西南石油大天然气工程讲义第10章 矿场天然气集输系统

第十章

矿场天然气集输系统

提示

科学、经济有效地开发气田是通过建立和优化配置气田开发系统和矿场集输系统完成的。矿场集输系统由井场、集输管网（采气管线、集气支线和干线）、各种用途的站场（集气站、脱水站、天然气凝液回收站、增压站、清管站、阴极保护站和阀室等）和天然气净化厂（或装置）等组成，构成统一的、密闭的气体动力系统，此外还有自动控制和数据采集系统。我国气田在地理地貌条件、工况和介质条件方面差别很大，有深层异常高压、高温、高产气田，有大面积分布的低渗低产气田，有高含、气田，有富含凝析油的深层凝析气田等等，而且大多数主力气田位于我国中西部，地处沙漠戈壁，荒无人烟，环境条件十分恶劣，交通非常不便，而有的则又位于人口稠密地区、位于广阔海洋，针对不同类型气田特点，形成了各种矿场集输主体工艺技术。本章重点阐述天然气节流、调压调产、分离及水合物防治。天然气净化处理和轻烃（天然气凝液）回收见第十一章。第一节天然气矿场集输站场流程

气井所在地需设井场装置，即井场。从气井采出的天然气经节流调压后，在分离器中脱除游离水、凝析油及固体机械杂质，计量后输入集气管线，再进入集气站。在集气站对天然气进行节流、调压、分离、计量，然后输入集气总站或天然气净化厂。在天然气净化厂进行脱除硫化氢、二氧化碳、凝析油、水分，使天然气达到国家规定的外输天然气气质标准。在天然气矿场集输站场流程中，站场流程分为单井集输流程和多井集输流程，按天然气分离时的温度条件，又分为常温分离工艺流程和低温分离工艺流程。一、井场装置井场装置具备三种作用：调节气井的产量；调控天然气的输送压力；防止生成天然气水合物。目前，矿场上采用的井场装置流程通常有两种类型，也是比较典型的流程。一种是加热天然气防止水合物生成的流程，如图10-1所示；另一种是向天然气中注入抑制剂防止水合物生成的流程。1——气井，2——采气树针形阀，3、5——加热炉，4、6——节流阀图10-1

加热防止水合物生成的井场装置流程示意图

在图10-1中，天然气从针型阀出来后进入井场装置，首先通过加热炉进行加热升温，然后经过第一级节流阀进行气量调控和降压，再通过加热炉进行加热升温，经第二级节流阀进行降压以满足输气管线起点压力的要求。在第二种流程中，抑制剂注入器替换了图10-1中的加热炉，流经注入器的天然气与抑制剂相混合，天然气中的一部分饱和水汽被吸收，天然气水露点随着降低。经过第一级节流阀进行气量调控和降压，再经第二级节流阀进行降压以满足输气管线起点压力的要求。二、单井集输流程当一口井天然气中含有硫化氢、二氧化碳等组分，不宜与其他不含这些组分的气井天然气一起集中处理，或是气井压力太高或过低时，应采用单井集输工艺流程。下面以常温分离为例来介绍单井集输流程。我国目前采用的常温分离单井集输工艺流程有两种，含三相分离器的流程如图10-2所示。1—从井场装置来的采气管线，2—进站截断阀，3—加热炉，4—节流阀，5—三相分离器，6—孔板计量装置，7、11、15—出站截断阀，8—集气管线，9、13—液位控制自动放液阀，10、14—流量计，12—放液烃管线，16—放水管线图10-2

常温分离单井集输工艺流程图

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、多井集输流程当多口井的气体适合于集中处理时，可以将多井天然气汇集在集气站统一处理。但由于不同井、不同气层气体的组分、组成以及气体所处状态可能千差万别，因此对气体的处理、加工等工艺方式并不相同，在集气站，通常有两种处理流程，即常温分离流程和低温分离流程。1、常温分离多井集输流程对于硫化氢含量较低、凝析油含量不高的天然气一般采用常温分离流程。常温分离多井集输流程一般有两种类型，含三相分离器的流程如图10-3所示。图10-3

常温分离多井集输工艺流程图

两种流程均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。因此两种流程的适用条件不同，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水或较多液烃的气田。两种流程所示仅为两口气井的常温分离多井集气站。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。所示仅为两口气井的常温分离多井集气站。2、低温分离多井集输流程对于压力高、产量大、硫化氢和二氧化碳含量高以及凝析油含量高的天然气宜采用低温分离流程。所谓低温分离，即分离器的操作温度在0℃以下，通常为-4—-2℃。天然气通过低温分离可回收更多的液烃。比较典型的低温分离集输流程分别如图10—4所示。图10-4

