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陜西延長石油( 集團(tuán)) 有限責(zé)任公司研究院

在天然氣開采及管道輸送過程中形成水合物是常見的注采運輸難題[1-2]，尤其是在寒冷地區(qū)。防凍堵常用的方法有：機(jī)械法、脫水法、壓力法、化學(xué)法及加熱法[3-4]。目前，國內(nèi)外防凍堵研究和應(yīng)用較為廣泛的方法還是以添加化學(xué)抑制劑為主，抑制劑能夠減輕水套爐熱負(fù)荷，降低能耗，抑制和溶解天然氣水合物。化學(xué)抑制劑又可分為熱力學(xué)抑制劑、動力學(xué)抑制劑和防聚劑[5-10]。其中，熱力學(xué)抑制劑的研究和應(yīng)用最早，代表性產(chǎn)品有甲醇、乙二醇和二甘醇等，其中甲醇最為常用；它們主要借助改變水合物相的化學(xué)位，使其形成條件向較低溫度和較高壓力移動來實現(xiàn)。甲醇的主要缺點是毒性強、用量大(10%～60%(w))[9-11]，且貯存使用回收不便，容易對環(huán)境產(chǎn)生污染，容易對一線職工健康造成影響。防聚劑則主要配合動力學(xué)抑制劑使用。動力學(xué)抑制劑避免了熱力學(xué)抑制劑的缺點，國內(nèi)外的研究大多聚焦理論分析和室內(nèi)測試[12-14]，現(xiàn)場試驗較少。由此，開展了適合陜北某氣田的低劑量水合物抑制劑研究，并將其應(yīng)用于現(xiàn)場。驗證了抑制劑與現(xiàn)有集輸管線設(shè)備的運行適用性，評價了該抑制劑對后續(xù)氣田污水處理工藝帶來的影響。其推廣應(yīng)用對于實現(xiàn)氣田生產(chǎn)的安全性、經(jīng)濟(jì)性和環(huán)保性具有重要指導(dǎo)意義。

1 實驗部分

1.1 試劑與儀器

蒸餾水為實驗室自制。抑制劑評價實驗用水為氣田產(chǎn)出水，礦化度為5.3×104mg/L，pH值為5.8。天然氣中CH4純度(體積分?jǐn)?shù))>99%。水合物抑制劑YCSY-1/2/3(不同聚乙烯基己內(nèi)酰胺復(fù)配品)，實驗室自制。NaOH、PAC、PAM由國藥集團(tuán)出品。便攜式懸浮物測定儀(LH-SS2M型)，連華科技。便攜式pH計(PHS-3C型)，上海雷磁。紫外分光光度計(L6S型)，上海精科儀電上分。激光粒度儀(S3500型)，德國KRüSS。水合物生成及抑制劑評價裝置如圖1所示[15]。

圖1中核心部件包括氣瓶、反應(yīng)釜、攪拌裝置、真空泵、恒溫系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集儀。最大工作壓力20 MPa；恒溫系統(tǒng)溫控范圍 -25～90 ℃；無極調(diào)速旋轉(zhuǎn)攪拌速度 0～1000 r/min。

1.2 實驗方法

水合物生成及抑制劑評價實驗步驟如下：①實驗首先用蒸餾水清洗反應(yīng)釜，清洗液從底部排出；②從頂部注入實驗用水，啟動真空泵對反應(yīng)釜上方抽真空；③開啟恒溫系統(tǒng)，調(diào)節(jié)溫度至3 ℃；④打開氣瓶進(jìn)氣閥通入天然氣，待反應(yīng)釜內(nèi)壓力達(dá)到7. 0 MPa時關(guān)閉；⑤啟動攪拌裝置調(diào)節(jié)到設(shè)定轉(zhuǎn)速；⑥啟動數(shù)據(jù)采集儀開始記錄實驗數(shù)據(jù)，待反應(yīng)釜內(nèi)壓力產(chǎn)生突變后停止實驗。根據(jù)反應(yīng)釜內(nèi)壓力、溫度變化情況，綜合判斷水合物生成情況，進(jìn)行抑制劑效果評價。

pH值測量直接通過pH計讀取。水中油含量按照SY/T 0530-2011《油田采出水中含油量測定方法—分光光度法》進(jìn)行測定。水中懸浮顆粒物粒徑采用激光粒度儀測定。

