水合物抑制剂加注
新型低水合物抑制剂在深水作业中的使用
新型低水合物抑制剂在深水作业中的使用摘要新型低水合物抑制剂在油气田方面的应用已经得到了发展。
新一代抑制剂都属于动力学抑制剂，它们可以使得水合物生成的情况频繁出现在深水作业的现象得以抑制。
这些化学试剂有效地抑制水合物生成，无论在系统中是否有水侵的现象发生。
它们同时具有低毒性的特点，这使得它们得到了良好的环境评价。
有关于这些新产品的应用范围以及实施技术已经通过近年来实验室研究以及现场试验的丰富经验中得出。
取得这次成功与优秀的前沿设计、全面的部署计划以及有效的监控程序是密不可分的。
有关这些新型抑制剂的化学过程以及在模拟深水作业条件它们的化学反应会在这里简略的讨论。
同时，LDHI 对水合物生成的影响和不同压力对LDHI的影响将会一并讨论。
介绍天然气水合物的生成在海上油气开采中是一个备受关注的重点。
这些水合物是一种水晶状、冰状的固体，是气体分子在高压低温的条件下被收集在水笼团簇氢键中形成的。
高压低温的情况在水深大于等于3000英尺的水下作业中十分典型。
例如，墨西哥湾处于这个深度的水温常年保持在39华氏度左右。
严酷的环境以及难以达到都是水化抑制剂在深水作业中遇到的挑战。
一旦失败，补救措施所花费用和收益上的巨大损失将会使得故障成本大大增加。
深水井必须通过大量的油气开采以弥补开发成本。
在开采过程中即使是一段很短时间的干扰都会造成经营者数百万美元的损失。
水合物生成一般可以通过一些已确定的方法得以抑制，例如脱水、热管理和化学抑制。
尽管其中任何一个方法都可以有效的抑制水合物生成，但是它们在深水作业中并不可行或者效果并不尽如人意。
例如，脱水在水下油井以及有空间限制的小平台上并不可行；供热和保温可以独立或者共同使用，但是并不适合高气油比流体的长线运输，这将使成本大大增加。
化学抑制结合热力学抑制共同使用是目前用于水合物抑制的最普遍的方法。
这些抑制剂通过降低水分子活性使水合物平衡曲线向着更高压力以及更低温度的方向移动，最终，作业条件可以远离水合物稳定存在的区间范围。
川东北气井抑制剂配合防治水合物技术
更 为 严格 。 防治水 合 物 问题上 ， 在 目前普 遍使 用的是加 热法 ， 由于 区块特 性 和 防治 方 法单 一 ， 出现 了许 多
问题 。在 实际 测试 过程 中 ， 仅仅 依 靠物 理方 法 防止水 合物 的生成 是 不够 的 ， 需要 采 用化 学的 或物 理化 学
相 结 合 的方 法 才能达 到有 效且 经济 的 目的。 本文 在 广泛调 研 国内外 气 田防治水 合 物 实例 的基 础上 ， 过 通 实验 和理 论 计算 对 比分 析 ， 确定 了川 东 北地 区 目前嘉 二段 、 飞三 段 的抑 制 剂 浓度 和注 入 量 ， 为川 东北 地
式 中 ： 一气 体 视 临界 温 度 ， Ｐ一 气 体 视 临界 压 Ｔｃ Ｋ；
力 ， ａ Ｐ；
’
Ｐ ， 对 比压 力 ， 比温 度 ； 定 压 比热 ， Ｔ 一 对 Ｃ一
ＫＪ （ｍｏ． ； ／ ｋ １Ｋ）
ｆｐ ， 可 用下 式计 算 ： （ Ｔ ）
ｆｐ ， 一 ２ ３ ３ （ ＴＤ ． ４ Ｔ 。 － ０ ０ １ ｐ 一 Ｏ ８ （ ） 。 ‘ ． ７ （ ． ） ２
区防 治水 合物 提供 理论 依 据 。
关 键词 ： 东北 ； 合 物 防治 ； 热法 ； 一 ； 制剂 法 ； 二段 ； 川 水 加 单 抑 嘉 飞三段
中图分 类 号 ： ３ ５ ＴＥ ７
文 献标 识码 ： Ａ
文 章编 号 ：Ｏ ６ ７ ８ （０ ０２一 Ｏ ９一 Ｏ １ｏ— ９１ ２１ ） ２ Ｏ ９ ４
气 体 的等 压 比热 Ｃ ， 般 在 ８ １ ／ ｋ １ 一 — ０ＫＪ （ ｍｏ．
目前 川东 北 区块 主 要包 括 ： 光 气 田和 通南 巴 普
天然气管线去除水合物的方法
天然气管线去除水合物的方法摘要：一、引言二、天然气管线水合物的危害三、天然气管线去除水合物的方法1.加热法2.降压法3.添加抑制剂法4.气体输送法四、方法比较与选择五、结论正文：一、引言在我国天然气输送过程中，水合物问题一直是一个亟待解决的难题。
水合物是一种在天然气中结晶形成的固态物质，其主要成分为甲烷和水。
水合物的存在会对天然气管线造成诸多危害，如堵塞管道、降低输送效率、增加设备损耗等。
因此，研究天然气管线去除水合物的方法具有重要意义。
