氣田集輸系統水合物預測及防治技術研究

畢波 張志全

摘 ?????要： 在天然氣開采和集輸的過程中，易產生水合物。在這開采和集輸的過程中壓力由于耗損而降低，并且壓降導致天然氣的溫度持續降低。當壓力以及溫度達到相應的條件時，水合物將在管道中生成，導致管道阻塞，對氣田集輸系統產生不利作用。因此預測水合物的形成非常重要，對形成水合物的環境進行預測以及研究水合物防治技術，對氣田集輸系統的正常工作特別關鍵。結合油氣生產系統提供穩定多相流模擬計算軟件系統pipesim，進行了天然氣水合物預測，并開展了注醇和加熱防治水合物工藝應用基礎研究。

關 ?鍵 ?詞：天然氣水合物;預測及防治;PIPESIM

中圖分類號：TE832.2 ??????文獻標識碼： A ??????文章編號： 1671-0460（2019）01-0187-06

Abstract： In the process of natural gas production and gathering and transportation， hydrate is easy to occur. During natural gas production and gathering process， the pressure is reduced due to depletion， and the pressure drop causes the natural gas temperature to continuously decrease. When the pressure and temperature reach the corresponding conditions， hydrates will be generated in the pipeline， leading to pipeline obstruction and adversely affecting the gas gathering system. Therefore， it is very important to predict the formation of hydrates. Predicting the hydrate formation environment and studying the hydrate prevention and control techniques are particularly critical for the normal operation of the gas gathering system. In this paper， combined with the oil and gas production system， a stable multi-phase flow simulation software system PIPESIM was provided， and the prediction of gas hydrate was carried out. The basic research on the application of alcohol injection and heating to prevent and control hydrates was carried out.

Key words： Gas hydrate; Prediction and prevention; PIPESIM

天然氣水合物，它是由水和烷類氣體在一定的壓力和溫度下形成的一種非計量型絡合化合物。天然氣在低溫、高壓、有液態水或游離水存在及有小分子烴類物質、硫化氫和二氧化碳時，在氣體流速很高的情況下易形成天然氣水合物。從而造成井筒以及集氣管線的堵塞，影響氣田集輸系統正常生產[1，2]。尤其在溫度很低的地區，水合物更容易在油管以及集氣管線中生成，使管道阻塞，流量減小，使管道中形成節流效應，加劇形成水合物，從而引起管道堵死、爆管事故[3，4]。因此水合物的預測及預防是天然氣集輸的關鍵問題，亟需解決。

1 ?氣田集氣管線水合物生成預測

1.1 ?水合物生成條件預測

對于天然氣，如果壓力已經確定，那么存在一個相應的溫度使水合物形成，只要當溫度超過水合物的形成溫度，就可以預防水合物形成。除此之外，如果不存在游離態的自由水，天然氣水合物就不會形成[5-7]。

以往研究水合物的生成條件都是從物性以及溫度壓力這些方面出發，目前，常用的水合物預測方法主要建立在兩個方面的基礎上[8]：一方面是經驗公式或者半經驗模型，基于實驗數據或者現場生產資料而得出，如圖解法以及經驗公式法，此類方法簡潔方便，本文主要使用圖解法。另一方面是利用實驗對水合物的平衡理論模型進行推測，例如相平衡法，絕大部分是由Vdwp模型發展出來。這種方法的計算精度很高，然而計算難度很高，不適于臨場使用。

1.2 ?基于pipesim的氣田集氣管線水合物生成位置預測

選用G氣田Y井冬季集氣管線的數據進行建模模擬。

設置G氣田Y井冬季集氣管線基礎數據如下：起點壓力22.08 MPa，起點溫度26 ℃，環境溫度5 ℃，集氣管長度6 000 m，集氣管內徑58 mm，產氣量140 000 m3/d，管壁厚7 mm，管道傳熱系數1.5 W/（m2·℃），埋深1.5 m，土壤傳導率1 W/（m2·℃），管道高程差5 m，絕對粗糙度0.3，管道起伏率0.001。

天然氣摩爾組成：甲烷96.96%，乙烷0.18%，丙烷0.04%，異丁烷0.027%，硫化氫0.212%，氮氣0.14%，二氧化碳2.15%，飽和水含量0.3%。

