水合物抑制剂加注量计算
天然气管道水合物抑制剂注入量的确定
天然气管道水合物抑制剂注入量的确定发表时间：2020-12-23T05:59:44.593Z 来源：《防护工程》2020年26期作者：王建伟[导读] 天然气输送管道水合物抑制剂的注入量缺乏可靠有效的计算方法，在实际生产中常采取较为保守的用量。
大港油田采油工艺研究院天津市滨海新区 300280摘要：天然气输送管道水合物抑制剂的注入量缺乏可靠有效的计算方法，在实际生产中常采取较为保守的用量。
以PIPEPHASE软件对输气管道多相流模拟计算为基础，对天然气管道内水合物的生成条件进行了预测，并综合考虑管道水相内所需的抑制剂量、气相损失量和液烃内的溶解损失量，建立了确定管道输送天然气水合物抑制剂合理注入量的新途径。
将该方法应用于油田输气管道，经生产实际检验，可有效降低抑制剂的用量，降低生产成本，计算结果对实际生产具有较好的指导性。
关键词：输气管道；天然气水合物；多相流；抑制剂；注入量0引言油田内部天然气管道输送介质一般为油井伴生气，常有液态水存在，向管道内注入热力学抑制剂是常用的防止天然气水合物生成的方法。
目前应用较多的抑制剂为甲醇、乙二醇、二甘醇等有机化合物[1]。
实际生产中，为保障安全运行，一般采取较为保守的注入量，造成运行成本的浪费。
因此，建立一种有效的水合物抑制剂注入量确定方法，对于实现天然气输送的科学化管理具有重要意义。
1PIPEPHASE软件预测天然气水合物生成将输气管道温度及压力动态模拟计算与水合物生成条件预测结合起来，应用PIPEPHASE软件对管道内天然气水合物的生成条件进行模拟计算，首先建立输气管道模型，录入天然气组分、输送气量、压力、温度、含水、管道规格、环境温度、高程差等参数，插入水合物计算单元，通过运行软件，计算得出不同气源、节点、管道内水合物形成压力-温度数据、曲线以及生成水合物类型，并可模拟出不同抑制剂加入浓度对水合物的抑制效果（图1）。
2.1水相内所需的抑制剂量水相内抑制剂的浓度是防止水合物生成的关键。
水处理加药计算公式
水处理加药计算公式水处理加药计算是指通过一定的计算公式确定水处理中所需的药剂加药量。
在水处理过程中，为了有效地去除水中的悬浮物、微生物和化学成分，常常需要添加适量的药剂。
下面介绍一些常见的水处理加药计算公式。
1. 吸附剂加药计算公式吸附剂主要用于去除水中的颜色、异味和有机物等杂质。
加药量的计算公式为：Dosage = (C1 - C2) × Q / M其中，Dosage为吸附剂的加药量（单位为克）；C1为进水中某种有机物（颜色、异味等）的初始浓度（单位为mg/L）；C2为出水中该有机物的浓度（单位为mg/L）；Q为水处理量（单位为m³）；M为吸附剂的质量（单位为克/千克水）。
2. 氧化剂加药计算公式氧化剂主要用于与水中的有机物发生氧化反应，从而去除有机污染物。
加药量的计算公式为：Dosage = C1 × Q / A其中，Dosage为氧化剂的加药量（单位为克）；C1为水中有机物的浓度（单位为mg/L）；Q为水处理量（单位为m³）；A为氧化剂的有效氧浓度（单位为克/千克水）。
3. 絮凝剂加药计算公式絮凝剂主要用于悬浮物的团聚，从而加速悬浮物的沉降和过滤，使水变得清澈。
加药量的计算公式为：Dosage = (C1 - C2) × Q × f / M其中，Dosage为絮凝剂的加药量（单位为克）；C1为水中悬浮物的初始浓度（单位为mg/L）；C2为出水中悬浮物的浓度（单位为mg/L）；Q为水处理量（单位为m³）；f为絮凝剂的药剂浓度（单位为g/L）；M为絮凝剂的有效成分含量（单位为克/千克水）。
需要注意的是，上述计算公式仅适用于一般情况下的水处理加药计算。
在具体应用中，还需考虑水质的变化、设备的特点以及不同药剂的使用要求等因素，确定最佳的加药量。
总之，水处理加药计算公式是根据水质的特点、需要去除的污染物以及药剂的特性等因素综合考虑而得出的。
天然气管道水合物预测及抑制剂加入量计算
作者简介 ：刘刚 （ １ ９ ８ ３ 一） ，女 ，工程 师 ，从 事天然气处理及集输生产运行管理工作 。Ｅ — ｍａ ｉ ｌ ：ｌ ｉ ｕ ｇ ｕ ａ ｎ ｇ ｍｅ ｉ ｏ １ ２ ０ ＠１ ６ ３ ． ｃ ｏ ｎ。 ｒ 天然气技术与经济 ／ ５５
常 见 的水 合 物 预 测 方 法 有 经 验 图解 法 、波 洛 马