二、天然气管线水合物的危害天然气管线中的水合物会随着天然气流动而不断沉积，导致管道内径减小，最终造成管道堵塞。
此外，水合物在形成和分解过程中，会对管道内壁产生高压磨擦，加速管道磨损。
同时，水合物的存在还可能导致管道内的腐蚀，增加管线安全隐患。
三、天然气管线去除水合物的方法1.加热法：通过提高天然气温度，使水合物分解为气体和水。
这种方法适用于温度较低的天然气，但需要较大的能耗和设备投入。
2.降压法：在管线输送过程中，降低气体压力，使水合物分解。
此方法适用于压力较高的天然气，但可能影响输送效率。
3.添加抑制剂法：向天然气中添加特定化学物质，抑制水合物的形成和生长。
这种方法适用于各种天然气，但需要合理选择抑制剂类型和添加量。
4.气体输送法：通过增加天然气流量，促使水合物向管道外排出。
这种方法适用于管线输送条件较好的场合。
四、方法比较与选择在实际应用中，应根据天然气成分、输送条件、设备投入和运行成本等因素，综合比较各种方法的优缺点，选择适合的去除水合物方法。
一般来说，加热法和添加抑制剂法较为成熟且效果显著，适用于大部分天然气管线。
而降压法和气体输送法在特定条件下也可作为一种补充方法。
五、结论天然气管线水合物问题对天然气输送造成诸多不利影响，采用合适的去除方法至关重要。
通过对各种方法的探讨和比较，可以为天然气行业提供有益的参考。
天然气水合物抑制剂YHHI-1_的合成及评价
文章编号：1000 − 7393(2020)06 − 0708 − 06 DOI: 10.13639/j.odpt.2020.06.007天然气水合物抑制剂YHHI-1的合成及评价郑成胜 蓝强 徐运波 赵怀珍中石化胜利石油工程公司钻井工艺研究院引用格式：郑成胜，蓝强，徐运波，赵怀珍. 天然气水合物抑制剂YHHI-1的合成及评价［J ］. 石油钻采工艺，2020，42（6）：708-713.摘要：深水钻井液在低温、高压条件下受到天然气侵容易生成天然气水合物，导致钻井液性能恶化、水合物堵塞管线等问题，常用的方法是添加水合物抑制剂，传统热力学抑制剂盐醇加量达20%以上，存在成本高、污染重的缺点，有必要开展新型动力学抑制剂研制。
通过在二元共聚物中引入一种长链单体，合成了一种三元长侧链共聚物抑制剂YHHI-1。
室内采用红外光谱、元素分析等对聚合物进行表征，用高压釜对聚合物抑制性能进行评价，考察了不同加量对基浆、实验浆低温老化性能及水合物生成时间的影响。
结果表明，合成反应6 h 黏均分子量可达约12万，红外光谱证实其结构包含预期官能团，元素分析证实单体反应程度约100%。
2%YHHI-1水溶液抑制结晶时间达120.52 min 。
在5%的膨润土浆中加入1.0%YHHI-1可以将钻井液API 滤失量降低至5 mL 以内，并显著改善钻井液低温老化性能；当YHHI-1加量增至1.5%，模拟海水钻井液API 滤失量降低至3 mL ，低温老化后动塑比为0.5 Pa/(mPa · s)，无性能突变现象。
不同YHHI-1加量下，5%膨润土浆、模拟海水钻井液的水合物生成实验表明，在基浆中加入1.0%YHHI-1，无水合物生成时间大于5 h ；在实验浆加入1.5% YHHI-1，无水合物生成时间可达3 h 以上。
关键词：深水；盐水钻井液；动力学抑制剂；天然气水合物中图分类号：TE254.4 文献标识码： ASynthesis and evaluation of natural gas hydrate inhibitor YHHI-1ZHENG Chengsheng, LAN Qiang, XU Yunbo, ZHAO HuaizhenDrilling Technology Research Institute , SINOPEC Shengli Oilfield Service Corporation , Dongying 257017, Shandong , ChinaCitation: ZHENG Chengsheng, LAN Qiang, XU Yunbo, ZHAO Huaizhen. Synthesis and evaluation of natural gas hydrate inhibitor YHHI-1［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2020, 42(6): 708-713.Abstract: Under low temperature and high