低温分离多井集输工艺流程图这种流程的特点是低温分离器底部出来的混合液在站内进行分离，即将液烃和抑制剂富液分别送到液烃稳定装置和富液再生装置去处理。实际应用中到底采取哪一种低温分离流程，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。

第二节天然气矿场集输管网

天然气矿场集输管网是集输系统重要组成部分。集输管线包括采气管线、集气支线和干线。从气井至集气站第一级分离器入口之间的管线称为采气管线；集气至净化厂或长输管线首站之间的管线称为集气管线。集气管线分为集气支线和集气干线。集气管网通常分为枝状、放射状、环状和成组状管网。如图10—5所示。枝状管网形同树枝状（a），它有一条贯穿于气田的主干线，将分布在干线两侧气井的天然气通过支线纳入干线，由干线输至集气总站或净化厂。该集气管网适于长条状气田。放射状集气管网（b）适于井位相对集中的气田。

图10-5

矿场集输管网的类型1—气井；2—采气站；3—采气管道；4—总站或增压站按集中程度将若干口气井划为一组，每组中设置一集气站，各井天然气通过采气管线纳入集气站。这种管网布局便于天然气和污水的集中处理，也可减少操作人员。环状集气管网（d）是将集气干线布置成环状，承接沿线集气站的来气。在环网上适当的位置引出管线至集气总站。这种集气流程调度气量方便，气压稳定，局部发生事故时影响面小。一般用于构造面积较大的气田。成组状集气管网(c)，在实际工程中，集气管网的类型并不都是单一的某一种类型的管网，而常常是其中的两种甚至三种的组合。此外，集输管网按压力等级分高、中、低压三种，如一般压力在10MPa以上为高压集气，1.6～10MPa为中压集气,小于1.6MPa为低压集气。集输管网的输送方式有干气和湿气输送两种，采气管线一般为湿气输送。含硫气田集气支线和干线多采用干气输送。凝析气田一般采用高压气液混输和低温分离的集输工艺流程。按布站方式可分一般布站（单井集气，在井场实施节流、调压、分离、计量、加温、注醇、排水采气等）和二级布站（多井集气、将分离、计量集中在集气站，这样简化了井口流程及管理）等。见文[1-2]。管网的类型主要取决于气田的形状、井位布置、所在地区的地形、地貌以及集输工艺等诸多方面的因素。因此，管网的布局是一个较为复杂的“系统”问题，要进行优化布置，对提高气田开发经济效益有关键意义。在天然气矿场集输系统中，天然气的节流调压、计量、气液分离以及水合物形成与防治是非常重要的工艺过程，为此，本章下面几节就针对这几个工艺过程分别予以详细介绍。

第三节

节流调压

天然气在管道中流动，通过骤然缩小的孔道，例如孔板或针形阀的孔眼，由于摩擦耗能使气压显著下降，这种现象称为节流。利用节流，可以达到降压或调节流量的目的。针形阀是井场及低温、常温集气站的主要节流手段。节流有一次节流和多级节流之分，根据井口压力大小和安全生产的需要加以选择。本节先说明两点：（1）天然气节流为什么温度会降低；（2）如何预测节流后的温降。至于节流后能否生成水合物，后面再作介绍。天然气经过针形阀节流，具有一般气体节流的特点。天然气通过孔眼，在孔眼附近的气流会发生扰动，因此节流是不可逆过程。通过孔眼时流速很高，在孔眼附近的气流和外界的热交换一般很小，可以忽略不计，节流过程可视为绝热过程。实际气体的焓值是温度和压力的函数，所以节流后的温度将发生变化。这一现象称为节流效应或称焦尔—汤姆逊效应。一、微分节流效应节流时，微小压力变化所引起的温度变化称微分节流效应，用微分节流效应系数表示：

（10-1）

由热力学基本关系式，可导出表示微分节流效应系数与节流前气体状态参数p、V、T之间关系的一般表达式（见第十一章）：

（10-2）

式中——气体的定压比热，kJ/(kg.K)对于理想气体，由于PV=RT，，由式（10-2）得=0，意指理想气体节流时温度不发生变化。对于实际气体，节流后温度的变化决定于式（10-2）中的分子的正负（因>0）。可能有三种情况：时，>0，节流后温度降低；

