采气工程(廖锐全)-第七章：气井井场工艺

第七章气井井场工艺第一节、天然气集气工艺流程第二节、气液分离第三节、天然气流量的计量第四节、天然气水合物第五节、天然气脱水第六节、气田开发的安全环保技术第一节、天然气集气工艺流程一、气田集输系统的工作范围和工作内容二、气田井场流程三、气田集输场站工艺流程四、气田集输流程的制定一、气田集输系统的工作范围和工作内容天然气从气井采出，经过降压并进行分离除尘除液处理之后，再由集气支线、集气干线输送至天然气处理厂或长输管道首站，称为气田集输系统。当天然气中含有H2S、H2O时，即需经过天然气处理厂进行脱硫、脱水处理，然后输至长输管道首站。

气田集输系统的工作是：收集天然气，并经过降压、分离、净化使天然气达到符合管输要求的条件，然后输往长输管道。

一、气田集输系统的工作范围和工作内容气田集气系统主要由气井井场、集气站、天然气处理厂及其相连的管线组成，井场与集气站的管网连接形式有“放射状”、“树枝状”和“环状”

1—井场；2—采气管线；3—集气站；4—集气支线；5—集气干线；6—集气总站；7—天然气处理厂气田集输流程是表达天然气的流向和处理天然气的工艺方法。气田集输流程分为井场流程和气田集气站流程。气田集气站工艺流程分为单井集输流程和多井集输流程。按其天然气分离时的温度条件，可分为常温分离工艺流程和低温分离工艺流程。气田集输流程二、气井井场流程在井场里，最主要的装置是采气树，它是由闸阀、四通（或三通）等部件构成的一套管汇。还有节流阀，压力、温度检测仪表及加热或注醇设备等。井场装置具有三种功能：调控气井的产量；调控天然气的输送压力；防止天然气生成水合物。二、气井井场流程比较典型的井场装置流程，也是目前现场通常采用的有两种类型。一种是加热天然气防止生成水合物的流程；另一种是向天然气中注入抑制剂防止生成水合物的流程，如图1和图2所示。图1加热防冻的

井场装置原理流程图图2抑制剂防冻的

井场装置原理流程图二、气井井场流程天然气从针形阀出来后进入井场装置，首先通过加热炉3进行加热升温，然后经过第一级节流阀(气井产量调控节流阀)4进行气量调控和降压，天然气再次通过加热器5进行加热升温，和第二级节流阀(气体输压调控节流阀)6进行降压以满足采气管线起点压力的要求。加热防冻的井场流程二、气井井场流程抑制剂防冻的井场流程图2所示，流程图中的抑制剂注入器1替换了图1中的加热炉3和5，流经注入器的天然气与抑制剂相混合，一部分饱和水汽被吸收下来，天然气的水露点随之降低。经过第一级节流阀(气井产量调控阀)进行气量控制和降压。再经第二级节流阀(气体输压调控阀)进行降压以满足采气管线起点压力的要求。三、气田集输场站工艺流程气田集输站场工艺流程是表达各种站场的工艺方法和工艺过程。所表达的内容包括物料平衡量、设备种类和生产能力、操作参数，以及控制操作条件的方法和仪表设备等。1、常温分离集气站常温分离集气站的功能是收集气井的天然气；对收集的天然气在站内进行气液分离处理；对处理后的天然气进行压力控制，使之满足集气管线输压要求；计量。我国目前常用的常温分离集气站流程有以下几种：三、气田集输场站工艺流程(1)常温分离单井集气站流程

1——从井场装置来的采气管线；2—天然气进站截断阀；3—天然气加热炉；4——分离器压力调控节流阀;5——气、油、水三相分离器；6——天然气孔板计量装置；7——天然气出站截断阀;8——集气管线；9——液烃(或水)液位控制自动放液阀；10——液烃(或水)的流量计;11——液烃(或水)出站截断阀；12——放液烃管线；13——水液位控制自动放液阀；14——水流量计；15——水出站截断阀；16——放水管线。常温分离单井集气站原理流程图(一)三、气田集输场站工艺流程(1)常温分离单井集气站流程

常温分离单井集气站原理流程图(二)1——从井场装置来的采气管线；2——天然气进站截断阀；3——天然气加热炉；4——分离器压力调控节流阀;5——气、油、水三相分离器；6——天然气孔板计量装置；7——天然气出站截断阀;8——集气管线；9——液烃或水的液位控制自动排放阀；10——液烃或水的流量计；11——液烃或水出站截断阀；12——放液烃或放水管线。三、气田集输场站工艺流程常温分离单井集气站分离出来的液烃或水，根据量的多少，采用车运或管输方式，送至液烃加工厂或气田水处理厂进行统一处理。常温分离单井集气站通常是设置在气井井场。两种流程不同之处在于分离设备的选型不同，前者为三相分离器，后者为气液分离器，因此其使用条件各不相同。前者适用于天然气中液烃和水含量均较高的气井，后者适用于天然气中只含水或液烃较多和微量水的气井。三、气田集输场站工艺流程(2)常温分离多井集气站流程

常温分离多井集气站一般有两种类型，两种流程的不同点在于前者的分离设备是三相分离器，后者的分离设备是气液分离器。两者的适用条件不同。前者适用于天然气中油和水的含量均较高的气田，后者适用于天然气中只有较多的水或较多的液烃的气田。多井集气站的井数取决于气田井网布置的密度，一般采气管线的长度不超过5km，井数不受限制。以集气站为中心，5km为半径的面积内，所有气井的天然气处理均可集于集气站内。三、气田集输场站工艺流程(2)常温分离多井集气站流程

常温分离多井集气站原理流程图(一)三、气田集输场站工艺流程(2)常温分离多井集气站流程

常温分离多井集气站原理流程图(二)三、气田集输场站工艺流程低温分离集气站的功能有四个：

(1)收集气井的天然气；

(2)对收集的天然气在站内进行低温分离以回收液烃；

(3)对处理后的天然气进行压力调控以满足集气管线输压要求；

(4)计量。2、低温分离集气站所谓低温分离，即分离器的操作温度在0℃以下，通常为-4～-20℃。天然气通过低温分离可回收更多的液烃。为了要取得分离器的低温操作条件，同时又要防止在大差压节流降压过程中天然气生成水合物，因此不能采用加热防冻法，而必须采用注抑制剂防冻法以防止生成水合物。三、气田集输场站工艺流程天然气在进入抑制剂注入器之前，先使其通过一个脱液分离器(因在高压条件下操作，又称高压分离器)，使存在于天然气中的游离水先行分离出去。

为了使分离器的操作温度达到更低的程度，故使天然气在大差压节流降压前进行预冷，预冷的方法是将低温分离器顶部出来的低温天然气通过换热器，与分离器的进料天然气换热，使进料天然气的温度先行下降。因闪蒸分离器顶部出来的气体中，带有一部分较重烃类，故使之随低温进料天然气进入低温分离器，使这一部分重烃能得到回收。

三、气田集输场站工艺流程1——采气管线2——进站截断阀3——节流阀4——高压分离器5——孔板计量装置6——装置截断阀7—抑制剂注入器8——气一气换热器9——低温分离器10——孔板计量装置11——液位调节阀12——装置截断阀13——闪蒸分离器14——压力调节阀15——液位控制阀16——液位控制阀17——流量计低温分离集气站原理流程图(一)三、气田集输场站工艺流程低温分离集气站原理流程图(二)1——加热器2——三相分离器3——液位控制阀4——流量计5——气—液换热器6——液位控制阀7——流量计三、气田集输场站工艺流程因为低温分离器的低温是由天然气大差压节流降压所产生的节流效应所获得。故高压分离器的操作压力是根据低温分离器的操作温度来确定的。操作温度随气井温度和采气管线的输送温度来决定，通常按常温考虑。

