摘 要： 温度和压力是影响天然气水化物形成的重要因素，而且水化物一旦生成，会迅速恶化，一旦发现注气管线有天然气水化物出现的迹象，应立即进行注气参数的调整，如适当调大注气角阀开度，减小节流温降，同时适当降低注气压力，避开天然气水化物形成的临界条件，在进行注气工艺流程设计时要充分考虑注气温度影响，尽量简化注气管线流程设计，避免出现节流导致注气温度降低，最好能够采取相关的注气管线保温措施。

　　关键词： 天然气水合物；气举采油；压力梯度；露点；自由水

　　中图分类号：TE832 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2011）1210026－02

　　1 天然气水化物的结构特性及形成条件

　　天然气水化物是在一定的压力和温度条件下，天然气与烃类气体构成的结晶状的复合物。从外表看，水化物类似致密的雪或松散的冰，密度为0.88-0.90g/cm3。根据用X射线对水化物结构的分析，天然气水化物是一种白色结晶固体。水化物的主晶格由水分子组成，烃分子占据晶格的孔穴，犹如溶于晶格中，可以在晶格孔穴内自由旋转。[1]烃分子与水分子之间并不存在强化学键，仅靠分子间的范德华力保持晶体的稳定。水化物的生成需要一定的热力学条件，即一定的温度和压力。天然气水合物一般在低温和高压条件下生成。越小分子的烃，越难于形成水合物。[2]当天然气的温度低于或等于某一压力下水的露点温度时，天然气中有自由水析出来。自由水的出现是水化物生成的必要条件。当温度低于水化物生成温度，水化晶核形成、生长，逐渐形成致密的天然气水化物。生成天然气水化物的主要条件如下：

　　1）天然气的温度必须等于或低于天然气中水汽的露点，有自由水存在。

　　2）低温达到水化物生成温度。

　　3）一定的高压环境。

　　4）水化物生成的其他条件有：高流速、压力波动、气流受扰动、酸性气体（硫化氢和二氧化碳）的存在、微小水化晶核的诱导等。

　　2 天然气水化物在气举采油井中形成分析及预防措施

　　2.1 天然气水化物对气举采油井生产的影响

　　气举采油是利用人工举升的方法，把压缩气体注入油管底部，与地层产液混合，气体在液体中膨胀，降低液体的密度和油管中液柱重量，使油管内的流动压力梯度下降，从而降低井底流动压力，建立起将液体举升到地面的生产压差。[3]气举所用的气体可以是氮气或天然气，一般来说氮气成本高，所以气举采油中常用天然气作为气源。

　　南海某海上井口采油平台的油井设计采用环空注气，油管出油的闭式连续气举方式开采，气举所用的气源为经过压缩机增压后的天然气。油井的气举管柱安装有固定式套压控制气举阀，油井自气举开采以来，在将近半年的时间内生产一直十分平稳，但在2010年10月27日开始先后多次出现天然气无法注入导致停产的问题。通过对油井地面工艺流程、参数及地下安全阀的检查，均未发现异常。在对比油井停喷前后各项参数，发现除了注气温度略有下降外其他参数都没有异常。初步分析怀疑是由于低温在气举管线内生成天然气水化物造成注气流程堵塞。

　　2.2 天然气水化物在气举管线中生成的可能性分析

　　天然气是多种气体组成的混合气，其组分和组成无定植。它没有分子式，也没有恒定的分子量。在标准状态下，天然气密度与干燥空气密度的比值称为相对密度。对于一般干气，其相对密度约为0.58～0.62。[4]为了验证天然气水化物生成结论的判断，现场取样进行了注气气样化验分析，分析结果见表1，经计算气体的相对密度约为0.770。

　　表1 天然气组分分析数据

　　通过图1利用查图法，结合该井故障时的注气压力（8.5Mpa），发现在此条件下天然气水化物的生成温度大约为20℃。

　　图1

　　为了进一步研究天然气水化物生成温度范围，通过HYSYS建模求解天然气组分的泡点线，露点线以及水合物形成曲线的相关数据，利用求解出的数据作出相包络线以及水合物形成曲线如图2所示。