易 达 到 水 合 物 形 成 的热 力 学 条 件 ，产 生 的水 合 物 会 列 夫法 、气 一 固平 衡 常数 法 、高 压 可视 化 流体 装 置 造 成 输 气 管 道 压 降 增 大 ，严 重 时 导 致 管 道 被 迫 停 模 拟 法 、软 件模 拟 法 等 。其 中 ，经 验 图解 法 在 现 场 运 。某 天 然 气 公 司有 两 条 集 气 板 低 管 道 ，其 中管 道 实 际 应 用 中非 常 方便 和有 效 ，准 确 度 很 高 ，但 对 含 中间分 别 有 板 １ ７ 站 、板 ｌ ４站 、板 ２ ６ 站３ 个 气 源点 进 有 Ｈ ： Ｓ 的气 体计 算 结果 偏差 较 大 。波 诺 马列 夫法 是 入 。冬 季 采 取 向管 道 内滴 注 甲醇 抑 制 剂 的方 式 防止 对 大 量 实验 数 据 进 行 整 理 ，得 出不 同密 度 天 然 气水
合 物 生成 方 程 ，计 算 方 法 虽 然 简 单 ，但存 在 一 定误 差 。气 一 固平 衡 常数 法 适 用 于含 有典 型 烷烃 组 成 的 无 硫 天然 气 ，而 对 于含 硫 管 道 得 出的 计算 结果 差 异
较 大。若通过高压可视化流体测试装置 ，用实际工 况 的 板 中 、板 低 气 体 对 水 合 物 形 成 条 件 进 行 模 拟 ，
水合物抑制剂研究综述
水合物生成的抑制1背景1.1水合物的形成条件水合物合成条件：必要条件一液相水的存在、高压低温条件（即①气体处于水汽饱和或过饱和状态并存在游离水；②有足够高的压力和足够低的温度）；辅助条件一压力波动、气体流向的突变、晶种的存在。
水合物生成需要一定的条件，促使水合物生成的重要条件有3个：（1）有足够高的压力条件。
在系统压力足够高时，才能促使饱和水蒸气的气体形成水合物；（2）有足够低的温度条件。
在系统中的温度小于临界温度时，才有可能生成水合物；（3）天然气中含有足够生成水合物所需要的水分。
另外，由现场的实际经验可以知道，气体压力变动、气体流动方向改变所导致的涡流、可能存在的酸性气体、水合物晶核的诱导等因素对水合物的形成也存在影响。
除温度、压力和含水量等三个主要因素外，油气井的产量、运输管线的长度、运输油管的直径、运输油管中气体的温度、压力变化以及管线埋藏的环境也对水合物形成产生影响。
1.2运输管线中天然气水合物的形成原因高压、低温：管线中高压、管线所处环境低温；水合物晶种存在：井筒内有加剧天然气水合物形成的晶种存在，加上井温偏低，遇凝析水便会形成天然气水合物堵塞。
节流降温效应：埋地管线积液处、分离器出口变径处（分离元件）、排污阀、弯头、三通和分离器积液包等部位。
这些部位由于节流降温效应，加上未采取加热保温措施，必然会发生天然气水合物堵塞。
积液（聚积的液体）：为天然气水合物的形成提供了物质基础。
导致积液的原因是：（1）部分气井井口温度较高或出站计量温度控制较高，管线下游末端温度较低，增加了管线的含水量；（2）管线高低起伏较大，大量凝析水或气田水易聚积在管内低洼处，不仅使天然气与积液形成段塞流，增大流动阻力，更会因节流效应导致天然气输送温度降低，最终形成大量天然气水合物堵塞管线。
井筒中的污染物:钻完井的残留物、生产过程中加注的缓蚀剂及腐蚀产物等，也会引起井筒和地面设备管道堵塞，造成气井不能正常生产。
1.3危害在天然气输送管道及多相混输管道中，低分子量烃类及硫化氢、二氧化碳等气体和管道中的水，在一定的温度和压力条件下会形成水合物，轻则使气流通道减小，重则将导致管道或设备堵塞，从而堵塞管道，严重制约气井的开发，影响安全生产。
管内天然气水合物抑制剂的应用研究_王书淼
第25卷第2期 油 气 储 运管内天然气水合物抑制剂的应用研究王书淼* 吴 明 王国付 刘宏波(辽宁石油化工大学油气储运工程系) (中国石油天然气管道工程有限公司)王书淼 吴 明等:管内天然气水合物抑制剂的应用研究,油气储运,2006,25(2)43~46,52。
摘 要 针对输气管道产生水合物问题提出了水合物热力学抑制剂的3个计算公式,其中,由抑制剂冰点下降 T计算天然气水合物生成温度的理论公式不受抑制剂种类与浓度的限制,冰点下降较易测定。
对某管道使用的甲醇、乙二醇抑制剂进行了试验,结果表明,加入10%的抑制剂即可防止管道内水合物生成。
给出了动力学抑制剂VC 713现场的应用实例,应用结果表明,只有将动力学抑制剂与热力学抑制剂结合起来,才能收到良好的抑制效果。
主题词 天然气管道 水合物 热力学抑制剂 动力学抑制剂 应用研究在管道输气过程中,由于很多时候含有水,在一定条件下极易生成水合物,会对石油天然气工业造成许多危害〔1,2〕,例如,在天然气运输和加工过程中,尤其是产出气体含有饱和水蒸气时,遇到寒冷的天气很容易堵塞管道、阀门和处理设备。
在海上,通常要将混合油气流体输送一定距离才能进行脱水处理,这样海底管道很容易形成水合物。
此外,水合物也可以在天然气的超低温液化分离中形成。
因此,研究水合物的预防和清除的有效方法是业界关注的问题。
一、天然气水合物的热力学抑制剂和计算公式天然气水合物热力学抑制剂方面的技术研究已趋成熟。
目前,使用最广泛的热力学抑制剂为甲醇、乙二醇、二甘醇以及一些电解质,它们通过抑制剂分子或离子增加与水分子的竞争力,改变水和烃分子的热力学平衡(改变水合物的化学位),使温度、压力平衡条件处在实际操作条件之外的范围,避免水合物的形成或直接与水合物接触,移动相平衡曲线(即使水合物生成条件向较低温度和较低压力范围移动),使水合物不稳定并分解,易于清除。
在实践中,水合物生成抑制剂应满足的要求有,尽可能的降低水合物生成温度;同气 液组分不发生化学反应,并且不生成固体沉淀物;不增加气体和燃烧产物的毒性;不会引起设备和管道的腐蚀;完全溶于水,并且易于再生;具有低粘度和低蒸气压;具有低凝点;价格低,且容易买到等。
降低单井注醇量
第六采气厂2015年度QC成果交流材料降低单井注醇量编写人：勾炜、甄睿单位：高16站时间：2015年11月目录一、项目简介 (3)二、小组概况 (3)三、选题理由 (3)四、现状调查 (4)五、目标设定 (5)六、原因分析及要因确定 (6)七、制定对策 (10)八、对策实施 (11)九、效果检查 (11)十、巩固措施 (12)十一、体会及下一步打算 (13)一、项目简介高桥气田气井普遍具有井口压力高，产水量大，硫化氢含量高等特点。
降低气井冻堵频次，维持生产稳定，保障冬季用气高峰的供应成了目前工作的重心。
依据水合物形成原理，高桥气田主要采用加入甲醇防止水合物形成。
本文运用天然气游离水中液相甲醇的浓度公式，建立了计算气井合理注醇量的方法，为有效降低单井注醇量，更加科学合理地使用甲醇提供了理论依据和实践基础。
二、小组概况对于单井注醇量的控制必须要结合实际生产，尤其是要在不影响冬季气井正常生产的情况下，不断地通过实践和观察来得出结论。
因此，我们选择高16站成立课题研究小组，并以该站管辖范围内的几口气井作为实验对象表1 小组概况表表2 小组成员情况表三、选题理由在采气工艺中，天然气水合物的形成往往带来严重的生产和安全问题。
我国主要的天然气集输手段是管道输送，而天然气水合物的形成，容易在阀门、管线低洼地带、管线弯头、采气树和油管等多处冻堵，造成气井生产波动，减产停产，严重时甚至会冻伤输气管线，引发事故，造成财产损失和诸多安全隐患。
控制天然气水合物形成的热力学条件主要有:温度、压力、天然气的化学组成、天然气和水的供给。
现有的研究表明：在体系中加入水合物抑制剂和增高盐度，有助于阻碍水合物的形成。
安塞作业区常用水合物抑制剂为甲醇。
因此，气井注醇工艺成为了保障高桥气田冬季生产稳定的最主要的技术手段。
然而，甲醇消耗作为天然气生产的最主要成本来源之一，虽然在运输和保管上有着严格的管理和各项规章制度，甲醇的使用方面却缺乏科学性的理论指导和依据。
海底天然气凝析管道中水合物抑制剂甲醇的注入量计算
作者： 胡善炜;田志强;邢同胜;金耀辉;梁伟龙
作者机构： 中国石油北京油气调控中心;中国石油西部管道公司
出版物刊名： 化工管理
页码： 154-155页
年卷期： 2014年 第35期
主题词： 甲醇;水合物抑制剂;注入量;凝析烃
摘要：当管道中存在游离水和凝析烃时,在一定压力与温度下会有水合物生成,而生成的水合物会堵塞管道,影响正常生产,给气田、天然气管道带来经济损失,因此合理的确定水合物抑制剂的注入量显得至关重要。
本文主要从以下三个方面研究水合物抑制剂甲醇的注入量问题:凝析水相中甲醇注入量计算、蒸发到气相中甲醇注入量计算以及凝析烃中甲醇的注入量计算,并且针对甲醇注入量的三个方面,提出了三种不同的甲醇注入量计算模型。
天然气水合物抑制剂DVP的合成及性能研究
天然气水合物抑制剂DVP的合成及性能研究李欢;孙丽;唐坤利;吴洋;鲁雪梅【摘要】合成了新型动力学天然气水合物抑制剂DVP,以四氢呋喃法(THF)对其性能进行了评价.DVP的最佳合成条件为:n(N-乙烯己内酰胺):n(丙烯醇):n(甲基丙烯酸羟乙酯)=5:1:1,引发剂加量为0.5%(占单体质量百分数),反应温度60℃,反应时间8 h.DVP的加量0.5%,抑制效果最好,水合物结冰温度为-8℃.结合天然气水合物抑制剂PVP做性能对比,DVP具有加量少、抑制效果好的优点.将DVP与热力学水合物抑制剂进行复配,DVP的抑制性能得到进一步提高.%A new kinetic of natural gas hydrate inhibitor DVP is independent synthetic equipment using self-designed evaluation,by the method of four hydrogen barking dogs (THF)on its performance is evalu-ated.The DVP optimal synthetic conditions were determined as follows:n (N-vinyl caprolactam):n(pro-pylene glycol):n (hydroxyl