闪蒸分离器的操作压力随低温分离器的操作压力而定；操作温度则随高压分离器的操作温度而定。

三相分离器的操作压力根据稳定塔的操作压力来确定；操作温度则根据稳定塔的液相沸点和最高进料温度来确定。三、气田集输场站工艺流程两种低温分离流程的选取，取决于天然气的组成、低温分离器的操作温度、稳定装置和提浓再生装置的流程设计要求。低温分离器操作温度越低，轻组分溶入液烃的量越多。此种情况以采用前一种低温分离流程为宜。第七章气井生产系统动态分析与管理第一节、天然气集气工艺流程第二节、气液分离第三节、天然气流量计量第四节、天然气水合物第五节、天然气脱水第六节、气田开发的安全环保技术第二节、气液分离一、概述二、多级分离三、分离器的分类四、分离器的工作过程一、概述1、杂质对气井生产的危害腐蚀：由于液态水的存在将加速管道及设备的腐蚀堵塞：随着积砂的增加堵塞管道、设备污染化学溶液液泛影响一、概述2、分离器操作功能从分离器内分别引走分离出来的气相和液相，不允许它们有彼此重新夹带掺混的机会1234脱除气相中所夹带的液沫脱除液相中所包含的气泡完成油和气或气和液的基本“相”的分离一、概述3、分离器的四个主要部分除雾段积液段重力沉降段基本相分离段控制或消减能量分离和沉降液体收集引出段液滴聚集段二、多级分离逐级降低分离器压力，经过两级或两级以上的闪蒸或部分冷凝，将气井所产的流体分离成气、液两相的工艺方法称为多级分离。理论和实践都表明多级分离器不仅能够获得较多的液体量，而且液相中含易挥发组分少。但并不意味着分离器用的越多越好。两级分离的液烃收率比一级分离略增2%～12%（文献上介绍的最高数字为20%～25%）。影响液烃收率的因素不仅是分离级数，还包括气井所产流体的组成、分离温度和压力等。

三、分离器分类1、按作用原理分类分离器重力式

利用液体和气、固密度的不同而受到的重力的不同来实现分离旋风式利用液体和气、固做旋转运动时所受到的离心力不同来实现分离过滤式利用气流通道上的过滤元件或介质实现分离三、分离器分类2、按分离器功能分类计量分离器

主要作用是完成油气水的初步分离并计量，一般属低压分离器。分离器生产分离器

主要作用是完成多口生产井集中进行初步分离后密闭输送，属中高压分离器。三、分离器分类3、按分离器工作压力分类真空分离器<0.1MPa低压分离器<1.5MPa中压分离器1.5~6MPa高压分离器

>6MPa四、分离器的工作过程1、重力分离器重力分离器的分类重力式分离器根据分离器功能分两相分离器三相分离器卧式立式按流体流动方向和安装形式分重力式分离器四、分离器的工作过程1、重力分离器卧式两相分离器基本结构及工作过程气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体进入气体通道进行重力沉降分离出液滴，液体进入液体空间分离出气泡和固体杂质，气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，液体从出液口流出。四、分离器的工作过程1、重力分离器立式两相分离器基本结构及工作过程气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体进入气体通道向上流动通过重力沉降分离出液滴，液体进入液体空间向下流动，同时分离出气泡。气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，液体从出液口流出。四、分离器的工作过程1、重力分离器卧式三相分离器基本结构及工作过程

气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体进入气体通道通过整流和重力沉降，分离出液滴；液体进入液体空间分离出气泡，同时在重力条件下，油向上流动，水向下流动得以油水分离，气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，油从顶部经过溢流隔板进入油槽并从出油口流出，水从排水口流出。四、分离器的工作过程1、重力分离器立式三相分离器基本结构及工作过程

气液混合流体经气液进口进入分离器后通过流速和流向的突变完成基本相分离，气体向上流动在气体通道经重力沉降分离出液滴，液体经降液管进入油水界面，气泡及油向上流动，水向下流动得以分离，气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，油从顶部经过溢流隔板进入油槽并从出油口流出，水从排水口流出。四、分离器的工作过程1、重力分离器双筒式重力分离器气液混合流体经生产管汇进入分离器进行基本相分离，气体在气体通道经重力沉降分离并经过整流器完成气液分离，液体进入液体空间同时分离出气泡；气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，油及水向下流动进入下面的桶体，并在其中完成油水分离，油从顶部经过溢流隔板进入油槽并从出油口流出，从排水口流出。四、分离器的工作过程几种重力分离器性能比较比较内容卧式立式球形分离效率最好中等最差分离后流体的稳定性最好中等最差变化条件的适应性最好中等最差操作的灵活性中等最好最差处理能力（直径相同）最好中等最差单位处理能力的费用最好中等最差处理外来物能力最差最好中等处理起泡原油的能力最好中等最差活动使用的适应性最好最差中等安装所需要的空间最好中等最差纵向上最好最差中等横向下最差最好中等安装的容易程度中等最差最好检查维护的容易程度最好最差中等四、分离器的工作过程卧式分离器和立式分离器的比较和选择比较内容卧式分离器立式分离器分离效果较好较差排污能力较差较好占地面积较大较小操作方便较难操作搬运方便较难操作液面波动不易控制易于控制处理高气液比应选卧式分离器处理低气液比应选立式分离器四、分离器的工作过程2、旋风分离器工作原理气体经切向方向进入分离器后作圆周运动，液滴由于较重受到较大离心力而被抛在容器器壁上，最终从气体中分离出来；气体旋转速度逐渐减小最终向上运动从顶部流出，液体从底部流出。四、分离器的工作过程2、旋风分离器外壳内部承压的容器，为圆形筒体，其内径、长度尺寸根据气体处理量以及操作参数设计确定，两端是椭球形或球形的封头。四、分离器的工作过程2、旋风分离器内部构件进口转向器

