動力學水合物抑制劑GHI-1在高含硫氣田的應用

摘 要

摘要：隨著近年來國內(nèi)外大量高含硫氣田的不斷開發(fā)，如何解決高含硫天然氣水合物的形成與堵塞問題引起了科研工作者的極大關(guān)注。甲醇、乙二醇等傳統(tǒng)熱力學抑制劑有毒、藥劑用量大
摘要：隨著近年來國內(nèi)外大量高含硫氣田的不斷開發(fā)，如何解決高含硫天然氣水合物的形成與堵塞問題引起了科研工作者的極大關(guān)注。甲醇、乙二醇等傳統(tǒng)熱力學抑制劑有毒、藥劑用量大，會產(chǎn)生大量酸性污水難于處理，而國內(nèi)外現(xiàn)有大多數(shù)動力學抑制劑對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)的新型動力學水合物抑制劑GHI-1及其在某高含硫酸性天然氣濕氣輸送管線中的現(xiàn)場應用情況?，F(xiàn)場試驗結(jié)果表明：動力學抑制劑GHI-1對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)場應用條件下(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；堵塞；動力學抑制劑；現(xiàn)場應用
    天然氣水合物堵塞問題是制約高含硫氣田高效、安全開發(fā)的難題之一。對于天然氣水合物堵塞的防治，目前國內(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足高含硫氣田開發(fā)水合物堵塞防治需要，另一方面，由于傳統(tǒng)熱力學抑制劑具有用量大、需要回收，會產(chǎn)生大量污水難于處理等缺點，不能滿足高含硫酸性氣田經(jīng)濟、安全及環(huán)保開發(fā)的要求[2]。盡管國外已開發(fā)了動力學抑制劑(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。為滿足高含硫氣田開發(fā)水合物堵塞防治需要，自主研發(fā)了1種新型動力學水合物抑制劑GHI-1，室內(nèi)評價結(jié)果表明，該藥劑具有良好的抑制效果。為驗證室內(nèi)評價結(jié)果，完善現(xiàn)場加注工藝、效果監(jiān)測及解堵措施等應用技術(shù)，選擇在川東某高含硫天然氣生產(chǎn)管線上進行了為期2個多月的現(xiàn)場應用。
1 生產(chǎn)現(xiàn)場管線基本情況
    該現(xiàn)場試驗管線于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)流降壓后進入水套爐加熱，進一步節(jié)流降壓后進入分離器，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)管線長度為4.2km，規(guī)格為Ф168.3mm×11mm，未采取保溫措施。集輸管道沿線地形起伏較大，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)管線及下游井站閥門、分離器、匯管和埋地管線經(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)管線正常生產(chǎn)，從2005年12月21日開始，冬季生產(chǎn)過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
氮氣
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數(shù)，%。
2 現(xiàn)場應用情況及結(jié)果
2.1 藥劑加注裝置及工藝
該集輸管線冬季生產(chǎn)采用緩蝕劑高壓計量泵間歇加注防凍劑，現(xiàn)場試驗利用自主設(shè)計制造的橇裝式裝置進行連續(xù)式加注。加注裝置由藥劑罐、過濾器、高壓注射計量泵(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)場應用條件及結(jié)果
為保證該管線冬季不發(fā)生水合物堵塞，從2007年11月27日開始，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℃，管線末端輸氣溫度在10～12℃。從2008年1月4日開始進行動力學抑制劑GHI-1現(xiàn)場試驗，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-3℃，管線末端輸氣溫度在8～10℃。生產(chǎn)和試驗期間，藥劑加注量如圖3所示，管線輸氣量、首末兩端壓差、輸氣溫度等生產(chǎn)運行情況見表2和圖4、5所示。

表2 生產(chǎn)集輸管線首末端生產(chǎn)運行參數(shù)表
試驗時間
首端
末端
輸氣量(104m3/d)
出站壓力(MPa)
計量溫度(℃)
平均氣溫(℃)
最低氣溫(℃)
地溫(℃)
進站壓力(MPa)
進站溫度(℃)
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)場試驗結(jié)果來看，除2007年12月2日由于乙二醇加量不足，導致管線發(fā)生冰堵之外，試驗期間生產(chǎn)管線運行平穩(wěn)，未發(fā)生冰堵現(xiàn)象，管線首末兩端壓差較低，清管通球順利，未出現(xiàn)卡球憋壓現(xiàn)象，清管時管內(nèi)排出的水合物冰渣細小、疏松，且總量較少，清管周期延長，超過15d。清管通球情況見表3所示。
表3 生產(chǎn)及試驗期間管線清管通球情況統(tǒng)計表
序號
清管日期
發(fā)球時間
收球時間
最大推球壓差(MPa)
球速(km/h)
清管球運行時間(min)
清管間隔時間(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，周長為508mm，過盈量為10%；2.因緩蝕劑加注預膜試驗需要，2007-12-10、2008-01-04和2008-01-11進行了清管作業(yè)。
3 結(jié)論
    現(xiàn)場試驗結(jié)果表明：采用小排量連續(xù)加注工藝，新型動力學水合物抑制劑GHI-1對于不含凝析油、高含硫化氫酸性氣體的甲烷水合物具有較好的抑制效果，能有效防治管線堵塞。對于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，清管周期可延長超過15d。技術(shù)經(jīng)濟分析表明，對于上述高含硫化氫酸性天然氣水合物的防治，使用動力學抑制劑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、貯存運輸成本和操作人員工作量，但藥劑費用略高于乙二醇，還有待進一步降低。
參考文獻
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(本文作者：周厚安1 唐永帆1 康志勤1 胡德芬2 梁兵2 1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院；2.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦)