蘇里格天然氣集輸管道凍堵預測軟件開發及應用

孟凡臣，王仙之，于長錄，耿厚忠

1.中國石油渤海鉆探工程有限公司油氣合作開發分公司，天津 300280 2.中國石油華北油田山西煤層氣勘探開發分公司，山西晉城 048000

0 引言

天然氣水合物是在一定溫度、壓力條件下，天然氣中某些氣體組分與水形成的一種極其復雜但又不穩定的白色結晶固體，密度在0.88～0.9 g/cm3之間。

大量研究表明：水合物是由氫鍵連接水分子形成的籠形結構，氣體分子在范德華力作用下，被包圍在晶格中。目前自然界中共發現了3種水合物晶格結構：結構Ⅰ型、Ⅱ型和H型。在Ⅰ型結構的晶格孔穴中只能填充CH4、C2H6小分子烴類及H2S等非烴分子；Ⅱ型結構中還可以容納C3H8、C4H8等較大的烴類氣體分子；而H型結構除了能容納上述各種分子外，還能容納一般的原油分子i-C5。

水合物的形成依賴于高壓、低溫，尤其對于天然氣站場集輸管道來說，氣體往往處于水汽飽和或過飽和狀態，極易形成水合物，造成管道凍堵。因此，筆者根據水合物形成的水力、熱力學條件，開發出水合物生成預測軟件，為預防集輸管道凍堵和制訂科學生產管理方案提供依據。

1 集輸管道凍堵原因分析

天然氣最初進入集輸管道時，由于輸氣管道內的溫度高于水汽露點溫度，天然氣未飽和，沒有自由水析出，不滿足水合物的生成條件；隨著氣體在井筒內的不斷上移，集輸管道內的氣體壓力和溫度也不斷降低，當天然氣溫度降至水汽露點溫度時，氣體處于飽和狀態，自由水開始析出，若此時壓力滿足要求，即可形成水合物。水合物一旦形成，就會減少管道的流通面積，產生節流，加速水合物的進一步生成，最終導致管道的堵塞。

2 集輸管道凍堵預測模型的建立

運用統計熱力學和數值分析等基本原理，建立了集輸管道天然氣水合物堵塞預測模型，模型主要包括：集輸管道溫降、壓降計算及水合物生成溫度計算，而后采用計算機語言編制軟件，并進行模擬計算。

2.1 集輸管道任意點溫度、壓力計算

2.1.1 集輸管道任意一點溫度

式中T——計算段距離起點x處的溫度/K；

T0——輸氣管道埋深處土壤的環境溫度/K；

TQ——計算段起點天然氣的溫度/K；

a——計算常數（無量綱）；

x——計算段任意一點距離起點的距離/m；

Di——焦耳-湯姆遜系數/（℃/Pa）；

PQ——管道的起點壓力/Pa；

Pz——管道的末點壓力/Pa；

L——管道總長度/m；

K——管道總傳熱系數/（W/（m2·K））；

D——管道的內徑/m；

M——氣體質量流量/（kg/s）；

CP——天然氣定壓比熱容，一般0.58～0.7 J/（kg·K）。

2.1.2 集輸管道上任意一點壓力的計算

式中Px——距離管道起點x處的壓力/Pa。

2.2 水合物生成溫度的計算

天然氣水合物相平衡理論模型研究已經相當成熟，絕大多數預測水合物相平衡條件的理論模型都是基于范德瓦爾-普朗特統計熱力學模型發展起來的。在多元混合體系中，每一組分在各相中的化學勢能相等，范德瓦爾-普朗特根據水合物結晶特點，應用經典熱力學處理方法，結合蘭格繆爾（Langm uir）氣體吸附理論、相平衡準則等，以水作為考察組分，建立起含氣田水合物相和富水相的熱力學模型。

目前蘇里格氣田大部分天然氣管道之所以發生凍堵，都是由于生成了I、II型水合物。水合物分類計算非常復雜，為了簡化計算，采用Newton Raphson方法計算水合物的生成溫度。對于任一給定組成成分的天然氣，其在某一壓力下的水合物生成溫度計算公式可通過引入統計熱力學模型加以推導。