导流档板：快速变化液流方向和速度； 旋风式进口：应用离心力分离时采用。波浪破碎器：垂直档板除沫板：倾斜的平行板片或管束。旋流破碎器：破除旋涡防止二次夹带雾沫脱除器 丝网垫：适用但易堵塞（气流速度要适宜）。 叶板除雾器：改变为层流。 离心式除雾器：效果好但压降大且对流量敏感。四、分离器的工作过程2、旋风分离器内部构件进口转向器

导流档板：快速变化液流方向和速度； 旋风式进口：应用离心力分离时采用。波浪破碎器：垂直档板除沫板：倾斜的平行板片或管束。旋流破碎器：破除旋涡防止二次夹带雾沫脱除器丝网垫：适用但易堵塞（气流速度要适宜）叶板除雾器：改变为层流。离心式除雾器：效果好但压降大且对流量敏感。四、分离器的工作过程3、过滤分离器气体经上部进入，经过滤管进入二级分离，而较大液滴及粉尘则留在分离器一级分离段内进入储液槽，气体在二级分离段经捕雾后从右侧流出。进口出口快开盲板过滤原件连接管排污口排污口四、分离器的工作过程4、螺道式分离器气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体在折流板内经不空隙逸出到气相空间得到分离，气体在离开分离器之前经整流、捕雾后从出气口流出，液体进入液体空间分离出气泡向上流动，水向下流动得以分离，油从出油口流出，水经排水口流出。四、分离器的工作过程5、卧式离心油气圆筒分离器气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体进入气体通道并经过整流器进行重力沉降分离出液滴，液体进入液体空间分离出气泡及油向上流动，水向下流动得以分离，气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，油从顶部经过溢流隔板进入油槽并从出油口流出，水经溢流档板进入水槽并从排水口流出。四、分离器的工作过程6、卧式离心油气圆筒分离器气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体进入气体通道并经过整流器进行重力沉降分离出液滴，液体进入液体空间分离出气泡及油向上流动，水向下流动得以分离，气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，油从顶部经过溢流隔板进入油槽并从出油口流出，水经溢流档板进入水槽并从排水口流出。四、分离器的工作过程7、CTT卧式分离器四、分离器的工作过程8、综合型卧式三相分离器四、分离器的工作过程内部构件作用入口分流器与流体流动方向垂直安装并开有两排液槽，使液体以瀑布形式流向水平分流。稳流装置使初步分离得到的气液两相都得到稳流，减少流体的波动和扰动，给油气水沉降分离创造良好条件。加热器提高油温，促使集液部分的游离水从原油中沉降。防涡罩防止排液时产生旋涡，带走污水上部的原油。挡沫板阻止浮在液面上的气泡向原油出口方向流动，使气泡在液面上有足够的停留时间，破裂并进入气相。平行捕雾板板间为30

