在天然气开采和地面集输过程中，天然气中的甲烷、乙烷等烃类物质及硫化氢、二氧化碳等酸性组分与水容易形成固体水合物，造成井下油套管、集输管线和地面设备发生堵塞，给气田安全生产带来影响和危害。大量天然气解堵放空不仅会造成经济损失，而且会带来环境污染问题[1]。2000年以来，中国石油西南油气田公司即着手川东北地区罗家寨、渡口河、铁山坡等高含硫气田的开发工作，由于高含硫天然气水合物形成温度较高，作为制约高含硫气田安全、高效、经济开发的关键问题之一，对天然气水合物堵塞问题给予了极大关注。特别是近年来随着公司增储上产及川渝地区龙岗、高峰场、云安场、五百梯、石宝寨等一大批高含硫气田的相继开发投产，解决天然气水合物堵塞问题日趋突出。为保证川渝气田冬季安全生产，西南油气田公司天然气研究院和各大生产气矿加大了科技攻关及管理力度，在天然气水合物防治技术和生产管理方面采取了多种有效措施，取得了重要研究及应用成果，冰堵情况从根本上得到遏制和好转。本文针对近年来川渝气田采集输气管线冬季生产的冰堵现状，结合水合物形成条件及现场集输工艺，分析总结了发生水合物堵塞的主要原因，介绍了川渝气田在天然气水合物形成预测技术、天然气水合物动力学抑制剂产品开发与现场应用技术、天然气水合物堵塞防治措施、天然气水合物防治及管理技术方面的研究与应用进展，以供分享借鉴。
由于川渝气田内部天然气生产普遍采用湿气输送工艺(井口天然气经井站水套炉加热、节流降压、分离计量后输往集气站或净化厂脱水处理)，加之天然气中硫化氢含量较高，管输压力高位运行，随着西南油气田公司增储上产和大量高含硫气田的不断开发投产，自2002年以来，冬季生产过程中气井、采输气管线、高压气举管线及地面集输场站设备多次发生不同程度的水合物堵塞情况。特别是高含硫管线和低含硫气液混输管线。集输场站设备冰堵主要发生在节流(调压)阀、单向阀、排污阀、分离器出口、过滤元件、积液包、计量孔板等节流部位以及站内弯头、三通、汇管、埋地管线等处。川渝气田冰堵情况调研分析结果表明，近年来造成川渝气田冬季生产采输气管线和地面设备发生水合物堵塞的原因较为复杂，影响因素较多，归结起来主要原因有以下几个方面[2]：
(1) 硫化氢含量较高，大大提高了天然气水合物形成温度；(2)管输压力高、输气温度大大低于水合物形成温度；(3)管线沿程高低起伏较大, 低洼处积液较多；(4)集输系统工艺设计不适应现有生产条件；(5)气井和管线中存在大量脏物；(6)防冻剂加注和清管排污制度不完善；(7)井口压力较高、温度较低，节流压差控制不当。
为提高天然气水合物形成与堵塞控制技术水平，室内充分利用加拿大DBR公司水合物预测软件和PIPEFLO、PIPEPHASE等模拟预测软件开展了水合物形成预测及管线运行模拟研究。此项研究为天然气水合物形成条件摸拟、水合物抑制剂性能评价筛选、水合物形成与堵塞预警预报、水合物抑制剂加注、计温控制、清管通球等水合物堵塞防治方案设计和生产运行操作、控制及管理提供理论依据和指导。川渝气田某输气管线天然气水合物形成温度、输气温度及气体流速软件预测结果见图 1所示。
水合物动力学抑制剂已在国外油气田成功应用了10余年，但由于硫化氢气体的强腐蚀性和毒性，有关硫化氢存在条件下的低剂量水合物抑制剂的性能评价研究以及在酸性天然气水合物控制方面的应用较少。针对上述情况，结合川渝含硫气田开发地面集输工艺特点，西南油气田公司天然气研究院在含硫天然气水合物形成条件预测、堵塞防治措施、动力学抑制剂产品开发、性能评价及现场应用等技术方面开展了大量研究工作，经过近十年来的不断研究与发展，在天然气水合物防治技术方面取得了重要研究及应用成果[3]。该院自主设计制造了一套适用于高含硫化氢酸性天然气水合物及其抑制剂筛选评价研究的模拟实验装置(专利授权号:ZL 200620118684.6)，如图 2所示；开发出了一种性能良好的复合型动力学水合物抑制剂产品CT5-54(专利公开号：CN 101608118)；形成了一套含硫气田开发天然气水合物形成预警机制及水合物堵塞防治技术规范。