ethyl methacrylate)=5:1:1,amount of initiator added was 0.5%(mass per-cent)of monomer,reaction temperature60 ℃,the reaction time of 8 h.The DVP added value of 0.5%, hydrate freezed temperature is 8 ℃.Performance compared with gas hydrate inhibitor PVP,DVP added quantity is little,inhibit the advantages with good effect.Finally,the DVP distribution with thermodynamic hydrate inhibitors,DVP suppression performance is further improved.【期刊名称】《应用化工》【年(卷),期】2016(045)003【总页数】5页(P504-507,510)【关键词】天然气水合物;动力学抑制剂;过冷度;结冰温度;THF【作者】李欢;孙丽;唐坤利;吴洋;鲁雪梅【作者单位】中国石油新疆油田分公司采油二厂,新疆克拉玛依 834000;川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院,四川成都 610051;中国石油新疆油田分公司彩南油田作业区,新疆克拉玛依 834000;西南石油大学化学化工学院,四川成都610500;西南石油大学化学化工学院,四川成都 610500【正文语种】中文【中图分类】TQ317.4天然气开采、集输和加工过程中，由于温度、压力、流动速度等的变化，常在低温高压湍流处形成天然气水合物，导致装置运行异常，影响生产的顺利进行。
水合物抑制剂加注
0.基础数落1.乙二醇富液缓冲罐操作温度 o C2. 塔顶冷凝器计算富乙二醇温度富乙二醇#######-15.171125.00水蒸气温度水蒸气1071.88101.001071.883. 贫富液换热器富乙二醇温度富乙二醇#######-6.001125.00贫乙二醇温度贫乙二醇1071.8847.121071.884.再生塔计算######1071.88温度水蒸气富乙二醇温度#######55.00贫乙二醇温度1071.88120.00热负荷 kw总传热系数 w/m 2.o C 对数平均温差 o C 换热面积 m 259.0280.0058.8612.5339换热面积 m 20.9165温度55.00温度120.00120.00温度温度-6.00热负荷 kw8.87总传热系数 w/m 2.o C 80.00对数平均温差 o C 121.02计算容积 m 33.39乙二醇停留时间 hr 12.00计算直径 m(L/d=3.0)1.93圆整取值 mm f1200x3600所需容积 m 316.88容积系数 %80.00操作压力 Mpa(a)0.30设计压力 Mpa(a)-15.170.6093.00设计温度 o C 富乙二醇溶液流量 kg/hr 1125.00富乙二醇溶液浓度 %W 54.00富乙二醇溶液流量 kg/hr 富乙二醇溶液浓度 %W152.0070.00f(Re 2)f 32.6825塔径 mm 塔高 mm181578005. 塔底再沸器计算方法(加热炉)富乙二醇温度富乙二醇水蒸气温度#######55.001125.001071.88######热效率%70.006. 塔顶空冷器计算水蒸气温度水温度#######101.001071.8850.007. 冷凝水接收罐计算8. 乙二醇贫液输送泵扬程 m 流体密度 kg/m 3509. 贫液接收罐计算18971071.8812.0016.08电机功率 kw 0.1946贫液流量 kg/hr停留时间 hr 所需容积 m 3容积系数 %计算直径 mm(L/d=3)1150轴功率 kw 0.1460流量 m 3/hr0.9321效率0.7580.00计算直径 mm(L/d=3)1897选取直径 mm 800选取长度 mm 2400计算容积 m 31.21所需容积 m 316.0880.00735.24冷凝水流量 kg/hr1071.88停留时间 hr 12.0030.00天然气热值 kj/Nm 335060.00燃料气用量 Nm 3/hr 359.19容积系数 %温度120.00火管壁热强度w/m 2计算所虚热负荷 kw火管面积m 2热负荷 kw18000.00734.6058.30燃烧效率 %Wo m/s0.2937填料层1高度mm 2000填料层2高度mm 2000水蒸气流量 m 3/hr1768.81气相密度 kg/m 30.6060气体粘度 mPa.S 0.02液滴直径 10-6m100选取直径 mm选取长度 mm计算容积 m3 10003000 2.36。