1.3 氣田集氣管線天然氣水合物生成條件因素分析

當滿足以下幾個條件時，天然氣水合物即將形成[9]：（1）高壓，通常壓力高于10 MPa;（2）低溫，溫度通常低于10 ℃;（3）存在自由水以及天然氣來源;（4）合適的儲集空間。通常情況下，低溫比高壓更容易形成水合物。另外，還有一些因素會使水合物生成速度加快，比如氣液接觸面大，或者在運輸過程中發生壓力波動等。

以下運用pipesim解析氣井產氣量、不同起點壓力和溫度以及管徑對水合物生成影響

1.3.1 ?氣井產氣量對水合物生成的影響

其他條件不變時，產氣量在10、21.5、35萬m3/d變化時，天然氣水合物生成位置，Pipesim輸出壓力溫度分布圖如圖3所示。

由于產氣量增大，會使管道中天然氣的壓降增大，且管道上游中天然氣的溫降變小，在下游變大，由于溫度升高壓力降低不利于水合物生成，這樣會使水合物形成的位置后移。因此增加適合的產氣量可以有利于防止水合物生成。

1.3.2 ?不同起點壓力對水合物生成的影響

其他條件不變時，起點壓力在20.8、22.8、24.8 MPa變化時，天然氣水合物生成位置，Pipesim輸出壓力溫度分布圖及數據表格如表3以及圖4。

由圖4可得，起點壓力的升高，會使水合物生成位往前移動，然而這種影響產生的效果并不顯著。一方面起點壓力的升高利于水合物的形成;另一方面起點壓力的升高，對天然氣沿程溫度分布也有提高，但是溫度的升高不利于水合物的形成。

1.3.3不同起點溫度對水合物生成的影響

其他條件不變時，起點溫度在26、36、46、56 ℃變化時，天然氣水合物生成位置，Pipesim輸出壓力溫度分布圖及數據表格如圖5以及表4。

如圖5，起點溫度的提高，會使水合物生成的位置后移，是因為起點溫度提高時，會使管道中的天然氣溫度沿程分布提高，而溫度升高會對水合物的生成造成影響。因此，適當提高起點溫度，可以有效防止水合物的形成。

如圖6，管徑的增大，會使管道中水合物生成的位置向前移動，是因為管徑增大時，會使管道上游中的天然氣溫度沿程分布降低，壓力沿程分布升高。由于溫度降低以及壓力升高均利于水合物生成，因此在合理的范圍內縮小管徑可以有效防止水合物的形成。

2 ?氣田集輸系統天然氣水合物防治技術研究

由于水合物的處理非常困難，因此針對水合物的處理必須以預防為基礎，針對水合物的生成條件做出相應措施預防水合物的形成[10-12]。目前為防止水合物的形成采取的方法有以下四種：（1）降低壓力，直到小于指定溫度下的天然氣水合物生成壓力;（2）升高溫度，使管道內的溫度比指定壓力下的天然氣水合物生成溫度高;（3）氣體脫水;（4）向氣流中加入預防水合物生成的抑制劑。

現場生產經常采取加抑制劑法和提高溫度法[13，14]。本文介紹了注醇法以及加熱爐加熱法防止水合物生成，在分析預防水合物形成的兩種機制的基礎上，利用pipesim進行建模分析。

2.1 ?添加熱力學抑制劑

甲醇，乙二醇和其他很多類似的有機物質和電解質都是目前比較常用的熱力學抑制劑。加入THI改變了水合物生成環境狀態，能夠降低生成溫度或者提高生成壓力，影響水合物的生成[15]。從實際生產數據可得，熱力學抑制劑在治理水合物達到了預期的成果。

醇類物質加入天然氣中，能夠改變分子間力以及水蒸氣的分壓，從而降低水合物的生成溫度，進而可以有效防止水合物的形成。這些化學制劑均可在國內購買，并可在再生后重新使用。

模型用一源組件代替采氣樹，即供氣源頭。只需要提供井口油壓、井口溫度、采氣管線長度、采氣管線規格、產液量和組分等參數，即可建立單井模型，而且這些數據都來源于現場采集，易獲取且準確度高，可快速對任意單井進行采氣管線壓降損耗預測及注醇模擬。

由以上圖的對比我們很容易地看出來管線溫壓曲線與水合物曲線的分離關系，進一步確定在本例中甲醇的注入量在0.18 m3/d時既能防止水合物的生成，有在經濟方面避免了盲目浪費，幫助我們確定甲醇合適的注入量。