时，=0，节流后温度不变；

时，<0，节流后温度升高。

为解释天然气节流后温度降低的物理实质，将式（10-2）用另外一种形式表达。在热力学上，从麦克斯韦关系式导出的焓的普遍式，可以得出：

利用上式和焓的定义式（H=E+pV），可以得出

（10-3）

式中：

E——内能，kJ/kg；

pV——移动功，kJ/kg；式（10-3）说明主要由内能和移动功两部分能量组成。对所感兴趣的天然气节流过程：（1）由于天然气在绝热膨胀过程中，压力降低、比容增大，此时必须消耗功来克服分子间的吸引力。但是由于外界无能量供给气体，分子间位能的增加只能来自分子动能的减少，因此产生使气体温度降低的效应。即

或

（2）对于天然气节流，其移动功随压力降低而增加。即

或

综合动能和移动功的变化，得出>0的结论清楚说明，天然气节流后温度降低。有关节流膨胀的详细计算参见本书第十一章。二、积分节流效应实际节流时，压力变化为一有限值，有限压力变化所引起的温度变化，称积分效应，用符号表示：

（10-4）

式中

、——分别为气体节流前、后的温度，K；

、——分别为气体节流前、后的压力，MPa。由于积分符号内的不仅是压力的函数，而且还是温度的函数。因此（10-4）不能积分，不可能有精确的解析解。近似计算时

（10-5）

式中：——在范围内的平均值。计算式为

（10-6）

第四节

天然气计量

一、天然气计量分级与仪表配备1、天然气计量分级一级计量——油田外输干气的交接计量。二级计量——油田内部干气的生产计量。三级计量——油田内部湿气的生产计量。2、

天然气计量仪表的配备1）一级计量。油田外输气为干气，排量大，推荐用标准节流装置（准确度±1%）。在有条件的地方应选用高级孔板易换装置（也称高级孔板阀）可以带压更换孔板。所选孔板必须由不锈钢制造，并必须由检定单位按JJG《天然气流量测量用标准孔板》的要求检定，获合格证书后方可安装使用。孔板计量必须按国标GB2624—81《节流装置的设计安装和使用》及行业标准SYL04—83《天然气流量的标准孔板计量方法》要求进行设计计算及安装。选用准确度为±0.5%的压力及温度变送器。在直管段前安过滤器。目前，我国对天然气输量一级计量的综合计量误差为±3%，标准孔板可满足此要求。2）二级计量。二级计量的介质为干气，选用孔板节流装置比较合适（准确度应不低于±1.5%）。由于高级孔板易换装置造价高，为保证检测方便，推荐选用普通孔板易换装置（又称普通孔板阀）或简易孔板易换装置（又称简易孔板阀）。可选用准确度为±1%的压力及温度变送器，二级计量的综合计量误差应在±5%以内。3）三级计量。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、涡街流量计等。仪表的准确度应不低于±1.5%，一般为离线检定，应保证拆装方便，流量计前应配过滤器。三级计量的综合计量误差应在±7%以内。二、天然气的计量仪表天然气具有湿度小、较清洁、流量大而且流量相对稳定的特点，油田干气可选用差压式标准节流装置、气体涡轮流量计、旋涡流量计、涡街流量计、气体罗茨流量计以及旋叶容积式气体流量计等。流量计种类繁多，用于计量天然气的主要有两类。1）容积式流量计容积式流量计是使气体充满一定容积的空间来测量流量。这类流量计有腰轮流量计（罗茨流量计），湿式流量计和皮囊式流量计等。2）速度式流量计速度式流量计是利用气体流通断面一定时，气体的体积流量与速度相关，可用测量气体速度的方法计量气体流量。这类流量计有多种，孔板差压流量计就是其中之一，钻井队试气常用的临界速度流量计也属这一类。新一代气体流量计的开发研究从未中断过。质量流量计是世界各国发展的重点，这种流量计不受温度、压力和气体偏差系数的影响，具有直读瞬时和累计流量的特点，无需象孔板差压流量计那样进行复杂计算。此外，电磁流量计、超声波流量计、涡轮流量计、靶式流量计等都是国内外竞相开发的新型流量计。我国正在研究的有质量流量计、涡轮流量计和靶式流量计等。当前，我国天然气工业中使用的流量计仍以孔板差压流量计为主，仅采输部门的统计。已占天然气流量仪表的98%以上。对于这种流量计，原石油工业部在1983年颁布了部标准SYL04—83《天然气流量的标准孔板计量方法》,该标准对孔板计量有关的问题，诸如对标准孔板、取压方式、管道安装等提出明确规定。流量计量本身是一大学科，其涉及知识面广，下面仅对孔板差压流量计和涡轮流量计作一简要介绍。见文[6]。1、孔板差压流量计孔板差压流量计由标准孔板、取压装置、导压管和差压计组成，如图10-6所示。标准孔板是一块金属板，具有与测量管轴线同心的圆形开孔，其入口直角边缘加工非常尖锐，安装时孔板开孔与测量管应在同一轴线上。气体通过标准孔板时由于截面积突然缩小，流束将在孔板开孔处形成局部收缩，流速加快，在开孔前后产生压差。流量愈大，压差愈大。通过测量压差可计量流量。由孔板产生的压差是随不同取压位置而变化的。部标准规定标准孔板的取压方式为角接取压和法兰取压两种。在本节中，仅讲述角接取压一种。角接取压是在标准孔板与测量管壁的夹角处测取孔板上下游的压力。图10-6孔板差压流量计示意图