m，与水平线呈30°倾角，板面与气流方向平行，起到气体整流、缩短油液沉降距离的作用，并使部分油滴被湿润的板表面聚结。第六章气井生产系统动态分析与管理第一节、天然气集气工艺流程第二节、气液分离第三节、天然气流量计量第四节、天然气水合物第五节、天然气脱水第六节、气田开发的安全环保技术第三节、天然气流量的计量1、天然气流量计量的特点1）流动状态直接影响流量测量的精度。由用气量、阀门开关、压缩机的启停等原因都会导致天然气压力和流量的波动，尤其是管路中带有往复式压缩机，流量压力是脉动的，这对流量测量的准确性都会有影响。2）天然气的组分是变化的。不同流体的物理和化学性质对测量仪表的要求不同，而天然气是一种产自地下的混合气体，不同气田（或油气田、油田），同一气田不同区块、不同气井、不同开采时期以及在天然气处理、集输过程中，其组分都会不同或发生变化，而且天然气含水和腐蚀性组分等，都对流量测量仪表本身和修正提出了要求。第三节、天然气流量的计量1、天然气流量计量的特点3）目前天然气流量测量应用最多的是标准孔板流量计，天然气流过流量计产生压力损失，力求减少流量计的压力损失或实现非接触式流量测量是发展方向。4）由于天然气的可压缩性，体积流量应规定所处状态，我国通常采用的是所谓的工程标准状态：压力1.01325×105Pa，温度293.15K。5）天然气是易燃易爆气体，在选用配套电气仪表时必须采用防爆型或本安型，确保测量系统乃至整个输气系统的安全。第三节、天然气流量的计量2、天然气流量计量的方式和单位天然气流量测量方法，按测量参数可分为容积流量、质量流量和能量流量三种。质量流量计可以分为直接式质量流量计和推导式质量流量计，直接式包括直接称量式、科里奥利式和量热式，推导式主要采用各种形式的体积流量计与密度计或两种质量流量计相结合的方式能量流量测量是直接测量天然气流过的热量的多少，用户使用燃气与组分无关，按热量多少取费，更具有科学性和经济价值，是未来计量发展的趋势，在我国天然气计量中也尚未应用。第三节、天然气流量的计量3、天然气流量计量的状态一定量的气态，在不同压力、温度条件下，有不同的体积值。为了统一，用标准或合同规定一个特定的参比状态（压力、温度），这种状态通称标准状态或标准参比状态。各国计量使用的标注参比压力都是101.325KPa，但标准参比温度不同第三节、天然气流量的计量4、天然气流量计量分级及仪表一级计量的是油田外输气，为干气，排量大，推荐选用标准节流装置（准确度为±1%）。二级计量的是油田内部干气，所以选用孔板节流装置比较合适（准确度应不低于1.5%）三级计量的介质为湿气，不适合选用孔板计量，可选用气体腰轮流量计、涡流量计等，仪表的准确度应不低于1.5%。

第三节、天然气流量的计量5、天然气流量计量仪表1)差压式流量计:在目前管道天然气计量中,95%以上仍采用标准孔板差压式流量计,通过间接测量流过标准孔板的天然气压力、差压和温度等参数,按经验公式计算出天然气体积流量。2)容积式流量计:气体腰轮流量计也称罗茨流量计,它是一种典型的容积式流量计,多用于连续测量流经管道的气体的总量(累积流量)。容积式流量计的显示值一般为工况下体积流量,换算到标准状态采用人工计算,温度、压力值采用长期平均值或估计值。3)速度式流量计:是以直接测量封闭管道中满管流流动速度为原理的流量计。包括涡轮流量计、涡街流量计、旋进旋涡流量计、超声波流量计等。由于测量到的流速是工况下的,最后显示的也是工况下的体积流量。第三节、天然气流量的计量6、孔板差压流量计测量管夹持孔板的部件导压管压差计标准孔板孔板压差流量计由标准孔板、取压装置、导压管和差压计组成。行业标准规定标准孔板的取压方式分为角接取压、法兰取压及D-D/2取压三种。第三节、天然气流量的计量工作原理充满管道的流体流经管道内的节流装置，在节流件附近造成局部收缩，流速增加，在其上、下游两侧产生静压力差。在已知有关参数的条件下，根据流动连续性原理和伯努利方程可以推导出差压与流量之间的关系而求得流量。其基本公式如下：

qm——气体质量流量，kg/s；qv——气体体积流量，m3/s；C——流出系数；β——孔板开孔直径与上游测量管内径之比，β=d/D；d——孔板开孔直径，mm；ε——可膨胀性系数；ρl——天然气在流动状态下上游取压孔处的密度，kg/m3。△p——气流流经孔板时产生的差压，Pa。第三节、天然气流量的计量流量测量极限条件

1）孔板开孔直径d、测量管内径D、直径比β和管径雷诺数ReD的极限值应符合下表规定2）孔板上游测量管内壁的相对粗糙度上限值应小于或等于以下规定第三节、天然气流量的计量流量计算方法qsc-标准状态下天然气体积流量，m3/s；C-流出系数；E-渐近速度系数；As——秒计量系数，当采用SI制计量单位,参比条件采用标准条件0.101325MPa、293.15K，并采用秒立方米计量时，则As=3.1794×106；d-孔板开孔直径，mm；FG-相对密度系数；Ε-可膨胀性系数；Fz-超压缩因子；FT-流动温度系数；P1-孔板上游侧取压孔气流绝对静压，MPa；△P-气流流经孔板时产生的差压，Pa。第七章气井生产系统动态分析与管理第一节、天然气集气工艺流程第二节、气液分离第三节、天然气流量计量第四节、天然气水合物第五节、天然气脱水第六节、气田开发的安全环保技术一、概述二、天然气中水汽的含量三、水合物的形成条件四、形成气体水合物温度或压力的确定五、出现水合物处理措施第四节、天然气水合物定义气体水合物:是水与轻烃、ＣＯ2及Ｈ2Ｓ等小分子气体形成的非化学计量型笼形晶体化合物(clathratehydrates),或称笼型水合物。

