天然气试气过程中水合物预防问题研究

天然气试气过程中水合物预防问题研究

陈光辉

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司监督中心天津市滨海新区300450

摘要：在天然气试气作业中，低压流程因发生冰堵需瞬间承受高压，导致系统安全阀或设备发生爆裂产生的安全问题，是最让试气者担心的问题。如何有效预防上述问题，确保试气人员人身安全，已成为气井试气作业中需重点研究的一项内容。

关键词：天然气；试气；水合物；预防问题；分析

引言：试气过程中天然气冰堵最让人担忧的是低压流程因堵塞而瞬间承受高压，产生安全阀蹩开或设备爆裂。如何预防因冰堵造成设备损坏，确保人员安全成为放喷过程的一项重要工作。因此在本文之中，主要是对天然气试气过程中水合物预防问题进行了全面的分析研究，并且也是在这个基础上提出了下文中的一些内容，希望能够给予相同行业进行工作的人员提供出相应的参考。

1.天然气冰堵成因

天然气冰堵就是管道中形成了水合物。水合物又称水化物，是天然气某些气体组分与液态水在一定温度和压力条件下形成的白色结晶固体，外观类似松散的冰或密致的雪，密度为0.88-0.90g/cm3，戊烷和己烷以上烃类一般不形成水合物。冰堵不冰堵与节流的级数没关系，但与节流的幅度有关。其中形成水合物的主要条件是高压、低温、存在一个水合物形成体以及要有适当的水量，单并不一定是游离水。而像节流阀门等高流速区会加速水合物的形成。在实际生产中，人们发现管道中产生的水合物是造成天然气冰堵的主要原因。我们把这些水合物也叫做水化物，它们是一种白色晶固体，像松散的冰。在一定的温度条件与压力条件下天然气的某些气体组分与液态水易形成水合物。人们发现戊烷及己烷以上烃类不易形成水合物。高温、低压以及有水合物形成体是水合物形成的主要条件，一些高流速区如节流阀门会使水合物形成加速，另外，冰堵与否跟节流级数无关，但跟节流幅度大小有关。

2.水合物形成条件的影响因素

根据水合物的形成机理可知，影响水合物形成的主要因素为温度、压力、气体组分和盐度等。采用软件建模的方法对不同工况条件下水合物的生成进行仿真模拟，得到各因素对水合物生成的影响规律。

2.1温度、压力对水合物形成条件的影响

采用纯甲烷和纯水为基础组分，可得形成天然气水合物的边界条件。当环境的温度、压力点在临界温度、临界压力曲线上方时，管道内即形成天然气水合物。随着温度的升高，形成水合物的临界压力呈指数升高。在0-15℃时，温度每升高5℃，临界压力分别升高1.687、2.937、5.522MPa。因此，相比压力，水合物的形成受温度的影响更大。在温度为6.56℃时，临界压力为5MPa，即相当于500m水深的水头压力；在温度为12.95℃时，临界压力为10MPa，即相当于1000m水深的水头压力；在温度为16.35℃时，临界压力为15MPa，即1500m水深的水头压力。将水深条件与水合物形成条件相关联，可为海洋输气管道安全运行提供依据。例如，2016年开发的荔湾气田水深至1500m时，即对于荔湾气田，输气管道保证不形成水合物的临界温度为16.35℃。因此，在深海管道中，天然气输送应保持更高的温度，以防止水合物的生成。

2.2气体组分对水合物形成条件的影响

2.2.1乙烷对水合物形成条件的影响改变乙

烷在天然气中的摩尔分数，可得不同乙烷摩尔分数下天然气形成水合物的边界条件。随着乙烷摩尔分数的上升，边界条件曲线向右下方推移，各曲线变化规律相似。在压力为10MPa时，与组分为纯甲烷的天然气相比，乙烷摩尔分数为5%、10%、15%的天然气下形成水合物的临界温度分别增大了2.97、4.64、5.54℃。即相比乙烷而言，甲烷更易与水作用形成水合物。在温度一定的情况下，随着天然气中乙烷摩尔分数的增加，在0-5%形成水合物的临界压力下降较快，摩尔分数高于5%时变化趋于平缓，说明乙烷摩尔分数高于5%时，其对水合物的生成影响较小。对比不同温度下的临界压力曲线可知，在低温度下，临界压力随乙烷摩尔分数的增加变化较小，随着温度的升高，临界压力随乙烷摩尔分数的增加变化相对变大。