图10-7气体涡轮流量计示意图1—测量管；

2—夹持孔板的部件；3—标准孔板；4—导压管；5—差压计标准孔板所产生的压差，通过导压管将压差讯号传送给差压计，并由差压计显示出来。差压计的类型也很多，目前气田上用的是双波纹管差压计，占所有差压计的95%以上。

2、气体涡轮流量计置于气体中的涡轮，其旋转的角速度与被测气体的瞬时流量成正比。涡轮的转动经过减速，由磁性耦合系统驱动计数器。计数器直接显示被测气体的体积值。气体涡轮流量计结构如图10-7所示。固定涡轮的中心轴支撑在两个轴承上，并安装在专用支架上。在涡轮的上游和下游处装有若干片幅射形整流板，用以对气流进行整流并防止涡流的出现，以提高其线性度。为提高流量计的可靠性和使用寿命，在传动系统中，装有油路润滑装置。

三、气量计算1、标准孔板计量可按下式计算：

（10-7）

式中

——标准条件下气体的体积流量，m3/h；

——常数，依表示条件而定，流量用标准条件表示时，=0.0003619；

——流量系数；

d——工作温度下孔板开孔直径，mm；

——相对密度系数；

ε——流束膨胀系数；

——超偏差系数；

——流动温度系数；

——孔板上游侧取压口气流绝对静压，kPa；

——气流流经孔板时产生的静压，Pa。各系数和参数的确定详见部颁标准SYL04-83中的有关部分。2、流量计计量流量计可计量出工作条件下的气体体积，而要得到标准体积，须进行温度、压力修正：

式中

p——工作状态下的气体表压力，MPa；

——当地大气压力，MPa；

t——工作条件下的气体温度，℃；

Q——流量计指示值，m3。

第五节气液分离

从井中采出的天然气或多或少都带有一部分液体（凝析油、矿化水）和固体杂质（岩屑、砂粒）。这些液体和固体杂质带进站场，会堵塞管线和磨损设备。因此，在单井井场和多井集气站都安装有分离器，对气—液、气—固进行初步分离。气液分离包括相平衡分离和机械分离。相平衡分离是在一定的分离条件下，将液相物料送进分离器进行闪蒸，或是将气相物料送进分离器进行部分冷凝，两者都可能分离出气、液两相产品。机械分离主要是靠重力作用，通过分离器及其部件，实现气、液两相的重力分异，分离成气、液产品。全面理解气液分离应是相平衡分离与机械分离的统一。物料经过相平衡分离获得不同数量和质量的气液两相，而机械分离按两相密度差异将它们分开。机械分离的主要设备是分离器。包括常用的油气分离器和气水分离器、输气干线上的分水器、进压缩机前的除尘器等。分离器的类型有立式分离器、卧式单筒分离器、卧式双筒分离器、球形分离器和卧式三相分离器等类型。无论其名称和类型，就分离气井产出的流体来说，分离器应具有以下功能：（1）