天然气水合物:是一种由水分子和碳氢气体分子组成的结晶状固态简单化合物

（M·nH2O）形成地点：深海沉积物或陆域的永久冻土

一、概述表1甲烷天然气水合物和冰的性质（引自Sloan和Makagon，1997）性质甲烷天然气水合物泥沙沉积物中的海底甲烷天然气水合物冰硬度（Mohs）剪切强度(MPa)剪切模量密度(g/cm3)声学速率(m/s)热容量(kJ/cm3)-273K热传导率(W/m·K)电阻率(kΩ·m)2-4

2.40.9133002.30.55712.2

>13800≈20.5100473.90.91735002.32.23500一、概述外形:

如冰雪状，通常呈白色。结晶体以紧凑的格子构架排列，与冰的结构非常相似。从井筒清出的水合物一、概述一、概述闸板阀门内堵塞着大量的水化物一、概述闸板阀门内堵塞着大量的水化物一、概述水合物的危害

水合物在管道中形成，会造成堵塞管道、减少天然气的输量、增大管线的压差、损坏管件等危害，导致严重管道事故；

水合物是在井筒中形成，可能造成堵塞井筒、减少油气产量、损坏井筒内部的部件，甚至造成油气井停产；

水合物是在地层多孔介质中形成，会造成堵塞油气井、减低油气藏的孔隙度和相对渗透率、改变油气藏的油气分布改变地层流体流向井筒渗流规律，这些危害使油气井的产量降低。一、概述二、天然气水合物的含量第一章天然气物性参数已讲1、天然气水合物的分类天然气水合物有两种分类方法。按产出环境，天然气水合物可以分为海底天然气水合物和基地天然气水合物两种类型。

按结构类型，天然气水合物可分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ｈ型三种结构。石油天然气工业中的天然气水合物结构一般为Ⅰ型和Ⅱ型。三、天然气水合物的生成条件2、水合物生成的动力学机理水合物生成的动力学机理示图三、天然气水合物的生成条件初始条件：压力和温度均满足生成水合物的区值范围，但没有气体分子溶于水。不稳定簇团：一旦气体进入水中，立即形成不稳定簇团。聚结:不稳定簇团通过面接触聚结，从而增加无序性。初始成核及生长：当聚结体的大小达到某临界值时，晶体开始生长。3、天然气水合物的生成条件水合物的生成除与天然气的组分、组成和游离水含量有关外，还需要一定的热力学条件，即一定的温度和压力。可用如下方程表示出水合物自发生成的条件:三、天然气水合物的生成条件低温高压形成水化物气流速度和方向改变的地方，即气流的停滞区在节流阀、阀门关闭不严处液态水水合物形成的条件三、天然气水合物的生成条件概括起来讲，水合物的主要生成条件有：1)有自由水存在，天然气的温度必须等于或低于天然气中水的露点；2)低温，体系温度必须达到水合物的生成温度；3)高压。另外，高流速、压力波动、气体扰动、H2S和CO2等酸性气体的存在和微小水合物晶核的诱导等因素也可生成或加速天然气水合物的生成。在同一温度下，当气体蒸汽压升高时，形成水合物的先后次序分别是硫化氢→异丁烷→丙烷→乙烷→二氧化碳→甲烷→氮气。三、天然气水合物的生成条件预测天然气水合物生成条件温度或压力的方法比较多，而常用的大致可分为图解法、经验公式法、相平衡计算法和统计热力学法4大类。1.图解法图解法主要有根据密度曲线和节流曲线预测水合物生成条件的两种方法。(1)密度曲线法图解法在矿场实际应用中是非常方便和有效的一种方法。四、天然气水合物压力、温度的确定(1)密度曲线法图解法每条曲线的左区是水合物生成区，右区是非生成区。由该图可知压力越高，温度越低越易形成水合物。根据该图可大致确定天然气形成水合物的温度和压力。但对含H2S的天然气误差较大，不宜使用。若相对密度在两条曲线之间，可采用内插法进行近似计算。图7水合物的压力和温度曲线四、天然气水合物压力、温度的确定(2)节流曲线法四、天然气水合物压力、温度的确定在给定条件下，求出气体节流调压后的温度降，判数是否形成水合物注意液态烃的含量将影响节流后的温度降每增加5.6m3（液态烃）/106m3，将减少2.8°C的温度降2.经验公式法(1)波诺马列夫法波诺马列夫对大量实验数据进行回归整理，得出不同密度的天然气水合物生成条件方程，当T>273.1K时当T≤273.1K时式中p—压力；T—水合物平衡温度，K；

