气田水合物治理及节能降耗措施

张伟东（大庆油田采气分公司储气库分公司）

天然气是目前最环保的化石能源物质，燃烧后产生的水和二氧化碳几乎不产生危害，相对于煤和石油，是一种比较清洁环保的能源。在各大天然气田生产过程和集输过程中，常常会由于环境温度过低、介质含有水分、气体介质压力过大而产生水合物。微观上，这种固体是由一种分子侵入另一种分子结成的物理组合，然后形成了冰状结构[1]。水合物会附着在生产设备及输送管道的内壁上，并且逐渐积累聚集，它的出现会造成集输管道发生冰堵事故，危害着天然气的生产及运输，严重时则会堵死管道，从而引发管道的爆炸，直接关系到天然气的安全生产。所以，各油田技术人员都在着手解决水合物引发的问题，并能够兼顾油田节能降耗的总体方针目标。

1 概述

天然气水合物是一种固体晶体，气体分子作为客体分子受困于笼状的水分子网络结构中[2]。其分子式为CH4·8H2O，是一种天然气中的小分子和水分子形成类似冰状固态化合物。

1.1 天然气水合物的形成

天然气水合物通常是当气流温度低于水合物形成的温度时而形成的。在特定条件下，水分子通过氢键连接而构成多面体笼子，天然气分子被束缚在这种笼子里。当稳定的环境条件为低温高压时，这种水分子和天然气分子构成的固态物质就会生成，天然气分子和天然气水合物分析模型见图1。所以，天然气水合物的形成条件主要有：液态水的存在、低温和高压。在气田的天然气生产和集输过程中，在管道内的天然气压力可以高达70 MPa以上，这就大大提高了天然气水合物形成所需的温度，固态的水合物可以在0℃以上时形成。不仅环境温度和压力对水合物的形成有着至关重要的影响，开采出的天然气混合物组成也可以决定水合物形成的环境温度。有研究表明，天然气中CO2含量越高，天然气水合物形成的温度就越高[3]。同时，气田天然气集输管道中形成的水合物，除了上述的三个基本条件因素外，还与气井产量、管道的长度参数（包括长度和管道内径），管道中介质温度压力变化，以及管道埋藏处地下环境温度等相关联。

图1 天然气分子和天然气水合物分子模型Fig.1 Molecular model of natural gas and natural gas hydrate

1.2 天然气水合物的危害

在自然界中形成的天然气水合物是一种亟待开发的清洁能源，我国已经在南海进行了商业化的开采活动，在天然气水合物的勘探开发方面，我们已走在世界的前列。但是，如果天然气水合物生成在天然气开采和集输过程中，将对气田安全生产造成极大的危害。

1.2.1 水合物冰堵的产生

冰堵是指由于天然气水合物产生并聚集在技术管道壁上，形成堵塞的固体物质，水合物的性质和状态如同冰一般，所以，称这种现象为“冰堵”。冰堵的形成机理比较复杂，大体上来讲，是由两种情况产生的。一是集输管道中本身含有大量的自由态水，在寒冷地区的冬季会因气温低于0℃而结成冰；另一种情况是由于气田开采和集输管道中形成了天然气水合物。后者在全国各大气田生产运行过程中出现频率较高。

在天然气的开采和集输过程中，管道中的温度小于或等于水的露点温度，气态水会凝结为液态，这就满足和水合物形成的第一个条件。另外，管道中的压力往往很高，而且未被净化处理的天然气中含有大量的CO2，在这些条件的共同作用下，天然气分子就会被压入水分子形成的笼子结构里，水合物就会形成，其外观上与冰十分相近。因此，水合物大多形成于冬季，其生成的压力范围在3～10 MPa，且管道中的压力越大则会形成温度较高的水合物[4]。天然气水合物形成后，会附着并聚集在管道中，经过积累，就形成巨大的水合物“冰块”，堵塞采气和集输管道，管道冰堵见图2。

图2 管道冰堵Fig.2 Pipeline ice plug

1.2.2 冰堵危害

我国大型的气田以及输气管道处于北方，北方冬季寒冷，较低的温度常常在使天然气达到水露点，北方天然气长输管道水含量和各压力条件下对应的冰露点见表1。

通过表1数据信息，北方的长输管道的冰露点在压力中位数上已高于-20℃。特别在大庆油田，气井输气管道压力常常大于20 MPa，采出的湿气含水量也远大于36.8%，这种情况下，水露点的温度在0℃左右，如果没有相应的预防措施，水合物造成冰堵概率十分大。