实现液相和气相的初次分离。例如，气水井产出的流体包括天然气和自由水，初次分离要实现气、水分开；（2）改善初次分离效果，将气相中夹带的雾状液滴分离；（3）进一步将液相中夹带的气体分离；（4）在确信气体中无液滴、液体中无气体时，连续地将气液分别排出分离器。为实现上述功能，分离器的内部结构都有某些共同之处：（1）气液的初次分离段，一般通过离心式入口装置实现；（2）足够长或高的沉降段，使液滴能从气体中沉降到分离器底部；（3）分离器的气体出口处都装有除雾器，捕捉气流中不能靠自身沉降的微小液滴；（4）分离器的控制阀件及仪表，如液位控制器、薄膜控制阀、出油阀、安全阀、回压阀、压力表和温度计等附件。以上各点，可参见各种类型的分离器及有关部件。一、多级分离器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。在多级分离流程中，由于最后一次闪蒸分离是在油罐中发生，因此总是将油罐当作气液分离的最后一级。多级分离器的目的在于使气井所产生的流体在逐级减压时稍事停留以便获得更稳定的液相产品和较高的液相收率。高压凝析气田的地面分离流程通常采用多级分离，目的就是多回收液烃。多级分离并不意味着分离器用的愈多愈好。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。从经济效益上看，两级以上分离，多增加一台分离器的成本，可能超过这台分离器多回收液烃增加的收入。因此，对于凝析气田地面分离流程，由两台分离器和一个油罐组成的三级分离流程一般认为较为合理和经济。下面介绍确定各级分离器压力的方法。第一级分离器（高压分离器）的分离压力取决于井口流压和进干线所需的压力，其压力范围约为4—8MPa。根据第一级压力，利用下面介绍的公式可以确定能获得较高收率的后面几级的分离压力

（10-8）

（10-9）

（10-10）

式中

R——压力比；

n——级数，n=级数－1；

——油罐内的压力；

、、——第一、二、三级分离压力。例10-1

已知=6MPa，=0.101MPa。求（1）三级分离各级压力；（2）四级分离各级压力。解：（1）求三级分离各级压力

MPa

（1）

求四级分离各级压力

MPa

MPa

二、分离器的选择分离器的处理能力与所分离流体的性质、分离条件以及分离器本身的结构形式和尺寸有关。对于一定性质和数量的处理对象，则取决于分离器的类型和尺寸。表10-1列出了单筒卧式、立式和球形分离器各方面性能的优、中、差比较表，可作为选型参考。选择分离器的类型主要考虑井内产物特点。例如，对于气水井和泥砂井适宜选用立式油气分离器，对于泡沫排水井和起泡性原油井适宜选用卧式分离器，而对于凝析气井则使用三相分离器较为理想。对于某一类型的分离器，其铭牌上都标有工作压力、温度、直径、高度和日处理量等参数，也就是根据这些参数选择分离器。其它参数已定，主要的是计算气、液日处理量是否满足要求。在国外经常通过查图表来确定分离器的处理量，气液处理量的计算方法很多。下面介绍一种较简单、实用的计算气体通过能力的计算式

（10-11）

和

（10-12）

式中

ν——根据分离器横截面积计算的气体表观速度，m/s；

A——分离器的横截面积，m2；

q——在分离条件下的气体处理量，m3/s；

——在分离条件下液体密度，kg/m3；

——在分离条件下气体密度，kg/m3；

K——经验常数，对于立式分离器K=0.018—0.107，平均取0.064；对于卧式分离器

K=0.122—0.152，平均取0.137。对式（10-11）和（10-12）进行必要的状态和实用单位换算，日处理气体能力为

（10-13）

式中

——分离器日处理量，104m3/d；

D——分离器内径，m；

p——分离器工作压力，MPa；

T——分离器工作温度，K；

Z——在p、T条件下的偏差系数。液体通过能力取决于液体在分离器中停留的时间。对于凝析气井，停留时间应保证在分离条件下气液两相建立相平衡；对于泡沫排水井，停留时间应考虑泡沫的需要。可通过下式计算停留时间

（10-14）

式中

W——分离器日处理液量，m3/d；

V——液体停留体积，m3；

t——液体停留时间，min。

表10-1

几种分离器性能比较表性

能

参

数卧式

(单筒）立式球形分离效率优中差分离所得液烃的稳定程度优中差适应各种情况（如间隙流）的能力优中差操作的灵活性（如调整液面高度）中优差处理杂质的能力差优中处理起泡原油的能力优中差单位处理量的分离器价格高中低作为移动式使用的适应性优差中平面大小中立面高低中安装的简易程度中难易检查和保养的简易程度易繁中