2 結(jié)果與討論

在CH4-水反應(yīng)體系中添加不同種類的抑制劑[15-17]，在溫度3 ℃、壓力7.0 MPa的實驗條件下，實驗用水300 mL。通過監(jiān)測反應(yīng)體系中壓力、溫度的變化來判斷抑制劑的效果。實驗結(jié)果如圖2所示。

圖2(a)中，體系壓力在17 min開始下降，這說明有水合物開始形成；在24 min時壓降停止，這說明在純水無抑制劑環(huán)境中，氣/液接觸24 min內(nèi)已有水合物形成。圖2(b)針對氣田水環(huán)境中，在0～70 min內(nèi)體系壓力保持基本穩(wěn)定，這說明此時間段內(nèi)，沒有水合物形成。之后體系壓力逐漸下降，表明不斷有水合物形成。與圖2(a)相比，表明水中的礦化度在一定程度上能延長水合物形成時間。圖2(c)顯示，NVC對水合物的形成抑制效果明顯；當(dāng)實驗進(jìn)行到270 min時系統(tǒng)壓力開始出現(xiàn)快速下降，說明水合物形成加速，NVC作用失效。圖2(d)中，在0～1400 min內(nèi)沒有出現(xiàn)明顯的壓力下降過程，說明有效地抑制了水合物的形成。整個實驗過程中，YCSY-1型抑制劑效果最佳，能完全滿足氣田生產(chǎn)需要。

3 現(xiàn)場試驗及評價

3.1 注入井及采氣管線

根據(jù)上述室內(nèi)實驗結(jié)果，現(xiàn)場試驗采用組合型水合物抑制劑YCSY-1，注入量為產(chǎn)出水的2.0%(w)。選定陜北地區(qū)某采氣廠19#、24#、34#井作為試驗井，采氣管線長度分別為3356 m、3290 m 及1312 m，抑制劑注入及采氣管線采用20#鋼。3口井生產(chǎn)情況如表1所示。

表1 19#、24#、34#井生產(chǎn)情況Table 1 Production parameters of 19#, 24# and 34# gas wells井號產(chǎn)氣量/(104 m3·d-1)產(chǎn)水量范圍/(m3·d-1)井口溫度/℃油壓/MPa注醇量/(L·d-1)19#10 8750.2～1.515.15.513024#13 5140.2～2.516.58.511034#15 8990.4～1.114.65.095

采氣工藝流程如圖3所示。

氣井采出氣經(jīng)采氣管線輸送至集氣站，經(jīng)生產(chǎn)分離器實現(xiàn)氣/液/機(jī)械雜質(zhì)等組分的初步分離。之后經(jīng)旋流分離器進(jìn)行深度脫水和去除機(jī)械雜質(zhì)后，經(jīng)計量出站后，進(jìn)入天然氣凈化廠或LNG/CNG等后續(xù)處理單元。計量出站前預(yù)留壓縮機(jī)位置，為后續(xù)增壓外輸提供動力。抑制劑通過專用管線輸送至井場，與采氣管線同溝敷設(shè)。

3.2 注入試驗

為了更好地驗證抑制劑效果，注入試驗在冬季1～2月(最低氣溫-25 ℃)期間進(jìn)行。利用現(xiàn)有注醇泵和注醇管線，不改變現(xiàn)有集氣站內(nèi)工藝。試驗首先按照原有甲醇注入量，用抑制劑YCSY-1將管線中的甲醇置換完畢，之后連續(xù)注入驗證效果。