水合物抑制剂加注量计算
管线长度 m 5000.00
o
节流后压力 MPa(a) 6.80 46.36 2.6931 30.51
f(Tr,Pr) 0.7267
f(Re2) 3862.63
阻力系数 f 4.6 0.4698
沉降速度 m/s 气体流量 m3/h 分离器直径 m 圆整 m 0.074038 0.3523 井口天然气含水量 g/1000Nm3 255 2683.15 0.4702 0.0337 0.50
定压比热 kj/kmol.k
工作状态下流量 m3/s 8.4631E-03
初选流速 m/s 5.00 51 设计压力 MPa(a) 选定壁厚 3.84 4.9054 mm 8.00 3.5
60 2.83
C
管线起点温度 30.51 管线末点温度 6.34 节流前温度 oC 54.10
o
C C
总传热系数 w/m2.K 1.5000
析出水量 kg/d 11.05
水中乙二醇浓度 w% 10.92
o o
C2 0.10 临界压力 MPa(a) 4.6190 压力MPa(a) 6.5 流量系数 0.20
C3 0.08 压缩因子 0.8641 温度 oC 18
C4 0.00 46.3688 流量 Nm3/d 50000
N2 1.38
CO2 0.00 比热校正 11.12
98.51 临界温度 K 189.5650
2
壁厚 mm 18.57 厚度 mm 100~150
气体通过丝网最大允许速度 m/s 6. 乙二醇防冻剂加入量计算 水合物形成温度 oC 7.00 必须降低的冰点温度 C 4.39
o
气体通过丝网设计速度 m/s
除雾网面积 m
天然气气田井天然气-水合物抑制剂(乙二醇)加注设计计算
3.5
实每际米流管速线重m量/s kg
2. 管线温降计算
3.84 4.9054
环境温度 oC
管线起点温度 oC
总传热系数 w/m2.K 管线长度 m
0 温度计算系数
30.51 管线末点温度 oC
1.5000
5000.00
1.570944137
6.34
3. 节流计算
节流前压力 MPa(a)
节流前温度 oC
46.3688
11.12
天然气PVT参数
压力MPa(a) 6.5
温度 oC 18
流量 Nm3/d 工作状态下流量 m3/s
50000
8.4631E-03
选定 参数
流量系数 0.20
初选流速 m/s 5.00
内径初算 mm
Байду номын сангаас
51
选定外径 mm
60
设计压力 MPa(a)
8.00
计算壁厚 mm
2.83
选定壁厚 mm
0. 天然气物性 参数
南八仙气田井号天然气设计计算
组成 (mol%) 相对密度
C1 98.51 临界温度 K
C2
临0界.1压0力 MPa(a)
C3 0.08 压缩因子
C4
N2
0.00
1.38
定压比热 kj/kmol.k
CO2 0.00 比热校正
0.5603
189.5650
4.6190
0.8641
1. 管径计算
7.00 必须降低的冰点温度 oC
255
析出水量 kg/d
水中乙二醇浓度 w%
34 用量(70%) kg/d
4.39
热力学抑制剂加注浓度计算
热力学抑制剂加注浓度计算当天然气水合物形成的温度降（△t ）根据工艺要求确定后，可按哈默施米特（Hammerschnidt ）半经验公式计算抑制剂在液相中必须达到的最低浓度C m （质量百分浓度）。
()()%100⨯∆+∆=Mt K Mt C m （4-4）式中：C m —抑制剂在液相中必须达到的最低浓度，质量百分数； △t —水合物形成温度降，℃；M —抑制剂相对分子质量，甲醇为32，1297，乙二醇为62，二甘醇为106； K —抑制剂常数，甲醇为1297，乙二醇和二甘醇为2220，氯化钙为1220。
式(4-4)只适用于甲醇水溶液质量浓度小于25％，甘醇水溶液质量浓度高至50%～60%的情况，当甲醇水溶液浓度达到50%以上时，应用下述Nielsen —Bucklin 方程计算更淮确：△T=-72ln （X H2O ） (4-5)m 甲醇%=100÷[1＋0.5622 X H2O ÷(1－X H2O )] (4-6)式中：△T —水合物形成温度降低值，℃；XH 2O —水在抑制剂水溶液中所占的摩尔分数，m 甲醇%—甲醇在抑制剂和水混合溶液中所占的质量百分数。
甲醇和乙二醇不同浓度加量对应的水合物形成温度降如表4.5所示。
水合物抑制剂加注量的计算注入天然气集输系统中的抑制剂，一部分与天然气中的液态水混合形成抑制剂水溶液，另一部分随气流蒸发到气相中形成蒸发损失。