天然气开采中还有两类分离器值得重视：1）旋风分离器，为分离气流中颗粒，仅靠重力是不尽合理的，重力分离器的尺寸会做得很大，多消耗钢材。在生产中还利用离心力来增大分离效果，体积可做得很小。气流从切线方向通过进口管进入分离器内，并在其内作旋转运动，密度较大的颗粒被抛到器壁上，由于其重力和气流带动颗粒向下运动，达到圆锥体底部后被排出，气流则折回向上，形成旋流，从出口管流出。2）三相分离器，用来分离和脱出可能出现的游离水，尤其像凝析气田开采中、后期，采出的液体中常常是凝析油含水，不仅要气液分离，还要油水分离，它靠油水密度差和分离器内安装堰板来实现油水分离。见文[1-11]。第六节天然气水合物

天然气水合物是在天然气开采、加工和运输过程中在一定温度和压力下天然气中的某些烃类（C1-C5）组分与液态水形成的冰雪状复合物（由气体分子嵌入水的晶格中组成）。严重时,

这些水合物能堵塞井筒、管线、阀门和设备,

从而影响天然气的开采、集输和加工的正常运行。天然气水合物发现于19世纪初。关于水合物结构和生成条件的数据多半是20世纪30

年代获得的。从20世纪60年代开始,

原苏联、美国、

荷兰相继开展了水合物的结构与热动力学研究。70年代初,

原苏联科学家论证了地壳中存在有水合物生成带并可能形成大的工业水合物矿藏。之后,

美国在深海钻探中发现了海底水合物实物,

原苏联发现了世界上第一个水合物矿藏——麦索亚哈气田。80年代以来,对气水合物的研究已相当普遍和深入了。目前,

国外在水合物方面的研究重点是:（1）

水合物的结构、稳定性、物理化学性质以及形成、分离的热动力学;（2）

天然气工业处理系统中水合物的预报和清除,

水合物生成抑制剂的应用;（3）

水合物地质学、水合物分布与储量计算;（4）

水合物地球物理普查;（5）

水合物地球化学和找矿标志;（6）

水合物矿物开采方法等。水合物在工业上至少还具有以下有前途的利用途径:（1）

海水的淡化,目前已形成系统的工业装置;（2）

气体储存和运输;（3）

降低天然气含水量,

提高气体压力,

利用结晶水合物制冷;（4）

双组分和多组分气体和液体混合物的分离;（5）

大陆之间天然气的运输;（6）

利用水合物进行同位素浓缩;（7）

利用水合物制造特种水泥。水合物有很高的吸附气体的能力,1体积的水合物可含200倍于这个单位的气体。据预测,地壳中气水合物的气藏储量要比常规天然气的储量大好几个数量级。原苏联院士A.A特罗菲姆克认为:“有利于天然气水合物形成条件的地区占陆地面积的27%,

其中大部分分布在冻土层中;

在90%的世界海洋中都具备水合物生成的有利温度和压力条件,

可见天然气水合物作为一种新的矿产资源,

将在21世纪或人类未来能源中具有极大的潜力。水合物象冰,

它既可存在零下温度,

又可存在零上温度环境中。水合物具有比其它冷凝相气体低几十倍的平衡压力。

当温度达到水合物生成的临界值时,

即使气体不能液化,

仍可生成水合物。

本节主要介绍天然气开采，集输过程中水合物生成条件及防治方法，以避免对生产造成严重的危害。见文[12]。一、天然气水合物的生成条件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。除此之外,在下列因素的影响下,也可生成或加速天然气水合物的生成,

如高流速、

压力波动、气体扰动、H2S、CO2等酸性气体的存在和微小水合物晶核的诱导等。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。在确定岩石孔隙中水合物生成条件时,必须考虑多孔介质中毛细管现象的影响。间隙水生成水合物比自由接触时需要较低的温度或较高的压力。二、天然气水合物的结构与分类天然气水合物是水和烃类气体物理化学结合的产物,从外表看类似于冰或雪,

是白色结晶体。按目前的认识,

气体处在水合物晶格的水分子节点之间的空穴中,

水合物分子是依靠范德华力保持着平衡,

根据X射线对天然气水合物结构的分析,

气体水合物的主晶格有三种结构类型,

即Ⅰ型和Ⅱ型、和H型结构，如图10-8所示（只列出两种）。Ⅰ型水合物为立方晶体结构，分布最广泛，、乙烷两种小分子量烃和N2、CO2和H2S等非烃类分子，Ⅱ型水合物为菱形晶体结构，除包含Ｃ１、Ｃ2外，较大“笼单元”（水合物晶体中水分子间的空穴）可容纳丙烷、异丁烷等烃类。H型结构为六方晶体结构，其大的“笼单元”可接纳直径超过异丁烷的分子，如异戊烷和直径在7.5-8.6(=10-10m)之间的分子,它早先只在实验室里发现,1993年在美墨西哥湾大陆斜坡发现了它的天然产物。三、天然气水合物生成条件的预测图10-8天然气水合物结构和晶格A—Ⅰ型结构