B.B1—与天然气密度有关的系数，见表1.4四、天然气水合物压力、温度的确定

B和B1系数表密度0.560.600.640.660.680.700.750.800.850.900.951.00B24.2517.6715.4714.7614.3414.0013.3212.7412.1811.6611.1710.77B177.464.248.646.945.644.442.039.937.936.234.533.1四、天然气水合物压力、温度的确定(2)天然气水合物p-T图的回归法为了便于计算机应用，有人将密度在之间的天然气水合物p-T图回归成了计算公式。若P、T分别表示水合物生成线上任意点的压力和温度，则：式中，P-气体压力，MPa；p*-参考压力；

Δ

-气体密度；T-气体温度，℃。四、天然气水合物压力、温度的确定若已知天然气的相对密度和温度，可选择式(1.1)～(1.7)中合适的公式计算水合物形成压力。若已知相对密度和压力，可选择式(1.1)～(1.7)中合适的公式进行迭代求得水合物形成温度。同样，相对密度在两曲线间也采用插值法求得。例已知，，求生成水合物的压力。解:由下式可得四、天然气水合物压力、温度的确定(3)其它经验公式下面这几个天然气水合物的预测公式是针对前苏联不同气田提出来的，对我们有一定借鉴作用，温度适用范围为0～250C。1.11lg7.14-=pT乌连戈伊气田：0477.0602.0lg+=Tp法国拉克气田：)01841.0(0381.04914.1lg2++=TTp乌连戈伊气田：0577.0891.0lg+=Tp奥伦堡气田：)00505.0(0497.0085.0lg2++=TTp舍别林斯基气田：四、天然气水合物压力、温度的确定(4)水合物生成条件预报的二次多项式相对密度0.560.60.70.80.91.01.1K0.0140.0050.00750.010.01270.0170.02β1.121.000.820.700.610.540.46天然气密度为0.6-1.1的多种天然气在压力低于30MPa时，生成水合物的条件方程为：式中a—在T=273.1K时生成水合物的平衡压力；

K，β—与与天然气密度有关的系数系数K和与天然气密度的关系()()[]b+-+-=

21.2731.273lgTKTap四、天然气水合物压力、温度的确定3.相平衡计算法相平衡计算法的假设前提是：在天然气水合物的分解过程中，气体的相对密度逐渐增加，类似固体溶液。Katz于1940年首先提出了一种当组成已知时基于气-固平衡常数来估算天然气水合物生成条件的方法，该法尤其适用于含有典型烷烃组成的无硫天然气，而对非烃含量多的气体及在压力高于6.9MPa的情况下，准确性较差。四、天然气水合物压力、温度的确定用相平衡常数来计算天然气水合物的生成条件：的平衡常数；组分在固相中摩尔分数；组分在气相中摩尔分数；组分iKiXiYXYKiiiiii---------=四、天然气水合物压力、温度的确定对不同的气体，卡兹等人用实验测出了不同温度和压力下的平衡常数K值，并绘制了相应的曲线，同时也可应用相应的状态方程进行计算。对天然气混合物，生成的水合物应满足下式:åå==niniiXKY111计算方法与多组分体系的露点计算法相类似。在给定压力下，确定水合物形成温度的步骤是：1)假定一水合物形成温度；2)对于每一组分确定各自的Ki值；3)对于每一组分计算yi/Ki；4)求值；5)若则重复1)～4)步至。对于已知温度，而需确定压力的步骤与前述一致，这一过程常常用表解的方式给出。当天然气中H2S浓度等于或大于30%时，则这种天然气形成水合物的温度大致与在纯H2S中形成水合物的温度相当。四、天然气水合物压力、温度的确定4.统计热力学算法四、天然气水合物压力、温度的确定方程式中的常数组分组分-15.8262771559.0631-18.0578852626.6108-18.4003682410.4807-17.9343471933.381-20.9586313109.391-17.1606341914.144-20.1082632739.7313-15.1035082603.9795-22.1505573407.2181-14.2831462050.3267四、天然气水合物压力、温度的确定水化物的预防水化物形成压力水化物形成温度计算方法选择方法计算及结论计算及结论生产过程中的预防方法关井过程中的预防方法放喷最低温度计算方法计算及结论投产过程中的预防方法五、预防水合物的方法水合物若在井底、井口针形阀、场站设备或集输管线中生成，会降低气井产能，严重地影响正常生产，甚至造成停产事故。因此，如何防止水合物的生成是采气工艺中应该研究的问题。如前所述，天然气中含水分是生成水合物的内在因素。因此，脱除天然气的水分是杜绝水合物生成的根本途径。五、预防水合物的方法为了防止天然气生成水合物，一般有四种途径：