2.2.2丙烷对水合物形成条件的影响改变丙烷

在天然气中的摩尔分数，可得不同丙烷摩尔分数下天然气形成水合物的边界条件。随着丙烷摩尔分数的上升，边界条件曲线向右下方推移，且在低温下曲线变化更加平缓，在高温下曲线变化更加陡峭。在压力为10MPa时，与组分为纯甲烷的天然气相比，丙烷摩尔分数为5%、10%、15%的天然气形成水合物的临界温度分别增大了8.02、9.95、10.83℃。与乙烷摩尔分数对水合物形成的影响相似，在温度一定的情况下，形成水合物的临界压力随着天然气中丙烷摩尔分数的增加而降低，且不同温度下临界压力变化曲线变化规律相似。

2.2.3二氧化碳对水合物形成条件的影响改变

二氧化碳在天然气中的摩尔分数，可得不同二氧化碳摩尔分数下天然气形成水合物的边界条件。随着二氧化碳摩尔分数的上升，边界条件曲线变化较小，且不同二氧化碳摩尔分数的水合物形成曲线变化相似。在压力为10MPa时，与组分为纯甲烷的天然气相比，二氧化碳摩尔分数为5%、10%、15%的天然气下形成水合物的临界温度分别增大了0.20、0.37、0.53℃。与乙烷、丙烷摩尔分数对水合物形成的影响不同，在温度一定的情况下，形成水合物的临界压力随着天然气中二氧化碳摩尔分数的增加呈线性降低，且曲线变化平缓，不存在临界摩尔分数。

3.预防及处理水合物冰堵的对策

对于水合物冰堵的预防，在实际生产中应想方设法的把水合物形成条件破坏掉，具体主要包括压力条件、温度条件以及湿度条件。在这几个条件当中压力条件与温度条件符合气态方程关系，在压力降低的情况下，会使气体吸热，对此压力的降幅大小应匹配于加热情况，当采用多级降压时应进行多级加热，应让温度一直比水合物形成的临界温度高。另外应采用可对蒸气流量进行单独分配的并联控制方式来科学、合理的布设加热管路，这样一方面可加大蒸气流量，另一方面在遇到加热功率不足的情况时，还可对各加热段的具体蒸气流量进行合理的调整分配，让整个系统达到最优化。另外，现场各级降压设备应能把降压前后的温度情况以及压力情况都显示清楚，这样在实际调整节流压力与各加热段的实际加热功率时便能更具有参照性，针对性。如遇到热交换速度过慢，在配合调整了各级节流压力的情况下，仍有水合物产生时，应依据实际情况及时伴注融冰剂或根据实际情况对降压加热级数进行适当增加。

总结：总之，天然气流程管路冰堵现象是试气作业中经常遇到的问题，一旦发生冰堵不仅会严重损坏试气设备，而且会对矿井安全生产造成严重威胁。而天然气流程管路之所以会发生冰堵，通常是由于管路中形成了水合物，通过本文对天然气试气过程中水合物形成原因的分析，及相关预防措施的研究，有助于人们更好的防治天然气试气作业中的冰堵现象，能更好的保障天然气试气作业的顺利进行。

参考文献：

[1]余洋，周欣，鲁超.长江三角洲晚第四纪浅层天然气的勘探方法[J].油气藏评价与开发，2016，6（06）：7-13.

[2]王新，桑明杰，陈龚，邓志刚，王新强.浅谈柴达木盆地马北地区试气冻堵问题[J].石化技术，2016，23（06）：258.

[3]叶鹏.高温高压超深天然气井试气标准探析[J].科技与企业，2014（16）：280.

[4]申忠玺.腰英台火山岩气藏地层试气与测试方法技术研究[D].中国石油大学（华东），2013.

[5]张学娟.松辽盆地北部徐家围子断陷营城组火山岩天然气成藏规律研究[D].东北石油大学，2013.