B—Ⅱ型结构目前,有很多可供选择的确定天然气水合物生成压力和温度的方法,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四大类。目前广泛应用的要数图介法。1、图解法图解法主要有根据相对密度曲线和节流曲线预测水合物生成条件的两种方法。1）相对密度曲线法图解法在矿场实际应用中非常方便，是一种有效的方法。天然气从井底到井口，

从井口到集气站,

又从集气站到用户,

沿线的温度和压力要逐渐降低,

如需确定各点是否生成水合物,

可利用图10-9甲烷和天然气相对密度为0.6、0.7、0.8、0.9和1.0的五种，引自文[3]。天然气预测生成水合物的压力和温度曲线。曲线上每一个点对应的温度,

即为该点压力条件下水合物的生成温度。每条曲线的左区是水合物生成区,

右区是非生成区。2）节流曲线法

天然气在开采、输送过程中,

通过节流阀时将产生急剧的压降和体积膨胀,

温度将骤然降低,

如需判断在某一节流压力下是否形成水合物,

可利用密度为0.6、0.7、0.8、0.9和1.0的天然气节流压降与水合物关系图。见图10-10～图10-12（此处列出三种，引自文[3]）。2、经验公式法

1）

波诺马列夫（俄）法波诺马列夫对大量实验数据进行回归整理,得出不同密度下天然气水合物生成条件方程:

当T〉273.1K时Lgp=-1.0055+0.0541(B+T-273.1)

（10-15）

当T≤

273.1K时Lgp=-1.0055+0.0171(B1-T-273)

（10-16）

式中

p——压力，kPa；T——水合物平衡温度，KB，B1——与天然气密度有关的系数，见表10-2

——气体相对密度。表10-2

B和B1系数表0.560.600.640.660.680.700.750.800.850.900.951.0024.2517.6715.4714.7614.3414.0013.3212.7412.1811.6611.1710.7777.4064.2048.6046.9045.6044.4042.0039.9037.9036.2034.5033.10

例10-1

已知天然气的摩尔组成如下表所示，求天然气在9.56Co时的水合物生成压力。组

分C1C2C3C4N2CO2合计摩尔分数（yi,f）0.7840.0600.0360.0240.0940.0021．000

解

根据气体组成数据，求得气体相对密度

=0.6933由表10-2用内插法求得

因T=273+9.5574=282.6

〉273K,所以

2)

水合物生成条件预报的二次方多项式天然气密度为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:

（10-17）

式中：α──在T=273.1K时生成水合物的平衡压力;K.，β──

与天然气密度有关的系数，见表10-3表10-3

系数

K和β与天然气密度的关系

相对密度

0.560.60.70.80.91.01.1

K

0.0140.0050.00750.010.01270.0170.02

β

1.121.000.820.700.610.540.46

图10-9

水合物生成压力—温度曲线图10-10

不生成水合物时膨胀状态（）

图10-11—不生成水合物时膨胀状态（）图10-12—不生成水合物时膨胀状态（）

3、相平衡计算法1941年卡兹提出了应用相平衡常数来计算天然气水合物的生成条件,其计算方法与多组分体系的露点计算法相类似，参见本书第三章。四、预防生成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，严重影响气井正常生产，甚至会造成停产事故。因此，如何防止水合物的生成是采气工艺中应该特别研究的问题。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。管道中有水合物堵塞现象，打开闸门，放空卸压，可介除水合物堵塞，这是一种应急措施。此外，还有两种防止地面流程中生成水合物的有效措施。1、提高节流前天然气的温度将节流前的天然气温度提高，使节流后温度高于水合物生成的温度，这样就可达到预防节流后生成水合物的目的。2、天然气中注入抑制剂向天然气中注入各种能降低水合物生成温度的天然气水合物抑制剂。常用的抑制剂有甲醇、乙二醇（EG）、二甘醇（DEG）等。甲醇、乙二醇和二甘醇的物理化学性质如表10-4所示。国外还有采用动力抑制剂防治水合物。表10-4