3口注入井實驗參數(shù)如表2所示。

表2 19#、24#、34#井注入?yún)?shù)Table 2 Injection parameters of 19#, 24# and 34# gas wells試驗井號管線長度/m注入方式Y(jié)CSY-1注入量/(L·d-1)甲醇注入量/(L·d-1)運行情況19#3356連續(xù)注入12125生產(chǎn)正常24#3290連續(xù)注入15135生產(chǎn)正常34#1312連續(xù)注入12115生產(chǎn)正常 注:注入泵為杭州大潮石化設(shè)備有限公司出品,2J(M)-X3L型。

根據(jù)表2顯示，每口井的產(chǎn)水量為0.2～2.5 m3/d，平均注醇量均大于115 L/d。采用YCSY-1型抑制劑后，注入量保持12～15 L/d。試驗開展期間，氣田生產(chǎn)平穩(wěn)，未發(fā)生水合物堵塞管道設(shè)備等現(xiàn)象，抑制效果良好，實現(xiàn)了氣井安全生產(chǎn)。

3.3 水處理適應(yīng)性評價

抑制劑在滿足采氣工藝的同時，還需對氣液分離后的水處理工藝適應(yīng)性進(jìn)行評價，判斷水質(zhì)是否滿足回注要求。實驗過程：首先量取250 mL水樣，在攪拌過程中逐滴加入NaOH，調(diào)節(jié)pH值到8.1，之后加入PAC使水溶液濃度達(dá)到100 mg/L。然后降低攪拌速率(<50 r/min)，加入PAM使水溶液濃度達(dá)到2 mg/L。水樣經(jīng)充分沉淀后再經(jīng)活性炭、纖維球兩級濾料過濾。結(jié)果顯示，處理后水樣pH=8，油質(zhì)量濃度為7.0 mg/L，懸浮顆粒物質(zhì)量濃度為4.8 mg/L，粒徑中值為5 μm，完全滿足SY/T 6596-2016《氣田水注入技術(shù)要求》[19]。這說明現(xiàn)有水處理工藝能夠滿足抑制劑YCSY-1加入后的生產(chǎn)需要。

4 結(jié)論

利用水合物生成及抑制劑性能評價裝置評價了一

系列低劑量抑制劑，并在氣田集氣站進(jìn)行了現(xiàn)場測試；對含抑制劑的氣田水處理與現(xiàn)有水處理工藝的適應(yīng)性進(jìn)行了評價，其結(jié)論如下：

(1) 在實驗溫度3 ℃、壓力7.0 MPa條件下，加注量為2.0%(w)時，水合物抑制劑YCSY-1能將天然氣水合物形成時間延長至1400 min以上，抑制效果良好，完全滿足生產(chǎn)需要。

(2) 現(xiàn)場驗證試驗顯示，抑制劑YCSY-1滿足-25 ℃的低溫要求，現(xiàn)有氣田甲醇注入泵及管線能夠滿足注入需要。抑制劑YCSY-1加注量減少至甲醇用量的10%時，沒有出現(xiàn)因形成水合物而影響正常生產(chǎn)的現(xiàn)象。

(3) 氣田現(xiàn)有水處理工藝能夠滿足含抑制劑YCSY-1水質(zhì)的處理需要；處理后水樣中pH值=8，油質(zhì)量濃度為7.0 mg/L，懸浮顆粒物質(zhì)量濃度為4.8 mg/L，粒徑中值為5 μm，完全滿足氣田回注水要求。

綜上所述，開發(fā)的氣田水合物抑制劑YCSY-1加注量小，抗低溫能力強，現(xiàn)有氣田工藝無需改動就能滿足注入需要，同時滿足現(xiàn)有氣田水處理工藝要求，處理后水質(zhì)能夠達(dá)標(biāo)回注，是一種理想的可替代甲醇的抑制劑。