1)提高天然气的流动温度；

2)降低压力至给定温度时水合物的生成压力以下；

3)脱除天然气中的水分；

4)向气流中加入抑制剂(阻化剂)。其中最积极的方法是保持管线和设备不含液态水，而最常用的办法则是向气流中加入各种抑制剂。五、预防水合物的方法第七章气井生产系统动态分析与管理第一节、天然气集气工艺流程第二节、气液分离第三节、天然气流量计量第四节、天然气水合物第五节、天然气脱水第六节、气田开发的安全环保技术第五节、天然气脱水1、天然气脱水的作用

从天然气中脱除水汽以降低露点的工艺，称之为天然气脱水。天然气脱水的实质就是使天然气从被水饱和状态变为不被饱和状态，达到天然气净化或管输的目的降低天然气的露点，防止液相水析出保证输气管道的管输效率防止H2S、CO2对管道造成腐蚀的损失防止水合物的生成液体吸收法固体吸附法冷却法第五节、天然气脱水2、天然气脱水的方法

溶剂吸收法溶剂吸收法是目前天然气行业中使用较为普遍的脱水方法，绝大多数装置都用甘露醇溶剂，在天然气脱水中最常用的液体吸收剂有四种：乙二醇(EG)、二甘醇(DEG)、三甘醇(TEG)和四甘醇(T4EG)。乙二醇在脱水过程中损失较大，三甘醇与二甘醇相比具有以下优势沸点高，因此可以在较高温度下再生，再生贫液浓度高。蒸气压低，因而三甘醇的蒸发和被气体的携带损失小。分解温度高，热稳定性好，不易受热变质，对再生有利。脱水操作费用低。

因此，三甘醇脱水应用较为广泛。第五节、天然气脱水甘醇脱水原理流程甘醇脱水工艺主要由甘醇高压吸收和常压加热再生两部分组成。适合较大流量高压天然气的脱水第五节、天然气脱水

固体吸附法固体表面对临近气体（或液体）分子存在吸附力，在固体表面可捕捉临近的气液分子，这种现象称吸附。根据吸附力的不同，吸附分为化学吸附和物理吸附两种。若气体和固体原子间以某种化学键结合、形成新的物质并以单层分子形式附着于固体表面上，称化学吸附，多数为不可逆过程。若气体和固体间依靠范德华力，使固体表面形成多层被吸附的气体分子，称物理吸附，是可逆过程。逆过程称为再生、活化或脱附。第五节、天然气脱水1)固体吸附法脱水原理流程为保证连续生产，流程中必须包括吸附、再生和冷吹三道工序。可以采用两塔流程或三塔流程。如图为两塔流程。再生气量为原料气质量流量的5％～10％。一般情况下采用脱过水的干气作为再生气。第五节、天然气脱水2)固体吸附剂种类用于天然气脱水的吸附剂主要有：硅胶、活性氧化铝和分子筛。硅胶主要成分为SiO2，含微量Al2O3和水。用于脱水的硅胶有粉状、圆柱条状和球状三种，并有细孔（20～40Å，600～700m2/g）和粗孔（80～100Å

，300～500m2/g）之分。缺点：①与液态水接触易炸裂，因此除尽量防止液态水外，通常需要在气体进口处加一层不易为液态水破坏的吸附剂。②若气流内存在防腐剂，由于硅胶的再生温度不足以使防腐剂脱附，造成防腐剂在硅胶上结焦，影响脱水效果。③易于为液态烃堵塞。第五节、天然气脱水活性氧化铝主要成分为Al2O3，并含有少量其他金属化合物（Na