摘要：随着近年来国内外大量高含硫气田的不断开发，如何解决高含硫天然气水合物的形成与堵塞问题引起了科研工作者的极大关注。甲醇、乙二醇等传统热力学抑制剂有毒、药剂用量大，会产生大量酸性污水难于处理，而国内外现有大多数动力学抑制剂对于高含硫酸性天然气水合物形成的抑制效果较差，均不能完全满足防止高含硫天然气水合物形成的需要。为此，介绍了自主研发的新型动力学水合物抑制剂GHI-1及其在某高含硫酸性天然气湿气输送管线中的现场应用情况。现场试验结果表明：动力学抑制剂GHI-1对于高含硫化氢酸性气体的甲烷天然气水合物具有较好的抑制效果，在现场应用条件下(H₂S含量为7.34%、CO₂含量为1.65%的天然气气质条件，药剂加量为15kg/d，输气量为23×10⁴m³/d，集输压力为7.0MPa，输气温度为8～10.0℃)，可使清管周期由加注前的3～5d延长至15d以上，其药剂加量是同样效果乙二醇加量的1/3。

关键词：酸性天然气；硫化氢；天然气水合物；集输管线；堵塞；动力学抑制剂；现场应用

    天然气水合物堵塞问题是制约高含硫气田高效、安全开发的难题之一。对于天然气水合物堵塞的防治，目前国内外主要采用天然气脱水、加热保温和加注抑制剂3种措施^[1]。但由于受地理环境和施工条件等多种因素的制约，天然气脱水和加热保温不能满足高含硫气田开发水合物堵塞防治需要，另一方面，由于传统热力学抑制剂具有用量大、需要回收，会产生大量污水难于处理等缺点，不能满足高含硫酸性气田经济、安全及环保开发的要求^[2]。尽管国外已开发了动力学抑制剂(KHI)和防聚剂(AA)等多种低剂量水合物抑制剂(LDHI)^[3～5]，但其对于不含凝析油(干气)、高含硫化氢的酸性天然气水合物抑制作用较差。为满足高含硫气田开发水合物堵塞防治需要，自主研发了1种新型动力学水合物抑制剂GHI-1，室内评价结果表明，该药剂具有良好的抑制效果。为验证室内评价结果，完善现场加注工艺、效果监测及解堵措施等应用技术，选择在川东某高含硫天然气生产管线上进行了为期2个多月的现场应用。

    该现场试验管线于2005年11月4日建成投产，气井生产工艺为：天然气从井下采出经井口节流阀节流降压后进入水套炉加热，进一步节流降压后进入分离器，分离除去天然气中的游离水及固体杂质，然后经计量后输往下游集气站脱水。该气井日产水量为1.20m³，天然气产量为22×10⁴m³/d，出站计温控制在22℃左右，出站输压在7.10MPa左右。天然气气质组成分析结果如表1所示。该生产管线长度为4.2km，规格为Ф168.3mm×11mm，未采取保温措施。集输管道沿线地形起伏较大，最低海拔为322.3m，最高海拔468.2m，最大高程差为145.9m，集输管道沿途走向如图1所示。

 

    由于该天然气水合物形成温度较高(7.0MPa输压条件下的水合物形成温度为18.60℃)，投产初期井站节流阀、分离器等地面设备、生产管线及下游井站阀门、分离器、汇管和埋地管线经常发生水合物堵塞现象，特别是在气温较低的冬季。每次冰堵后只能采取热水淋、放空泄压、清管通球等措施解堵，每3～5d必须清管通球1次，每次清管发现管内有大量固体水合物。为保证该生产管线正常生产，从2005年12月21日开始，冬季生产过程中采取加注乙二醇防冻剂，每天间歇式加注45～60kg。

甲烷	乙烷	丙烷	氮气	氦气	硫化氢	二氧化碳
90.38	0.07	0.001	0.54	0.014	7.34	1.65

注：表中数据为各气体组分的摩尔分数，%。

该集输管线冬季生产采用缓蚀剂高压计量泵间歇加注防冻剂，现场试验利用自主设计制造的橇装式装置进行连续式加注。加注装置由药剂罐、过滤器、高压注射计量泵(额定工作压力为10.3MPa，最大排量为4.1L/h)、缓冲罐等部分组成，如图2所示。

为保证该管线冬季不发生水合物堵塞，从2007年11月27日开始，作业区采用缓蚀剂加注泵间歇式加注乙二醇，每间隔2h加注1次，每次加注30min，每天加注50kg左右；该生产期间，平均气温为9.37℃，管线末端输气温度在10～12℃。从2008年1月4日开始进行动力学抑制剂GHI-1现场试验，采用连续式加注，白天(8:00～20:00)泵排量为21%，晚上(20:00～8:00)泵排量为25%，每天药剂加量控制在13～16kg。此期间平均气温降至0～5℃，最低气温达-3℃，管线末端输气温度在8～10℃。生产和试验期间，药剂加注量如图3所示，管线输气量、首末两端压差、输气温度等生产运行情况见表2和图4、5所示。

试验时间	首端						末端
	输气量(104m3/d)	出站压力(MPa)	计量温度(℃)	平均气温(℃)	最低气温(℃)	地温(℃)	进站压力(MPa)	进站温度(℃)	平均气温(℃)	最低气温(℃)	地温(℃)
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

    从现场试验结果来看，除2007年12月2日由于乙二醇加量不足，导致管线发生冰堵之外，试验期间生产管线运行平稳，未发生冰堵现象，管线首末两端压差较低，清管通球顺利，未出现卡球憋压现象，清管时管内排出的水合物冰渣细小、疏松，且总量较少，清管周期延长，超过15d。清管通球情况见表3所示。

序号	清管日期	发球时间	收球时间	最大推球压差(MPa)	球速(km/h)	清管球运行时间(min)	清管间隔时间(d)	产污水量(m3)	产污物量(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.清管器为橡胶球，周长为508mm，过盈量为10%；2.因缓蚀剂加注预膜试验需要，2007-12-10、2008-01-04和2008-01-11进行了清管作业。

    现场试验结果表明：采用小排量连续加注工艺，新型动力学水合物抑制剂GHI-1对于不含凝析油、高含硫化氢酸性气体的甲烷水合物具有较好的抑制效果，能有效防治管线堵塞。对于H₂S含量为7.34%、CO₂含量为1.65%的高含硫甲烷天然气，在管线输气量为23×10⁴m³/d，集输压力为7.0MPa，大气温度为-3～2.0℃，输气温度为8～10.0℃(过冷度为8.0～10.0℃)，GHI-1药剂加量为15kg/d的条件下，清管周期可延长超过15d。技术经济分析表明，对于上述高含硫化氢酸性天然气水合物的防治，使用动力学抑制剂GHI-1可使药剂加量较乙二醇降低三分之二，大大降低了污水处理量、贮存运输成本和操作人员工作量，但药剂费用略高于乙二醇，还有待进一步降低。

[1] 税碧垣.管道天然气水合物的防治技术[J].油气储运，2001，20(5)：12-13.

[2] 吴德娟，胡玉峰，杨继涛.天然气水合物新型抑制剂的研究进展[J].天然气工业，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.中国石油西南油气田公司天然气研究院；2.中国石油西南油气田公司重庆气矿)