表1 北方天然气长输管道水含量和各压力条件下对应的冰露点Tab.1 Water content of long-distance natural gas transmission pipeline in the north and corresponding ice dew point under various pressure conditions

气田运输天然气的管道中形成冰堵以后，会给天然气生产带来诸多危害。首先，管道内发生冰堵现象后，会直接堵塞管道的弯头、阀门等管件，使管件和管道的横截面积减小，从而减少了输气量，并使输气管道上游介质压力增加，而下游的介质压力降低，影响天然气集输管道的正常运行。其次，冰堵发生在管道节流孔板部位，会使天然气流量计量准确性发生问题，严重时影响贸易结算。再次，天然气水合物造成的冰堵发生在管道系统中联动截断阀部位时，系统控制单元无法收到检测反馈信号，所以不能正确判断系统的运行状态，容易造成误关阀门的错误操作。最后，冰堵还会造成管道的破裂，引发爆炸事故。

综上所述，天然气水合物形成的冰堵，对天然气生产和集输管道安全运行都造成了巨大的危害。

1.3 治理措施

目前，针对天然气水合物，我国各大气田都采取了各种有效措施进行治理，主要的治理方法包括：脱水法、保温加热法、降压法、抑制剂法等。

1.3.1 脱水法

脱水法防治水合物的原理是除去引起水合物生成的水分子[5]。通过去除天然气中的水分，降低天然气水露点，避免天然气中的气态水凝结成自由水。经过脱水后的天然气虽然含水量很低，几乎没有自由水的存在，但是，这种脱水法不能确保天然气管道内存在的水，以及液烃相中的水分。所以，这种方法不能完全做到避免水合物的生成，有其局限性存在。

1.3.2 保温加热法

在天然气输送过程中，保持输送压力不变，可以通过提高管道内天然气的温度，使温度高于产生水合物的温度，从而预防水合物的生成。主要采取的措施是输气管道伴热，并采用保温材料对管道进行包裹，减少对外散热。

加热的措施一般有热水伴热、电伴热等方法。热水伴热具有一定的经济性，但是，却受限于管道里程，仅适用于里程短的管道。电伴热是目前气田防治水合物冰堵的主要措施，天然气管道点拌热系统见图3。

图3 天然气管道电伴热系统Fig.3 Electric heat tracing system of natural gas pipeline

通过电伴热系统可以补充管道、管体及设备的热量损失，进而预防管道堵塞[6]。这一系统通常包含了配电箱、电源接线盒、电缆线、电伴热线、保温材料等。其主要的优点有：装置构成简单、电伴热发热均匀、响应快速、不受管道长度限制、不会污染环境等。但是，这种方法能耗比较大。

1.3.3 降压法

降压法是通过维持天然气原油温度下，降低天然气管道输气压力，从而使水合物生成所需的温度降低到输送温度以下，此时，水合物无法生成。降压法在原理上是可行的，但是，要通过降压设备进行管道降压，直接影响到天然气输气量，需要管道运营企业对输气的上下游单位进行协调，并不符合气田天然气生产的需求，这种方法使用较少。

1.3.4 化学抑制剂法

化学抑制剂法也是目前最常用的治理天然气水合物的方法。这种方法可以在不需要改变天然气管道运行状态的条件下，有效地抑制水合物的生成和聚集。通常的做法是向输气管道内注入相应量的化学药品（主要是醇类），用于改变水分子和烃分子间的热力学平衡条件，从而预防天然气水合物的生成。醇类抑制剂的作用机理主要是加入后会使气流中的水分溶于抑制剂中，改变水分子之间的互相作用，从而降低表面上水蒸气分压，改变了水分子与气体分子的热力学平衡条件[7]。这样，管道内天然气在较低的温度环境下水合物就无法形成。

现阶段，全国各气田广泛使用的醇类化学抑制剂为甲醇、乙二醇等。在生产过程中，直接将甲醇等化学抑制剂添加到天然气管道之中，这样就可以将水合物形成的温度降低，并且还能减少天然气之中的水分含量，从而降低天然气的水露点，直接抑制水合物的形成[8]。在使用过程中，甲醇有水溶性好、黏度低、作用迅速，液相部分能够回收的优点，被广泛应用预防水合物生成，管道解堵作业中。

2 节能降耗措施

治理天然气水合物的技术也在不断发展创新，各大气田按照节能降耗、绿色发展的总体方针目标为指引，在天然气开采和集输过程中防治水合物形成对生产运行造成的危害，持续推进水合物治理过程工艺的节能降耗工作。