计算抑制剂加注量时，对于甘醇类抑制剂，因气相损失量小只考虑液相用量，对于甲醇抑制剂，因沸点低容易蒸发计算时除考虑液相用量之外，还必须考虑气相损失量。
（1）、计算出所需抑制剂浓度后，对于乙二醇等甘醇类抑制剂可由下式计算所需抑制剂加量：mmC C W W -=1水 （4-7）式中：W 为所需抑制剂加量，kg/d ；C m 为水相中抑制剂的质量百分比浓度；W 水为集输系统中的总水量，包括凝析水量和游离水量，凝析水量可由式（4-3）计算可得。
深水气井测试水合物抑制剂优选及注入方法
准确判 断 产水 及产 气 量 ， 或 地 面 计 量 设 备 出现 故 障
而无法 准 确确 定产 气 量 时 ， 通常会以高（ 或过量） 注 入 率来 确 保来 自钻 井液 侵入 滤液 或其 他 水源 的水 不 生成水 合 物 。此外 ， 关 于 ３个 注 入 点 的注 入 量 分 配 问题 ， 考虑 到 管柱 内流 体 的流动 方 向 ， 最下 部 注入 点 的注入 量 应最 大 ， 达到总量 的 ５ ０ ％， 其 他 ２个 点 各
２０ ０ ８．
［ １ ７ ］ 李 建周 ， 关利军 ， 高 永海 ， 等． 深 水 气井 测 试 期 间不 同 产 量 条 件 下 水 合物 形 成 区 域 预 测 方 法 ［ Ｊ ］ ． 油气井 测试 ， ２ ０ １ ２ ， ２ １ （ ２ ） ：
１ ７ — １ ９。 ２ ３ ．
２ ）南 海 东 部 深 水 气 井 测 试 流 通 道 上 须 设 置 ３ 个 甲醇 注 入 点 ： 泥 面 以下 ６ ０ ０ ｍ 左右 、 泥 面 附 近 和 地 面油 嘴管 汇 。在测 试期 间水 合物 生成 的高危期 须 注入 甲醇 ， 主要有 初 开 井 期 、 开井流动后低产期、 井 口关 井期 等 ； 实 际操作 时 ， 注入 量 可依据 甲醇注入 量 与水 合 物形成 关 系 图 版 确定 ， 在无 法精 确 计 算 和 开
３ 结 论
１ ）实验 及理 论研 究均 表 明 ， 深水 气 井 测试 期 间
甲醇 可作 为有 效 的天 然气水 合 物抑 制剂 。
ｗｅ ｌ ｌ ｓ ｗｉ ｔ ｈ ｐ ｏ ｔ ｅ ｎ ｔ ｉ ａ ｌ ｇ ａ ｓ ｈ ｙ ｄ ｒ ａ ｔ ｅ ｐ ｒ ｏ ｂ ｌ ｅ ｍｓ ［ ｃ ］ ． ＯＴＣ １ ９ １ ６ ２ ，
动力学水合物抑制剂复配效果
动力学水合物抑制剂复配效果郑黎明;何仁清;张洋洋【摘要】@@%目前的水合物抑制方法主要有除水法、加热法、降压控制法和添加化学抑制剂法.动力学抑制剂(LDHI)是相对于传统的热力学抑制剂而言的,通过动力学抑制剂的加入,主要降低水合物的形成速率,延长水合物晶核形成的诱导时间或改变晶核的聚集过程.动力学抑制剂PVCap与甲醇可复配作为钻完井及深水管道中的水合物抑制.降低温度、增加压力、减小浓度,复配抑制效果变差.抑制剂PVCap 与醇或盐复配,温度较高(4 ℃)时,复配效果较好,与NaCl复配效果要好于甲醇,而且可减少成本；温度较低(1 ℃)时,复配需慎重,加入NaCl或甲醇,可能会降低抑制效果.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2012(031)010【总页数】2页(P40-41)【关键词】动力学水合物抑制剂;醇类;温度;深水钻井;抑制效果【作者】郑黎明;何仁清;张洋洋【作者单位】中国石油大学(华东);中国石油大学(华东);中国石油大学(华东)【正文语种】中文目前的水合物抑制方法主要有除水法、加热法、降压控制法和添加化学抑制剂法（包括热力学水合物抑制剂KHI与动力学水合物抑制剂LDHI）[1]，由于成本问题，动力学抑制剂越来越多地得到研究，动力学抑制剂又分为聚合物类和表面活性剂类。
目前针对LDHI的研究已大量展开，包括PVP、PVCap、VC—713、改性淀粉、纤维素类、酯类、磷酸盐类、胺类物质等[2-3]，同时也不断有新的抑制剂被研制成功[4]。
动力学抑制剂（LDHI）是相对于传统的热力学抑制剂而言的，热力学抑制剂（KHI）如醇类、盐类物质可降低水合物生成温度，但要求加入量大，成本高，环境污染大；而通过动力学抑制剂的加入，主要降低水合物的形成速率，延长水合物晶核形成的诱导时间或改变晶核的聚集过程。
动力学抑制剂包括表面活性剂类和聚合物类，它具有低耗、高效、无公害的特点。
聚合物类动力学抑制剂抑制作用的机理是通过高分子的共晶或吸附作用，高分子侧链基团进入水合物笼形空腔，并与水合物表面形成氢键，从而吸附在水合物表面，使水合物以很小的曲率半径绕着或在高分子链之间生成；同时高分子还从空间上阻止客体分子（气体分子）进入水合物空腔，阻止水合物晶核的生长，或是水合物微粒保持分散而不发生聚集，从而抑制水合物的形成。
延长气田天然气水合物抑制剂注入量的确定
！婴呈２
２２ １８ １０
１丝２
５６．１９ ４６．３４ ２２．８４
（堕１ ２