pressure, deepwater drilling fluid tends to generate natural gas hydrate with the invasion of natural gas, which deteriorates the performance of drilling fluid and blocks pipelines. And the common method to solve this problem is to add hydrate inhibitor. The dosage of salt alcohol (traditional thermodynamic inhibitor) is over 20%, so it has the disadvantages of high cost and serious pollution. Therefore, it is necessary to research and develop a new kind of kinetic inhibitor. A long-side-chain terpolymer inhibitor YHHI-1 was synthesized by introducing a kind of long-chain monomer into the biopolymer. The polymer was characterized by conducting infrared spectrum and elementary analysis in laboratory, and its inhibition performance was evaluated by using pressure vessel. In addition, the influences of different dosages on the low-temperature aging performance and hydrate formation time of base slurry and experimental slurry were investigated. It is indicated that viscosity-average molecular weight基金项目: 国家科技重大专项“低渗油气藏钻井液完井液及储层保护技术”(编号：2016ZX05021-004)、“致密油气开发环境保护技术集成及关键装备”(编号：2016ZX05040-005)。
海上平台天然气生产工艺流程水合物形成摸索
121水合物又称水化物，它是一种由水分子形成的空穴吸附小分子烃类气体而形成的，其密度一般在0.88g-0.9g/cm ³，一般可在35°C以下形成。
水合物是一种笼形晶格包络物，水分子（主体分子）借氢键结合形成笼形结晶，气体分子（客体分子）在范德华力作用下被包围在晶格之中。
天然气水合物结构一般有三种，分为：立方形结构、单晶立方形结构和简单六方结构。
水合物在天然气管道输送中因地貌、气候及管道自身条件而生成，从而导致管线堵塞，甚至造成设备和仪表附件失灵。
因而为保证管线的安全运行，天然气管道输送过程中水合物的形成及预防是很重要的。
一、导致水合物生成的条件1.热力学影响条件主要有以下3个：（1）天然气水露点高。
水露点是其饱和水蒸气含量的反映，就是天然气中的含水量，同时形成空穴结构；形成水合物的首要条件就是混合气体中含有足够的水分，若气体中水的饱和蒸气压大于水合物的饱和蒸气压，即满足水合物形成的条件，反过来，若气体中水的饱和蒸气压小于水和的饱和蒸气压，则水合物无法形成，即使开始形成也会消失，所以进入输气管道的气体水露点应比输送条件下最低环境温度低5-10°C。
（2）轻烃及杂质。
烃类物质并不是全部都可以形成水合物的, 直链烷烃中只有CH 4、C 2H 6和C 3H 8 能支持水合物的形成, 支链烷烃中只有异丁烷能支持。
此外, 天然气中的杂质组分如H 2S、CO 2 、N 2 和O 2 等也支持水合物的形成。
不同组成的天然气其相对密度也不同。
相对密度愈高的天然气愈容易形成水合物, 而且研究表明：重质烃的很少含量就会使开始水合形成需要的压力大幅度降低。
（3）管道中气体的温度和压力影响。
较高的压力和较低的温度是形成水合物的热力学条件。