常用水合物抑制剂的物理化学性质项

目甲醇乙二醇二甘醇三甘醇四甘醇分子式CH3OHCH2CH2(OH)2O(CH2CH2OH)2(C2H2O)2C2H4(OH)2(C2H2O)3C2H4(OH)2分子量32.0462.07106.1150.2194.2冰点，（℃）

－11.5－8.3－7.2－5.6沸点（760mmHg）（℃）64.7197.3245.0287.4327.3相对密度0.7915()1.10881.11841.12541.1282与水溶解度（20℃）完全互溶完全互溶完全互溶完全互溶完全互溶绝对粘度（20℃）mPa.s0.59321.535.747.8

汽化热，（J/g）1101

348416

比热，[J/（g.K）]2.52.32.32.2

理论热分解温度（℃）

165164.4206.7237.8实际使用再生温度（℃）

125148.9—162.8176.7—196.1204.4—223．9性状无色易挥发的易燃液体甜味无色的粘稠液体无色无臭的粘稠液体中等臭味的稠粘液体中等臭味的稠粘液体甘醇类的醚基和羟基团形式相似于水的分子结构，与水有很强的亲合力。向天然气中注入的抑制剂与冷却过程凝析的水形成冰点很低的溶液，天然气中的水汽被高浓度甘醇溶液所吸收，导致水合物生成温度明显下降。甘醇水溶液冰点见图10-13。甲醇和乙二醇用得最多。甲醇可用于任何操作温度场合，它的沸点低，适用于低气流温度场合，价格也低。约有3%质量可溶于液烃中，同时也能溶于水。回收甲醇的经济性很差。如果气流中有凝析水，就需要多加些甲醇。甲醇具有中等毒性。乙二醇无毒，但沸点比甲醇高得多，蒸发损失量小，可再生重复使用，适用于处理量大的站场，如在天然气加工厂进口处注入。1）、抑制剂作用下水合物生成温度降的定量关系通过加入水合物抑制剂，水合物的生成温度就会降低，哈默斯密特（Hammerschmidt）第一次提出了天然气水合物生成温度降ΔT与抑制剂水溶液质量百分浓度（W%）的半经验关系式

（10-18）

式中

M——抑制剂分子量；

W——抑制剂溶液的质量百分数，%；ΔT——水合物生成温度降，℃；

K——与抑制剂种类有关的常数，甲醇、乙二醇、异丙醇、氨等取1297.2，氯化钙取

1200，二甘醇取2427.8、乙二醇1222.2。2）、所需抑制剂量的确定所需抑制剂用量包括两部分，一是为保证水合物生成温度降低所必须的抑制剂用量；二是为转入汽态饱和气体所必须的抑制剂用量。通常电解质溶液的饱和蒸汽压低于由气流中凝析出来的纯水的饱和蒸汽压，因此转入汽态的电解质抑制剂量可忽略不计。而用醇类作抑制剂时，这一部分量就不可忽略。以电解质为抑制剂时，抑制剂的单位耗量可由下述关系确定

（10-19）

式中

W1——在抑制剂加入点天然气的含水量，克/cm3

W2——出口气流中的最终含水量，克/cm3；

C——加入抑制剂的质量浓度，%；

K——回收抑制剂的质量浓度，%。回收抑制剂的浓度K是根据必要的水合物生成温度降的设定值来确定。当确定甲醇抑制剂用量时，必须考虑为建立平衡关系转化为气相的那一部分抑制剂用量。在给定和回收溶液浓度时，为防止水合物生成所需的甲醇单位耗量可由下式确定：

（10-20）

α值在给定甲醇溶液浓度时转化为气相的甲醇量，与温度和压力有关，可用下列经验公式计算

（10-21）

式中

p——压力，MPa；

T——温度，K。3）、抑制剂喷注参数的计算以喷注乙二醇为例，介绍几个喷注参数的计算。（1）贫液浓度的选择所谓贫液，是指尚未与湿气接触的新鲜乙二醇或再生后达到浓度要求的乙二醇。贫液浓度愈浓，吸收水汽的效果愈好。但是，在低温下浓度过高的甘醇可能结晶。例如，95%（质量）的二甘醇在－20℃时就会结晶。对于乙二醇，建议使用60—80%（质量）的浓度更为有利，因为在这个范围内是乙二醇的非结晶区。四川气田一般使用65—70%（质量）浓度的乙二醇。（2）富液浓度的计算所谓富液，是指吸收了湿气水分的乙二醇稀释液。