　　在图2中，5区为水合物形成区，只有当管线实际运行的压力和温度处于水合物形成曲线4的右侧才可以避免管线中不会产生水合物。从图2可以看出注气压力在8.6Mpa时，水化物的生成临界温度也在20℃。由于气举井开始生成水化物时，注气温度都低于18℃左右。对比上面两种方法分析方法的结果可以确认，该井在注气温度低于20℃时会生成天然气水化物，而正是由于天然气水化物的存在堵塞了注气流程，从而导致注气失效。

　　2.3 避免注气管线天然气水化物形成的措施

　　温度和压力是影响天然气水化物形成的重要因素，而且水化物一旦生成，会迅速恶化，因此当注气管线有天然气水化物生成的先兆，必须及时进行调整。可以采取措施提高注气温度，当节流压降不变，提高节流前天然气的温度也等于提高了节流后天然气的温度。如果节流后的天然气温度提高到水化物生产温度，预防节流后水化物生成的目的就可以达到。当客观条件限制注气温度无法提高，可以通过调整注气角阀的开度，加大注气量，减少节流温降，从而达到提高注气温度的目的。试验结果表明在相同的其它反应条件下，温度越低，水合物反应所需要的时间就越短，反应速度就越快。[5]

　　天然气水化物的生产温度和压力与天然气的组份有关，因此要及时进行气举分离器的排液，避免过多的水分和轻油进入注气管线。在不含腐蚀性气体的气源中，可以容忍一定数量的水分，但在注入气中，最好加注已二醇等抑制剂，防止生成水化物。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，导致水化物生成温度也明显降低。抑制剂的注入量需要根据注气组分、压力、温度和注入量等参数进行具体计算，同时要保证抑制剂与天然气均匀混合，保证其能发挥最大效果。

　　图中：1-泡点线；2-露点线；3-临界点；4-水合物形成曲线；5-水合物形成区

　　图2 相包络线及水合物形成曲线图

　　3 结论

　　1）注气品质是保证注气井能够平稳生产的前提条件，未脱水的湿气会降低气举生产的可靠性[6]。因此一般要求气举气是不含水和凝析油的干气，以避免地面设备出现水化结冰或井下设备出现腐蚀或堵塞现象。因此要求气举工艺的地面设备必须设计有冷却系统和洗涤器。冷却系统主要把气中的重组分通过冷却变成液体，进行分离，同时也可以去除部分水份。冷却系统已除掉部分水分，剩余水分必须用洗涤器或者加入干燥剂加以消除，尽量减少气体中的水分，降低水分中的腐蚀性气体。

　　2）温度是天然气水合物形成的重要因素之一，特别在冬季环境温度较低的海域更应给予足够重视。虽然文中提及油田所在海域年平均气温高达23℃，但在冬季寒流的影响下，最低温度可以达到5℃。在进行注气工艺流程设计时要充分考虑注气温度影响，尽量简化注气管线流程设计，避免出现节流导致注气温度降低，最好能够采取相关的注气管线保温措施。

　　3）由于天然气水化物一旦开始形成，会迅速恶化，最终导致注气失效。因此要加强对注气参数的监控，一旦发现注气管线有天然气水化物出现的迹象，应立即进行注气参数的调整，如适当调大注气角阀开度，减小节流温降，同时适当降低注气压力，避开天然气水化物形成的临界条件。最好能够在井口设计安装双针压力记录仪，有了双针压力记录仪记录的压力，有利于及时进行油井调整及故障诊断。为了方便现场对注气参数的调整，最好不要几口井共用一条管线，否则会在同步举升时产生回压，影响单个井的注气参数调整。

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　　参考文献：

　　[1]杨继盛主编，《采气工艺基础》第1版，北京：石油工业出版社，1992，10：245.

　　[2]张亮、马认琦、苏杰、张向华、苗典远等，天然气水合物形成机理及有效清除，石油钻采工艺，2010，32（3）：35.

　　[3]《海上采油工程手册》编写组编著，《海上采油工程手册》第二版，石油工业出版社，2001，6：716.

　　[4]李士伦、张正卿、冉新权等著，《注气提高石油采收率技术》第1版，四川科学技术出版社，2001，11：26.

　　[5]李安星，天然气水合物形成速度的影响因素[J].油气田地面工程，2008，27（7）：84．

　　[6]〔美〕H.B 布雷德利主编，《石油工程手册》（上册），石油工业出版社，1992，8：167.