分子熱力學模型：

式中z——α富水相（冰相）和β相（完全空的水合物晶格）中水的飽和蒸汽壓比；

r——水在β相和H相（完全填充氣體分子的水合物相）中的化學位之差；

θ1、θ2——水合物小孔穴、大孔穴的填滿程度（無量綱量）。

式中T——水合物的溫度/K。

式（3）、（4）中的ln z為溫度的函數，是針對不含H2S的天然氣。

式中 θij——j組分在i型孔穴中的填滿程度（無量綱）；

Cij——i型孔穴，j組分的Langm uir常數；

Pj——j組分的壓力/×0.1MPa；

Aij、Bij——i型孔穴，j組分的Langm uir常數，見表1；

i——水合物的小孔穴1或大孔穴2；

T——水合物的溫度/K。

（1）當管道起點壓力P＜6.865MPa時，經過修正以后的計算公式：

表1 Langm uir常數Aij、Bij

（2）當管道起點壓力P＞6.865MPa時：

式中yj——天然氣中j組分的摩爾分數。

水合物生成溫度初始值/K：

式中P——管道的起點壓力。

迭代格式：

2.3 預測軟件程序的設計與開發

通過計算水合物的形成溫度TH以及在距離管道起點x處的溫度Tx，當Tx

2.4 軟件的應用實例

蘇76-5-1井日外輸氣量7 000 m3/d，管道規格為D 60 mm×3.5 mm，長度7 km，單井外輸壓力為1.67MPa，進站壓力1.01 MPa，進站溫度9℃，土壤環境溫度0.8℃，利用預測軟件分別計算外輸溫度為-1℃、6℃情況下集輸管道內水合物的生成情況。

圖1 集輸管道凍堵預測軟件框圖

圖2 集輸管道凍堵預測軟件界面示意

表2 272 K時的計算結果

溫度在272 K（-1℃）時，由于數據太長，只列舉2 km長度管道的水合物生成情況，計算情況見表2。

從表2數據可以看出，起點溫度在-1℃的情況下，管道各個點的溫度都小于水合物的生成溫度，因此管道此時是處于凍堵的狀態，與現場實際情況吻合。

溫度在279 K（6℃）時，由于數據太長，只列舉2.2 km的水合物生成情況，計算情況見表3。

表3 279 K時計算結果

從表3的數據可以看出，水合物在管道的2 100m處生成，此時該處管道的溫度為4.216℃，水合物生成溫度為4.23℃，該處管道的溫度T2100＜TH2100水合物的生成溫度。因此從2 100 m處開始有水合物生成，此處管道凍堵，與現場解堵員工了解的實際情況基本相符。

2.5 經濟性分析

蘇76區塊目前有投產氣井98口，在冬季大約有20～30條的管道發生凍堵，管道解堵的時間1～24 h不等，個別超過24 h。管道凍堵不但影響氣井的正常生產，而且解堵也需要加注相當大量的甲醇，因此給公司造成巨大的經濟損失。凍堵預測軟件的應用，在很大程度上降低了管道凍堵的幾率進而減少了解堵的注醇量。

（1）如果以每口氣井平均日產氣1萬～1.5萬m3，天然氣價格0.85元/m3，平均每天凍堵30條管道，管道解堵的平均時間12 h，每個月平均凍堵時間15 d，高發期3個月共凍堵45 d為例進行計算，則由于凍堵造成的氣量損失費大概可以減少30×(15 000/24)×12×0.85×45=8606250元（干管放空損失的氣量未計入）。可見提前進行預防并采取相應的解堵措施，可以避免相當大的經濟損失。

（2）通常是在管道發生凍堵之后加注甲醇進行解堵，十分被動，甲醇的注入量也難以控制。如果根據凍堵預測軟件分析結果，在管道凍堵前加入甲醇，那么甲醇的注入量可以根據實際情況控制在較低水平。

采用管道凍堵預測軟件進行分析后，可能發生凍堵的管道提前注入甲醇量平均約0.1～0.2 t/d，而凍堵后被動解堵的管道平均注入甲醇量0.4 t/d（情況嚴重時甚至更多），采用軟件分析計算后每條管道解堵甲醇的注入量可減少0.3 t/d，如果以甲醇價格3 000元/t，每個月解堵的平均時間15 d，高發期3個月共45 d，30條管道發生凍堵為例進行計算，則解堵甲醇的注入量可減少0.3×30×3 000×45=1 215 000元。

（3）應用管道凍堵預測軟件進行預防解堵，粗略計算預計可實現以上兩項節支1 215 000+8 606 250=9 821 250元。

3 結束語

集輸管道凍堵預測軟件的壓力適用范圍為1.013～20.265MPa，在已知天然氣組成成分的情況下，應用此軟件可以計算管道中任意點壓力及溫度，同時可以計算單點水合物的生成溫度及管道沿程水合物的生成情況，這對管道冬季的解堵工作有極大的幫助，為采氣員工的實際工作提供指導，從而為公司節約了大量資金。

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