对于密度相同的天然气，压力越高则形成水合物的温度也越高，但每种气体均有形成水合物的临界温度，高于该温度无论压力多高也不会形成水合物。
另一方面压力对临界温度也有影响。
长输管道天然气水合物形成与防治
水合物不仅可能导致管道堵塞，也可造成分离设备和仪表的堵塞， 因此天然气输送过程中水合物的产生与预防是很重要的问题。
天然气长输管线水合物生成的预防
输气设备中由于天然气形成水合物而产生的危害是普遍的现 象，因此对其防治非常重要。
天然气水合物(Natural Gas Hydrates)也称水化物或简称水合物， 是在一定压力和温度条件下，天然气中某些气体组分与水形成的一种 复杂的但又不稳定的白色结晶固体，是一种类似于冰或雪的物质。密 度为0.88~0.90 g/cm3。其中可形成水合物的典型物质包括：CH4、 C3H6、C2H4、C2H6、CO2 和H2S 等。一般用M⋅nH2O 表示，M 为水 合物中的气体分子，n 为水分子数，如CH4⋅6H2O，CH4⋅7H2O， C2H6⋅7H2O 等。也有多种气体混合的水合物。
大量研究结果表明，水合物是由氢键连接的水分子结构形成笼形 结构，气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格中。至今，在 自然界已经发现了3 种水合物晶格结构：结构Ⅰ型、结构Ⅱ型、结 构H 型，晶格中含有无数大小不等的孔穴。在稳定的水合物中，一 些孔穴被气态化合物占据，称之为客体分子。只有分子尺寸和几何 形状适宜的气体才能进入孔穴。孔穴中可能仅含有一种气态化合物， 也可能含有不同化学种类的气体分子。在一稳定水合物中无需所有 孔穴均被填满，在Ⅰ型结构的晶格空穴中只能填充CH4、C2H6 小分 子烃类以及H2S等非烃分子；Ⅱ型结构中还可以容纳C3H8、C4H8等 较大的烃类气体分子；而H 型结构除了能容纳上述各种分子外，还 能容纳一般的原油分子i-C5。
降压控制
与管线加热技术原理相似，通过降低体系压力来控制水合物的生成。 有3 种极限情况：等温降压，压力十分缓慢地降低；等焓降压，压力迅 速降低，不发生热传递；等熵降压，压力通过理想膨胀机降低，不发生 热传递。实际的降压过程通常介于等温和绝热之间。
降低水露点 抑制天然气水合物的生成
降低水露点抑制天然气水合物的生成前言由地层采出的天然气，通常处于被水饱和的状态。
处于液相状态的水，在天然气的集输过程中，通过分离器就可以使其从天然气中分离出来。
但天然气中含有的饱和水汽，就不能通过分离器分离。
水是天然气中有害无益的组分，因为天然气中水的存在，会降低天然气的热值和输气管道的输送能力；当温度降低或压力增加时，天然气中液相析出的水，在管道和设备中造成积液，不仅增加流动压降，甚至造成段塞流，还会加速天然气中酸性组分对管道和设备的腐蚀；液态水不仅在冰点时会结冰，而且，即使在天然气的温度高于水的冰点时，液态水还会与天然气中的一些气体组分生成水合物，严重时会堵塞井筒、阀门、管道和设备，影响输气管道的平稳供气和生产装置的正常运行。
天然气的水露点指标就是其饱和水汽含量的反映。
天然气水露点高，其水汽含量必然高。
因此，对于天然气，降低其水露点，无论对于管道输送或是符合商品气质要求，都具有重要的意义。
天然气水露点天然气的饱和水汽含量取决于天然气的温度、压力和气体组成等条件。
天然气含水汽量，通常用绝对湿度、相对湿度、水露点三种方法表示。
１绝对湿度每立方米天然气中所含水汽的克数，称为天然气的绝对湿度。
２相对湿度在一定条件下，天然气中可能含有的最大水汽量，即天然气与液态平衡时的含水汽量，称为天然气的饱和水汽含量。
在一定温度和压力条件下，天然气水汽含量与其在该条件下的饱和水汽含量的比值，称为天然气的相对湿度。
３水露点天然气的水露点是指在一定的压力条件下，天然气中开始出现第一滴水珠时的温度，也就是在该压力条件下与饱和水汽含量对应的温度值。
在ＧＢ１７８２０－１９９９《天然气》中，把水露点作为衡量商品天然气的一个指标。
在天然气的贸易交接计量时，常常要测定它。
在天然气管道输送过程中，更需要首先知道水露点的高低，因为它决定着能否正常输送。
在天然气处理装置中，常常有一个叫天然气烃水露点控制单元，它来控制和在线监测天然气水露点。
天然气水合物的防止措施
天然气水合物生成的防止措施一、天然气水合物的介绍天然气水合物（gashydratets）也称水化物，它是由碳氢化合物和水组成的一种复杂的白色结晶体。
