水合物防止工艺的成果

1.防止水合物的目的

集输系统输送过程中气体温度低于水合物形成温度即会形成水合物，堵塞管道和设备，影响气田安全生产运行，因此，应采取必要的措施以防止集输系统中水合物的形成。

2.防止水合物形成的措施

页岩气水合物的防止，可采用页岩气脱水、加热、保温或向页岩气中注入抑制剂等措施。

1）加热法

加热法是对气井产出的页岩气进行加热，保证节流和输送过程中页岩气最低温度高于水合物形成温度3℃以上。集输站场加热页岩气常用的设备有饱和蒸汽逆流式套管换热器、水套加热炉和真空加热炉，或与集气管线同沟敷设的热水伴热管线。

在集输气田井口采用加热炉方案时，凝析油和气田水不需分离，可简化工艺流程。井口加热可使单井集气管线设计压力较低，操作方便、灵活可靠。由于加热集气流程可采用较高的自动化控制手段，如加热温度与燃气量的联锁控制；自动熄火保护装置及参数远传等。通过定期巡查，可实现无人值守。

2）注醇法

一般采用计量泵向页岩气中注入抑制剂，常用的抑制剂主要有甲醇、乙二醇、二甘醇等。

（1）抑制剂的选择

甲醇由于沸点较低，宜用于较低温度的场合，温度高时损失大。甲醇富液经蒸馏提浓后可循环使用。甲醇具有中等程度的毒性，使用时应采取安全措施。集输系统分离出的含甲醇污水需适当处理后达标排放。(www.xing528.com)

甘醇类的防冻剂（常用的主要是乙二醇和二甘醇）无毒，沸点较甲醇高，蒸发损失小，均能回收、再生后重复使用。但是甘醇类防冻剂黏度较大，在有凝析油存在时，操作温度过低会给甘醇溶液与凝析油的分离带来困难，增加了凝析油中的溶液损失和携带损失。

当气田水中含有较多的盐时，如果选用乙二醇作为水合物抑制剂，用常规再生法回收可以解决这一问题，但真空再生法为国外专利技术。甲醇再生装置可采用常规再生法，虽然也存在设备腐蚀问题，但甲醇在生产污水中累积而不会在塔底和贫液中累积。

（2）抑制剂的注入方式

抑制剂可采用自流或泵加注两种方式，自流方式采用的设备比较简单，较早曾在四川气田采用，但不能使抑制剂连续注入，且难以控制和调节注入量；采用计量泵加注，可克服以上缺点，而且抑制剂通过喷嘴喷入雾化、增大了接触面积，可获得更好的效果。

对于四川龙岗气田、新疆塔里木英买力等气田，通过计量泵在井口位置注醇，防止井口节流或者输送过程中水合物的形成。另外，投入工况也可以通过注醇解除地面设施的水合物。

3）井下节流防止水合物

井下节流工艺技术是依靠井下节流嘴实现井筒节流降压，充分利用地温地热，使节流后的气流温度基本恢复到节流前的温度，从而防止气流在井筒内形成水合物，在降低压力的同时，达到减少甲醇注入量，稳定气井生产能力的目的。采用井下节流工艺后，由于节流嘴以后油管到集气站的压力大幅度降低，天然气水合物形成初始温度随之降低，从而减少了水合物形成的机会。

井下节流工艺可使地面集输系统流程大为简化，近年来在长庆苏里格气田、四川广安须家河气田等开发中得到了应用。但井下节流器不易更换，因此提高投放、打捞节流器的成功率是该技术应用的关键。

3.水合物防止方法选择

加热法、注醇法是集输系统常用的防止水合物的工艺。对井口节流防冻，均可用注醇和加热方式，如何选择，需结合上、下游条件及有关天然气处理工艺。根据气体中CO2的含量和计算加热后天然气的温度，若气体中CO2的含量较高，采用加热方法时应避免加热稳定在CO2腐蚀最严重的温度范围内，必要时采用加注防冻剂的方法。防止井筒内形成水合物，可行的方法是向井筒内注入防冻剂。如果既要防止上游井筒内水合物的形成，又要防止下游天然气输送过程中水合物的形成，其适宜采用注醇措施，此时井口节流防水合物采用注醇方式较合理；单纯考虑井口节流防冻，注醇和加热均可。井口节流防冻采用加热方式，若井口压力高而温度较低时，对井口天然气进行一次或较少次节流而要求加热后天然气温度过高，需采用多次加热、节流的方式，防止加热后天然气温度过高。对于凝析气田，其凝析油凝固点大多较高，注醇只能解决水合物形成问题，而不能解决凝析油凝固的问题，因此宜采用加热方式来防冻。加热与注醇两种防冻措施均可适用的情况下，结合上、下游生产工艺并进行技术经济对比来选择防冻措施。集气站和集输管网运行中都需要防止水合物生成，必要时采用管道保温，以减少管线热损失，达到减少加热负荷或者注醇量的目的。