动力学水合物抑制剂产品CT5-54由高分子聚合物、表面活性剂和有机溶剂等组成，其作用机理主要是通过抑制水合物晶核的形成和生长速率，防止水合物晶体聚集，使水合物在一定流体滞留时间内不至于生长过快而发生堵塞。与传统热力学抑制剂甲醇、乙二醇相比，具有药剂加量更少、环保、可减少大量污水处理等优点。为降低药剂产品成本，近期又研究开发出了一种完全国产化的动力学抑制剂产品CT5-55，如图 3所示。CT5-54和CT5-55先后在川渝气田多条不同硫化氢含量的天然气湿气输送管线中进行现场试验及应用。部分现场应用管线的集输条件及药剂加注情况如表 1所示。
动力学水合物抑制剂现场应用过程中，采用小排量连续加注工艺进行药剂加注，通过管输压差、管输效率和清管通球情况考察药剂效果。现场应用试验结果表明，动力学水合物抑制剂CT5-54和CT5-55对于含硫天然气水合物形成具有较好的抑制效果，试验期间未发生一次管线冰堵现象，清管通球顺利，其药剂加量相当于同样效果乙二醇加量的三分之一[4-5]。某高含硫生产管线加注动力学水合物抑制剂CT5-54前后管线的冰堵及清管排污情况对比如图 4所示。
为保证川渝气田采输气生产管线的冬季安全生产和平稳运行，从2003年开始，西南油气田公司天然气研究院和各大生产气矿在天然气水合物防治和生产管理技术方面采取了多种有效措施，经过不断研究探索，总结出了以下成功经验：
(1) 加强冬季安全生产管理和技术指导；(2)加强采集输气管线(网)的生产运行压力监控及分析；(3)提前做好防冻剂、加注泵、清管工具、发电机及油料等物资的采购和储备工作；(4)对现有集输场站及管线的工艺流程进行适应性改造；(5)加强水合物形成温度预测，制定好加热保温、计温控制及防冻剂加注制度；(6)加强分离排污，制定合理的清管通球周期，定期清除管内积液和污物；(7)采用小排量连续加注工艺，提高防冻剂加注效果；(8)推广应用动力学水合物抑制剂产品CT5-54；(9)及时判断冰堵原因及位置，采取安全有效的解堵措施。
通过上述水合物防治技术的应用及推广，从2006年开始川渝气田冬季生产冰堵情况得到了根本性改变，冰堵次数呈逐年下降趋势，大大减少了因管线冰堵关井、放空影响或损失的气量，降低了安全风险及工作量，较好地解决了川渝气田集输气管线冬季生产的冰堵问题，保障了气井和集输管线的冬季安全生产及平稳运行。2005年~2009年川渝气田冬季生产发生冰堵的次数和影响气量对比情况见图 5和图 6所示。
尽管经过多年的研究与发展，川渝气田天然气水合物防治技术取得了重大进步，水合物堵塞情况得到遏制和好转，但由于目前天然气水合物防治技术的针对性研究还不够，开发的动力学水合物抑制剂还存在成本较高，适用的过冷度有限，药剂的配伍性、适用条件以及对下游天然气处理的影响还有待进一步考察研究等问题，从而限制了其广泛推广应用。随着大量高含硫气田、天然气凝析气田的开发投产以及气液混输工艺、高压气举工艺的实施，目前冬季生产冰堵防治工作仍然较为严峻。
针对目前水合物防治技术存在的不足，今后的研究方向应重点在以下几个方面：
(1) 进一步开展新型水合物动力学抑制剂产品开发及现场应用研究，进一步考察药剂的配伍性、适用条件及对下游天然气处理的影响，降低产品成本，实现产品的系列化，在此基础上进行大量推广应用。
(2) 开展水合物动力学抑制剂与热力学抑制剂的协同作用及其机理研究，开发出低毒、低成本、低用量的复合型水合物抑制剂配方产品。
(3) 开展天然气水合物动力学抑制剂的抑制机理研究，利用分子模拟方法设计开发抑制性能更佳的天然气水合物动力学抑制剂。
(4) 加强高含硫管线、气液混输管线和高压气举管线的水合物防治措施研究。针对管线的具体情况制定合理的防冻剂加注、清管通球、加热保温等水合物堵塞防治方案。
2012, Vol. 41 Issue (3): 300-303
2012, Vol. 41 Issue (3): 300-303