2.2 ?加熱管線防治水合物

水合物的生成其中一個必要條件就是低溫，因此可以通過升高管道溫度，讓管道內的氣流溫度始終比水合物的生成溫度高，可以有效預防水合物的形成而產生阻塞[16]。然而這種方法成本比較高，需要投入大量資金引入配套設備。

加熱法對于已被水合物阻塞的集輸管線是一種有效且常見的措施。然而這種方法的使用有一些難度，例如難以確定水合物阻塞的位置，以及加熱時必須在兩端朝水合物阻塞位置緩慢升溫，否則水合物分解產生高壓氣流將會對管道造成傷害。同時，水合物分解后的殘留物必須立刻排除，避免二次水合物的形成。

依據G氣田Y井冬季集氣管線的數據，不加換熱器時，pipesim建模如圖1。未進行換熱器換熱時，壓力溫度剖面圖，如圖11。

整理得出溫度壓力數據表，如表6。

Pipesim每300 m測一次溫度壓力，對于管線溫壓曲線及天然氣水合物生成溫壓曲線，可以得出在大約距離起點2 400 m的地方生成天然氣水合物，修改物理模型，在管線大約2 400 m處加入換熱器，物理模型圖如圖12。

3 ?結論及不足

本文介紹了天然氣水合物的生成機理和對地面集輸管線的危害，結合pipesim模擬了G氣田Y井冬季集氣管線的水合物生成情況，初步判斷了水合物生成位置，并且對影響水合物生成的因素進行了分析，分析了氣井產氣量、起點溫度、起點壓力、管徑對水合物生成的影響。其中適宜地提高天然氣產氣量、起點溫度，可以有助于預防水合物的形成，適當情況下減小管徑也可以防治水合物的生成。最后，依據pipesim建立注醇模型、換熱器模型，得到G氣田Y井冬季集氣管線防治水合物生成近似最低注醇量0.18 sm3/d，在水合物生成位置距離井口

2 400 m處近似最低換熱器溫度為35 ℃。

本文未能通過具體公式計算出最低防治水和物注醇量及換熱器換熱熱負荷，這方面需要借助HYSYS進行分析計算。本文基本在低壓條件下進行敏感性分析和實例模擬，對于高壓條件下進行水合物分析還需研究。

參考文獻：

[1]馮永光，向普及，尹琦嶺，冉繼勝. 天然氣水合物的形成及防止措施研究[J]. 化工科技市場，2004（10）：51-53.

[2]路偉，蒙蕓，楊栩. 天然氣水合物的防治方法[J]. 遼寧化工，2015（07）：819-821.

[3]宋廣喜，雷懷玉，王柏蒼，潘濤. 國內外天然氣水合物發展現狀與思考[J]. 國際石油經濟，2013（11）：69-76.

[4]張洋，李廣雪，劉芳. 天然氣水合物開采技術現狀[J]. 海洋地質前沿，2016（04）：63-68.

[5]丁麟，史博會，呂曉方，柳揚，宮敬. 天然氣水合物形成與生長影響因素綜述[J]. 化工進展，2016（01）：57-64.

[6]王海秀.天然氣管道水合物生成預測模型研究進展[J].應用化工，2016（11）：2173-2177.

[7]李健，曹宇，高杰，邢龍. 天然氣管輸中水合物生成的影響因素及防治[J]. 石油和化工設備，2017（04）：94-96.

[8]徐昌暉.氣田生產系統中井筒水合物系統預測與防治技術[D].長江大學，2016.

[9]楊雪，馮盼盼，鄧霖，徐德權，馬海軍. 天然氣水合物生成因素敏感性分析[J]. 中國石油和化工標準與質量，2017（03）：72-73.

[10]鄭智君. 天然氣地面輸送管線水合物預測與防治研究[D].西南石油大學，2014.

[11]曲虎.油田站外系統單管集輸技術研究[J].當代化工，2018（02）：349-352

[12]劉培培.管輸天然氣水合物形成位置預測模型研究[D].西安石油大學，2011.

[13]崔麗萍. 吉林油田天然氣水合物預測及防治技術研究[D].東北石油大學，2011.

[14]鄧柯. 川西氣田水合物防治工藝技術研究[D].西南石油大學，2007.

[15]李曉慧.大牛地氣田水平井合理注甲醇量的確定方法[J].特種油氣藏，2014（10）：143-146.

[16]左冬來. 天然氣管道冰堵成因及防治措施[J]. 化工設計通訊，2017（01）：149-150.