2.1 基于PID调节器的电伴热技术

目前，气田所使用的的电伴热系统多数为恒定功率的系统，这类系统通常都是按照设计的输出功率进行输出，不会根据实际环境温度进行调节，这样就造成了一些浪费。所以，需要一种能够根据天然气温度变化而自动调节的电伴热系统来节约能源消耗。

2.1.1 PID调节器

PID调节器又称为比例、微分、积分控制器，它分为数字PID调节器和模拟PID调节器[9]。其在运转过程中，可以将被控制的量值与给定的设置量值之差进行数学微积分、倍数运算，再通过处理器对运算的结果进行累加，从而能够合成相应的控制信号，对电伴热的执行元件实施控制。PID调节器的优点主要有：对信号的响应速度快；对执行元件的控制调节迅速；能够随着测量的偏差信号变化趋势而自我调节等。

PID调节器是近些年在工业生产领域发展最成熟的一种自动控制技术，有着十分高的鲁棒性，结合单片机技术后，可以广泛应用在石油天然气工业领域。

2.1.2 PID调节器在电伴热的应用

基于PID调节器的天然气管道电伴热系统主要由PID调节器、功率调节器、电伴热带、温度传感器及相应的附属设备组成。温度传感器是用于采集管道内天然气环境温度的感应性元件，设置于天然气井井口，或者集输管道阀口及管道中。温度传感器能将天然气温度所产生的电信号转化为数字信号，传输至PID调节器。井口（阀口）的温度信号与管道内的温度信号一同传输至PID调节器后，两个温度信号的差值由PID运算单元进行微分、积分、倍数运算，累加后的输出信号就可以作为控制执行单元的控制信号。这个控制信号能够对电伴热系统的输出功率进行自动控制，通过调节伴热带上施加的输出电压，而调节热能输出，基于PID调节器的电伴热系统控制见图4。

图4 基于PID调节器的电伴热系统控制Fig.4 Control of electric heat tracing system based on PID regulator

在原有的电伴热系统上设置了PID调节器，可以对天然气的环境温度进行实时监控，通过井口（阀口）和管道内的温度差值，以及相应含水量的天然气在运行压力下水露点基础数据，就能够运算出维持水合物不出现的最低输出功率。充分实现了天然气电伴热的自动化控制，有效避免了天然气在开采和集输过程中水合物冰堵危害。

2.1.3 能耗对比

基于PID调节器的电伴热系统，根据昼夜不同时段环境温度变化及季节气温变化，动态调整电伴热系统的工作状态[10]。依靠天然气温度信号来实现电伴热的自动控制。该技术在东北某气田进行了实际应用，该气田处于温带大陆性气候，全年平均温度日间11℃，夜间0℃，全年冰线以下天数为143 d左右，这种气候促使天然气开采和集输过程需要电伴热的天数为130 d，改造升级为PID调节器，某集气站电伴热系统改造前后能耗对比见表2。

表2 某集气站电伴热系统改造前后能耗对比Tab.2 Comparison of energy consumption before and after reconstruction of electric heat tracing system in a gas gathering station

通过表2所示，此集气站通过PID调节器，根据天然气环境温度的变化，调整电伴热输出功率，有效避免了入冬和开春前温度变化造成的电能消耗，全年能够节电36.3%，效果明显。

2.2 动力学抑制剂技术

动力学抑制剂是通过降低水合物的成核速率延缓乃至阻止临界晶核的生成、干扰水合物晶体的优先生长方向及影响水合物晶体定向稳定性等方式抑制水合物的生成。目前，科学家已经开发出了酰胺类、酮类、亚胺类等多种类抑制剂。动力学抑制剂可以保证天然气在生产和集输过程中温度、压力和水相组成不变的前提下，依据天然气含水量，加入适量的动力学抑制剂，就能保持恒定的抑制效果。理论上，动力学抑制剂的适用温度可以低至100℃，能够满足全国各大陆上油气田，以及大部分海上气田防治水合物冰堵的需要。

3 结束语

通过对天然气水合物的形成所需的三个条件加以控制，就能最大限度地对水合物进行防治。对天然气输气管道加温是预防水合物冰堵危害最为直接有效的方式。在气田集气站对电伴热系统进行自动控制改造，可以依靠温度传感器测量的天然气温度信号，对电伴热系统的输出功率进行控制，使输出功率与天然气温度进行匹配，避免了在不能形成天然气水合物的温度下，持续对管道进行加热而浪费电能，效果明显。另外，新型的动力学抑制剂所适用的温度范围更广，各油气田也应引入，广泛应用，配合电伴热系统共同维护采气和集输管道的安全运行。