１６７．２６ １２７．３１ ３１．７２
鏖！丝２
５１．８６ ４２．０４ １９．９１
１堕璺２
２９．７ ２１．６ ６
乙二醇再生塔底和贫液中累积的越来越多，真空再 生法可解决，但投资较高；若采用甲醇作为水合物抑
制剂，采用常规再生法虽然存在设备腐蚀问题，但盐
Ｇ。＝１０—９，Ｇ［（阢一职）＋町］ 式中：Ｇ。——新鲜或再生甘醇注入量，ｋｇ／ｄ； ｇ，——天然气流量，ｍ３／ｄ；
（３）
Ｇ一新鲜或再生甘醇注入率，ｋｇ／ｋｇ；
件下的饱和含水量，ｍｇ／ｍ３；
形。、％——天然气在膨胀前后温度和压力条 职—一天然气中的游离水，ｍｇ／ｍ３。
当采用甲醇时，注入量按下式计算： Ｇ。＝１０～ｑ，（Ｇｓ＋Ｇ。） （４）
４０
从表２可看出，当井口天然气温度降低时，需要 的水合物形成温度降增加，相应的最低富液浓度增 加，与之对应的最低水合物抑制剂注入量也有所增 加；反之，对应的抑制剂注人量将有所减少。 ３．２井口压力对抑制剂注入量的影响 在其他条件相同的情况下，随着开采时间的增 加，井口天然气压力将逐渐降低，对应的井口注醇量 也发生了变化，见表３。
在一定的温度和压力条件下，气田集气系统不 可避免的会在系统不同环节或部位形成水合物。集 气系统形成水合物的环节，一是在井场和集气站对 天然气进行节流降压，气体膨胀产生急剧温降时形 成水合物；二是在采气管线和集气管线因气体输送 产生压降和温降的过程中，管线内形成水合物。预 防天然气水合物形成的方法［Ｉ ｏ有很多，在井口设小 型加热炉，输送前将天然气加热；注抑制剂，降低天 然气水合物形成温度；管线保温；脱水。其中，在气 井中注入适量水合物抑制剂的方法较为普遍。 水合物抑制剂的作用原理¨１是：利用其吸水性 以降低天然气中水蒸气的浓度，从而降低水合物形 成的冰点。天然气水合物抑制剂包括：甲醇、乙二 醇、二甘醇等。 延长气田大部分气井采用高压集气工艺，即井 口不加热、不节流，气井天然气通过高压采气管线输 往集气站集中加热、节流、计量、处理，在集气站内建 注醇泵房，集中向单井注入水合物抑制剂。 １
苏南气井甲醇注入量优化及效果评价
2021年2月第37卷第2期石油工业技术监督Technology Supervision in Petroleum IndustryFeb.2021Vol.37No.2苏南气井甲醇注入量优化及效果评价张华涛，王博，马力，李梦中国石油长庆油田苏里格南作业分公司(陕西西安710018)摘要基于天然气管线温度预测和天然气水合物生成条件，建殳了苏南井丛合理注醇量的计算方法，通过现场试验对优化注醇进行了验证，通过注醇优化可以显著降低注醇量，减少注醇泵故障率，降低生产成本，节约用工成本，精细化管理为降本增效提供有利支持关键词天然气水合物；甲醇；注醇优化；苏南气井Optimization of Methanol Injection Rate of Gas Wells in South Sulige and Its EffectEvaluationZhang Huatao,Wang Bo,Ma Li,Li MengPetroChina Cluingqing Oilfield South Sulige Openiting Company(Xi'an.Shaanxi710()1&China)Abstract The calculation method of reasoniiblr alcohol injection rate of well cluster in south Sulige block is established based on the temperature prediction of natural gas pipeline and the formation conditions of initural gas hydrate,and the optimized alcohol injection rate is verified by field tests.The optimization of alcohol injection rate can significantly reduce the amount of alcohol injection,the failure rate of alcohol injection pump and the production cost,save the labor cost,and provide the favoiable support for cost reduction and efficiency increase.Key words natural gas hydrate;inethanoJ;optimization of methanol injection rate;gas wells