一般用M·nH2O，M为水合物中的气体分子，n为水的分子数，如CH4·6H2O、CH4·7H2O、C2H6·7H2O 等。
天然气水合物是一种络合物，水分子借氢键结合成笼形晶格，气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格中。
气体水合物有14-面体和16-面体两种结构。
二、天然气水合物生成的条件预测天然气水合物的生成与输气管道中气体的压力、温度及水汽含量密切相关。
形成水合物的条件主要有两个：一是天然气足够低的温度和足够高的压力；二是必须输送温度低于天然气露点温度，有游离水析出。
除此之外，高的气体流速任何形式的搅动及晶种的存在等。
预测天然气水合物生成一般是根据实验数据绘制成不同相对密度天然气形成水合物的平衡曲线，见附图。
曲线上方为水合物形成区，下方为不存在区。
由图可知，压力越高、温度越低越易形成水合物。
根据附图可大致确定天然气形成水合物的温度和压力。
但对含H2S 较高的天然气，不宜使用。
若相对密度在两条曲线之间，可用内插法进行近似求得。
三、天然气水合物的防止措施为防止水合物的形成，一般有四种途径:1）提高天然气的输送温度；2）降低压力至给定温度水合物生成压力以下；3）脱除天然气中的水分；4）向气流中加入抑制剂（阻化剂）。
防止水化物最积极的方法保持管线和设备不含液态水，而最常用的方法则向气流中加入各种抑制剂。
1、提高天然气流动温度加热提高天然气流动温度是防止生成水合物和排除已生成水合物的方法之一。
这就是在维持原来的压力状态下使输气管道中的天然气的温度高于生成水合物的温度。
但这种方法不适用干线输气管道中，因为消耗能量大，而且冷却气体是增加输气管道流量的一个有效方法，特别是对于压缩机站数较多的干线输气管道。
加热方法通常在配气站采用，因为那里经常需要较大幅度的降低天然气的压力，由于节流效应会使温度降得很低，从而使节流阀、孔板等发生冻结。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
南八仙气田井号仙5井 井口节流
0. 天然气物性参数
C1C2C3C4N2CO
2
98.510.100.080.001.380.00
相对密度临界温度 K临界压力 MPa(a)压缩因子比热校正
0.5603189.56504.61900.864111.121. 管径计算压力MPa(a)温度 oC流量 Nm3/d6.51850000内径初算 mm选定外径 mm8.00计算壁厚 mm3.5实际流速 m/s每米管线重量 kg2. 管线温降计算管线长度 m5000.003. 节流计算节流前温度 oC54.10天然气定压比热 kj/kmol.K焦耳-汤姆逊效应系数 oC/MPa节流后温度 oC4. 管线压降计算起点温度 oC末点温度 oC30.516.345. 单井计量分离器计算操作温度 oC操作压力 Mpa(a)液滴直径 10-6m液体密度 kg/m3粘度 mPaS6.346.0573100.001000.000.0126气体密度 kg/m349.3246.36选定壁厚 mm6.804.90542.6931节流前压力 MPa(a)15.560.7267总传热系数 w/m2.K管线起点温度 oC2.833.84定压比热 kj/kmol.k46.3688
30.51
f(Tr,Pr)
节流后压力 MPa(a)
1.5000管线末点温度 oC6.34温度计算系数1.570944137环境温度 oC030.51
51
初选流速 m/s
5.0060设计压力 MPa(a)组成 (mol%)天然气PVT参数工作状态下流量 m3/s8.4631E-03流量系数选 定 参 数0.20
末点压力 MPa(a)6.0573起点压力 MPa(a)
6.80
f(Re2)阻力系数 f沉降速度 m/s气体流量 m3/h分离器直径 m圆整 m壁厚 mm
3862.634.60.0740382683.150.47020.5018.57
厚度 mm
100~1506. 乙二醇防冻剂加入量计算析出水量 kg/d11.052.2428必须降低的冰点温度 oC4.39水中乙二醇浓度 w%10.927.00255末点天然气含水量 g/1000Nm334用量(70%) kg/d井口天然气含水量 g/1000Nm3水合物形成温度 oC气体通过丝网最大允许速度 m/s0.4698气体通过丝网设计速度 m/s0.3523除雾网面积 m20.0337