天然氣水合物抑制劑的選擇

天然氣水合物抑制劑的選擇

在一定溫度和壓力下，氣田集氣系統(tǒng)不可避免地會在系統(tǒng)的不同連接或部位形成水合物。集氣系統(tǒng)形成水合物的環(huán)節(jié),一是在井場和集氣站對天然氣進行節(jié)流降壓,氣體膨脹產(chǎn)生急劇溫降時形成水合物;二是在采氣管線和集氣管線因氣體輸送產(chǎn)生壓降和溫降的過程中,管線內形成水合物。預防天然氣水合物形成的方法有很多,在井口設小型加熱爐,輸送前將天然氣加熱;注抑制劑,降低天然氣水合物形成溫度;管線保溫;脫水。其中,在氣井中注入適量水合物抑制劑的方法較為普遍。水合物抑制劑的作用原理是:利用其吸水性以降低天然氣中水蒸氣的濃度,從而降低水合物形成的冰點。天然氣水合物抑制劑包括:甲醇、乙二醇、二甘醇等。延長氣田大部分氣井采用高壓集氣工藝,即井口不加熱、不節(jié)流,氣井天然氣通過高壓采氣管線輸往集氣站集中加熱、節(jié)流、計量、處理,在集氣站內建注醇泵房,集中向單井注入水合物抑制劑。1富液濃度校核水合物形成溫度降計算:式中:(Δt)——水合物形成溫度降,℃;t1——膨脹后的溫度條件下,不形成水合物的膨脹前溫度,℃;t——天然氣井口溫度,℃。抑制劑最低富液濃度計算:式中:X——抑制劑最低富液濃度,質量百分數(shù);M——抑制劑的分子量,g/mol;Kc——抑制劑常數(shù),取值:甲醇1297,乙二醇和二甘醇2220。抑制劑最低富液濃度校核。在節(jié)流后的操作溫度條件下,富液濃度應處于非結晶區(qū),否則須提高富液濃度。富液濃度過高將增大抑制劑的注入量,故其操作溫度應處于非結晶區(qū),但不宜提得過高。抑制劑注入量計算:采用甘醇時注入量按下式計算:式中:Ge——新鮮或再生甘醇注入量,kg/d;qv——天然氣流量,m3/d;G——新鮮或再生甘醇注入率,kg/kg;W1、W2——天然氣在膨脹前后溫度和壓力條件下的飽和含水量,mg/m3;Wf——天然氣中的游離水,mg/m3。當采用甲醇時,注入量按下式計算:式中:Gm——甲醇注入量,kg/d;Gs——液相中甲醇量,mg/m3;Gg——甲醇氣相蒸發(fā)損失,mg/m3;α——甲醇在每立方天然氣中的克數(shù)與在水中質量濃度的比值;W——天然氣飽和含水量,mg/m3;W0——天然氣理想含水量,mg/m3;CRD——相對密度校正系數(shù);CS——含鹽量校正系數(shù)。2天然氣水合物抑制劑的選擇及用量篩選以延長某一氣井為例,氣井產(chǎn)量為10×104m3/d,井口壓力為22MPa,井口溫度為25℃,集氣站出口壓力為5MPa。抑制劑注入濃度:甲醇注入濃度為100%,甘醇(乙二醇、二甘醇)注入濃度為80%。天然氣相對密度為0.569,天然氣組成為:CH4(96.048%)、C2H6(0.833%)、C3H8(0.247%)、N2(2.743%)、空氣(0.228%)。通過計算可知井口壓力條件下的天然氣水合物形成溫度:20.20℃。為避免天然氣水合物的形成堵塞管道或設備,對天然氣水合物抑制劑注入量進行精確計算,同時對不同種類水合物抑制劑(甲醇和乙二醇)的經(jīng)濟性進行對比,從而確定最合適的水合物抑制劑。從表1可看出,天然氣水合物生成溫度降相同時,甲醇注入量明顯要高于乙二醇的注入量,甲醇投資是乙二醇的2.6倍,乙二醇投資明顯少一些。甲醇和乙二醇作為一種高效的熱動力抑制劑的應用較為普遍,但也存在諸多不足。1)甲醇工業(yè)成本較高,有毒、易燃,處理殘留的甲醇工藝非常復雜;乙二醇易燃性稍弱,用量也較少,但可利用的乙二醇資源量較少;2)當集氣站內脫水采用三甘醇脫水方式時,若上游采用甲醇作為水合物抑制劑,將會加重三甘醇再生的熱負荷,再生系統(tǒng)設備腐蝕也會加劇;3)乙二醇防治要求滿足固定的水醇比例,還對地層水礦化度有一定的要求,解堵時間較長,甲醇的解堵效果要優(yōu)于乙二醇;4)若采用乙二醇作為水合物抑制劑,用常規(guī)再生法回收乙二醇會帶來很多操作上的問題,使鹽在乙二醇再生塔底和貧液中累積的越來越多,真空再生法可解決,但投資較高;若采用甲醇作為水合物抑制劑,采用常規(guī)再生法雖然存在設備腐蝕問題,但鹽分僅存在于生產(chǎn)污水中,而不會在甲醇中累積,投資較乙二醇再生裝置小。從操作安全性、經(jīng)濟性和環(huán)保方面看,注乙二醇優(yōu)于注甲醇。但是,水合物抑制劑的注入、回收、再生都是在密閉系統(tǒng)中進行的,只要嚴格操作管理,使用甲醇的安全性是可以保障的。因此,延長氣田采用井口注甲醇來抑制天然氣水合物的形成。3天然氣節(jié)流劑氣井井口抑制劑注入量的大小與諸多因素有關,譬如天然氣節(jié)流前后的溫度和壓力、天然氣中游離水的含量等。針對各種因素對抑制劑注入量的影響進行分析,對延長氣田實際運行具有一定的指導意義。3.1不同巖性樣品注醇量單因素試驗在其他條件相同的情況下,井口溫度不同,天然氣水合物形成的初始位置就不同,井口注醇量也不同,見表2。從表2可看出,當井口天然氣溫度降低時,需要的水合物形成溫度降增加,相應的最低富液濃度增加,與之對應的最低水合物抑制劑注入量也有所增加;反之,對應的抑制劑注入量將有所減少。3.2不同巖性礦井注醇量在其他條件相同的情況下,隨著開采時間的增加,井口天然氣壓力將逐漸降低,對應的井口注醇量也發(fā)生了變化,見表3。從表3可看出,井口壓力降低,天然氣水合物形成溫度降減小,相應的水合物最低富液濃度減少,與之對應的最低水合物抑制劑注入量減少。當節(jié)流后氣體溫度仍在水合物生成溫度以上時,可不注入抑制劑。3.3抑制劑注入量的影響因素,主要有放線抑制劑注入量不天然氣中游離水的存在對水合物的形成起著至關重要的作用,也直接影響了抑制劑注入量的大小,見表4。從表4可看出,天然氣中游離水含量越高,水合物形成的可能性越大,對應的注醇量也會增加。4水合物抑制劑的篩選1)從理論上講,天然氣形成水合物不一定需要游離水,只要氣相或冷凝碳氫化合物中有形成水合物的組分存在時,一旦壓力和溫度條件滿足,就會形成水合物。天然氣中含有游離水更有利于水合物的形成。2)井口注入抑制劑的篩選應根據(jù)實際情況,從操作安全性、經(jīng)濟性、環(huán)保性等方面綜合考慮。若采用甲醇作