in south Suligr block张华涛，王博，马力，等•苏南气井甲醇注入量优化及效果评价山•石油工业技术监督,2021,37(2):12-16.Zhang Huatao,Wang Bo.Ma Li,et al.Optimization of methanol injection rate of gas wells in south Sulige and its effect evaluation[J|. Technology Supervision in Petroleum Industry.2()21,37(2):12—16.1实施背景1.1注醇的必要性苏里格气田冬季气温低、温差大，采气管线经常发生天然气水合物冻堵而严重影响生产，目前普遍采用注入甲醇的方式抑制管线中天然气水合物的生成，保障气田冬季顺利生产。
通过HYSYS计算天然气水合物抑制剂注入量
注入甲醇之后，海管进出口天然气物流主要参数见 表2。
表 2 海管进出口天然气物流主要参数 （注甲醇后）
项目 气相分数 温度 ／℃
天然气 海管进口天然气 海管出口天然气
１．０００ ０
０．９９９ ９
０．９９８ ２
３７．２３
３７．０８
１０．００
压力 ／（ｋＰａ·ａ） ８ ３００．００
８ ３００．００
６ ３００．００
1 水合物形成
当天然气处于饱和或过饱和含水状态，或有游离水 存在时，在一定温度、压力条件下，气体压力波动或流 向、流态发生突变时，天然气与水形成一种白色结晶状 固体，其外观类似松散的冰或致密的雪，即为水合物。 水 合 物 的 形 成 能 堵 塞 设 备 、仪 表 阀 门 、管 路 等 ［1］。
从热力学角度看，天然气水合物的形成主要与两个 条件有关。 首要条件是天然气中含有能形成稳定水合物 的 物 质 ，如 水 、小 分 子 烃 类 、H2S、CO2等 ；其 次 是 温 度 、 压 力 符合形成稳定水合物的要求。 低温与高压是形成稳定水 合物的重要热力学条件， 当压力上升或温度下降时，容
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C2 0.10 临界压力 MPa(a) 4.6190 压力MPa(a) 6.5 流量系数 0.20
C3 0.08 压缩因子 0.8641 温度 oC 18
C4 0.00 46.3688 流量 Nm3/d 50000
N2 1.38
CO2 0.00 比热校正 11.12
98.51 临界温度 K 189.5650
2
壁厚 mm 18.57 厚度 mm 100~150
气体通过丝网最大允许速度 m/s 6. 乙二醇防冻剂加入量计算 水合物形成温度 oC 7.00 必须降低的冰点温度 C 4.39
o
气体通过丝网设计速度 m/s
除雾网面积 m
末点天然气含水量 g/1000Nm3 34 用量(70%) kg/d 2.2428
析出水量 kg/d 11.05
水中乙二醇浓度 w% 10.92
管线长度 m 5000.00
o
节流后压力 MPa(a) 6.80 46.36 2.6931 30Re2) 3862.63
阻力系数 f 4.6 0.4698
沉降速度 m/s 气体流量 m3/h 分离器直径 m 圆整 m 0.074038 0.3523 井口天然气含水量 g/1000Nm3 255 2683.15 0.4702 0.0337 0.50
定压比热 kj/kmol.k
工作状态下流量 m3/s 8.4631E-03
初选流速 m/s 5.00 51 设计压力 MPa(a) 选定壁厚 3.84 4.9054 mm 8.00 3.5
60 2.83
C
管线起点温度 30.51 管线末点温度 6.34 节流前温度 oC 54.10
o
C C
总传热系数 w/m2.K 1.5000
南八仙气田井号 仙5井 井口节流
0. 天然气物性参数 C1 组成 (mol%) 相对密度 0.5603 1. 管径计算 天然气PVT参数 选 定 参 数 内径初算 mm 选定外径 mm 计算壁厚 mm 实际流速 m/s 每米管线重量 kg 2. 管线温降计算 环境温度 0 温度计算系数 1.570944137 3. 节流计算 节流前压力 MPa(a) 15.56 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 C 4. 管线压降计算 起点压力 MPa(a) 6.80 5. 单井计量分离器计算 操作温度 oC 6.34 操作压力 Mpa(a) 液滴直径 10-6m 液体密度 kg/m3 6.0573 100.00 1000.00 气体密度 kg/m3 49.32 粘度 mPaS 0.0126 起点温度 oC 30.51 末点温度 oC 6.34 末点压力 MPa(a) 6.0573