抑制剂
添加水合物抑制剂能够有效的防止管道中水合物的形成，天然气水合物抑制剂一般有热力学抑制剂、动力学抑制剂和阻聚剂。
二、水合物防治计算
土库曼斯坦阿姆河右岸某气田辖区9口单井，分布较为分散，单井产量30～110×104m3/d，新建1座集气站，集气规模515×104m3/d。井口压力20.13～49.91MPa，井口温度58.72～91.5℃。井口流体中天然气组分如表1所示。
气田开发初期单井的气田水产量约为2.75-10.08t/d，其中Cl-平均约46500×104mg/L，总矿化度平均约78000×104mg/L，水型为CaCl2。
1.气田总体流程
气田原料天然气从气井中采出后在井口节流降压，由采气管道气液混输至气田集气站，集气站内各单井来气混合、气液分离、计量后进入集气干线气液混输至第二天然气处理厂，在气田开发后期气田集气站内将设置压缩机组增压输送。气田集输管网布局见图1。
2.单井站及采气管道水合物防治计算
根据井口流体组分，利用HYSYS软件模拟计算，原料气在不同压力下水合物形成温度见图2。
表1 天然气组分
图1 气田集输管网布局
图2 水合物形成压力-温度曲线
由于该气田地处沙漠地区，人烟稀少，基础设施薄弱，社会依托差，单井站应尽量减少设施设备，以达到无人值守的要求。因此在单井及采气管道部分，采取以不形成水合物为原则，根据HYSYS模拟计算控制井口节流后的压力温度，一般要求运行温度在水合物形成温度3℃以上为宜，以保证在输送至集气站之前不形成水合物。单井及采气管道运行压力温度见表2。
表2 单井及采气管道运行压力温度
3.集气站及集气干线水合物防治计算
单井来气进集气站之后，部分进站压力较高的单井来气需要进行节流以与压力较低的单井来气混合，通过集气干线统一输送至天然气处理厂。气田单井来气进集气站节流后压力温度见表3。
表3 集气站节流后压力温度
通过表3可以看出，部分单井节流后的温度已经低至7.5℃，而在7.66MPa的运行压力下水合物形成温度约为15.2℃，因此必须在集气站采取水合物防治措施。
三、水合物防治工艺优选
综合气田整体情况和目前水合物防治工艺的现状，提出如下4种水合物防治方案。
方案一：高压计量方案
气田集气站所辖单井来气不节流直接进入高压计量。由于进入集气站各单井来气温度相差较大，只有部分单井进站温度在20℃左右，大部分单井进站温度维持在40℃以上，因此采取不节流高压计量后再混合，使得天然气混合后温度达到35℃后，再节流至所需压力后，保证节流后温度在20℃，从而防止水合物生成。
方案二：加热方案
气田集气站所辖部分单井来气先加热节流再进行轮井计量和生产计量，防止水合物生成。加热法通常采用加热炉来加热天然气。根据系统工艺模拟计算，先将部分单井来气加热到35℃后再节流。
方案三：注乙二醇方案
气田集气站所辖单井来气在节流前可考虑注入乙二醇来防止水合物。乙二醇为甘醇，无毒，不存在危害人身安全和污染环境的问题，但需要在集气干线末端处理厂内将天然气和乙二醇、凝析油的混合液进行分离，并对乙二醇进行回收。回收后的乙二醇通过水合物抑制剂管线或者罐车送至气田集气站。
以上三种方案的优缺点如表4所示。
三种方案的可比工程量和可比投资见表5。
从表4和表5的对比中可以看出，方案二采用真空加热炉的方式技术成熟，在气田水含盐量和矿化度较高的情况下，该方案最安全可靠，且可简化处理厂内的凝液处理装置，不需要配置乙二醇或甲醇的回收利用系统。同时从经济上来说加热方案的投资比高压计量和注醇方案低，运行成本比注醇方案低，具有明显优势。因此从操作成本、安全性和环保方面考虑，推荐采用在气田集气站对天然气进行加热的方式来防止水合物生成。
四、结论
通过对目前水合物防治方案的介绍，选取土库曼斯坦阿姆河右岸某气田进行了水合物防治方案的计算和比选，针对典型沙漠地区的气田特点，水合物防治工艺应遵循以下原则：（1）尽量避免在单井站设置水合物防治设备，满足无人值守同时减少后期运行维护工作量；（2）水合物防治方案比选时应同时考虑一次性投资和后期运行维护费用；（3）当选用水合物抑制剂防治水合物时，应充分考虑对处理厂处理工艺的影响；（4）充分考慮人员的身体健康和安全操作，尽量使用无毒无害设施设备。
表4 方案优缺点比较
表5 方案可比工程量及可比投资
参考文献
[1] 王樊科，张积峰.采输气工程中水化物的形成、预测及防止分析[J].天然气与石油，2000，18（4）：16 - 19.
[2] 芦金柱，王斌，周冬梅等.油气田水合物的形成与防治[J].石油化工腐蚀与防护，2010，27（5）：38 - 41.
[3] 程浩，赵玉.涩北气田防治水合物堵塞浅议[J].青海石油，2010，28（4）：56 - 67.
[4] 刘士鑫，郭平，杜建芬.天然气水合物气田开发技术进展[J].石油规划设计，2006，17（1）：121 - 123.
作者简介：白云（1986-），女，四川遂宁人，助工，本科，主要从事油气储运领域设计工作。