深水油氣管線天然氣水合物生成條件預(yù)測方法及應(yīng)用

劉陳偉 李明忠 王磊 姚志良

中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院

深水油氣管線天然氣水合物生成條件預(yù)測方法及應(yīng)用

劉陳偉 李明忠 王磊 姚志良

中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院

在深水油氣田開發(fā)中,為了有效防止天然氣水合物的生成,迫切需要對天然氣水合物生成條件進(jìn)行準(zhǔn)確預(yù)測。為此,根據(jù)深水環(huán)境壓力高和多溫度梯度的特點(diǎn),應(yīng)用氣液兩相流理論與傳熱學(xué)原理建立了適用于深水油氣管線的溫度預(yù)測模型;在現(xiàn)有實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上,對5種天然氣水合物預(yù)測方法進(jìn)行了對比優(yōu)選,結(jié)合Beggs-Brill方法建立了預(yù)測深水油氣管線天然氣水合物生成條件的模型,并編制了相應(yīng)的計(jì)算程序。實(shí)例研究結(jié)果表明,管線流量越大、絕熱材料導(dǎo)熱系數(shù)越小、絕熱層厚度越大、停產(chǎn)時(shí)間越短時(shí),天然氣水合物的生成區(qū)域就越小。該模型可用于制訂合理的管線流量指標(biāo)、選擇恰當(dāng)?shù)墓芫€保溫材料和準(zhǔn)確計(jì)算無接觸時(shí)間,對深水油氣田的安全生產(chǎn)提供了技術(shù)支持。

深水油氣管線 天然氣水合物 溫度預(yù)測模型 生成條件預(yù)測模型 無接觸時(shí)間 管線流量 絕熱材料

隨著海洋油氣資源的不斷開發(fā),海洋油氣開發(fā)呈現(xiàn)出由水深200～300 m的大陸架區(qū)域向3 000 m的深水區(qū)域拓展的趨勢。水位越深,油氣傳輸過程中形成天然氣水合物的風(fēng)險(xiǎn)就越大,給油氣生產(chǎn)帶來的危害也越大[1-2]。

為了對天然氣水合物的形成進(jìn)行有效控制,必須對其形成區(qū)域進(jìn)行預(yù)測。但是由于深水多溫度梯度環(huán)境下管線溫度場及多相流壓力場的復(fù)雜性,致使無法準(zhǔn)確對深水油氣管線中天然氣水合物的生成區(qū)域進(jìn)行預(yù)測[3]。為此,通過建立天然氣水合物生成條件預(yù)測理論模型,借助計(jì)算機(jī),研究深水油氣傳輸過程中壓力場和溫度場的變化,從而對天然氣水合物的生成區(qū)域進(jìn)行準(zhǔn)確預(yù)測。

1 深水管線的溫度及壓力預(yù)測

1.1 管線溫度模型

油氣在管線內(nèi)自下至上發(fā)生熱量傳遞。

在Δt時(shí)間內(nèi),微元管段的熱量平衡方程為[4]:

其中

式中qin為通過對流方式傳入微元段的熱量,J;qout為通過對流方式帶出的熱量,J;qR為通過管線的徑向傳熱量,J;qacc為流體微元段儲存的熱量,J;r為油管半徑,m;λins為絕熱材料的熱導(dǎo)率,W/m·K,hin為對流傳熱系數(shù),W/m2·K;stub為油管厚度,m;s為絕熱層厚度,m;v為管線內(nèi)的流體速度,m/s,ρ為流體密度, kg/m3,A為管線橫截面積,m2;Cp為流體比熱容, J/kg·K。

當(dāng)管線流體溫度達(dá)到穩(wěn)態(tài)時(shí),溫度不隨時(shí)間變化,故取邊界條件:當(dāng)L=0時(shí),T=Ts;關(guān)井時(shí),v=0。初始條件:當(dāng)t=0時(shí),T=Tt。結(jié)合上述定解條件,利用分離變量法可以求得管線流體達(dá)到穩(wěn)態(tài)或關(guān)井時(shí)的溫度分布模型。其中 Ts為入口端的流體溫度,℃;Tt為關(guān)井時(shí)的溫度,℃。

值得注意的是深水中垂向溫度分布較陸地復(fù)雜得多[5]:深水中,隨著深度的增加環(huán)境溫度是逐漸降低的,和陸地不同,深水垂向溫度呈現(xiàn)不規(guī)則的變化,一般可以擬合為多種垂向溫度分布結(jié)構(gòu);陸上垂向溫度分布隨季節(jié)變化很小,而深水環(huán)境中則不同,甚至分布結(jié)構(gòu)也會發(fā)生變化,因此,采用最常見的 T型分布結(jié)構(gòu)進(jìn)行計(jì)算。所謂T型結(jié)構(gòu)即呈現(xiàn)為上面為混合層,中間為溫躍層,下面為混合層的3層結(jié)構(gòu),躍層上、下界點(diǎn)明顯,如圖1所示。

圖1 T型溫度分布結(jié)構(gòu)圖

對于T型結(jié)構(gòu)溫度剖面,其數(shù)學(xué)表達(dá)式為:

式中 H為最大水深度,m;h1為躍層上界深度,m;h2為躍層下界深度,m;a為躍變層線性擬合后的斜率(即躍層強(qiáng)度),℃/m;Tu為上混合層平均溫度,℃;Tth為躍層擬合溫度,℃;Td為下混合層平均溫度;zi(i= 1,2,…,n)為從海面到水下的深度值,m;ti為對應(yīng)的觀測溫度,℃。

1.2 管線壓力的計(jì)算

目前斜直井、定向井和水平井井筒多相流動計(jì)算最常用的方法是Beggs-B rill方法,由于多數(shù)深水油氣管線都帶有一定的傾角,所以采用Beggs-Brill方法計(jì)算管線內(nèi)的壓力分布。

根據(jù)能量守恒原理,單位質(zhì)量氣液混合物穩(wěn)定流動的機(jī)械能守恒方程為[6]:

整理得:

式中ρl為液相密度,kg/m3;ρg為氣相密度,kg/m3;Hl為持液率;g為重力加速度,m/s2;θ為管線傾角,(°);λ為阻力系數(shù);G為混合物的質(zhì)量流量,kg/s;v為混合物平均流速,m/s;vsg為氣相表觀流速,m/s;p為管線平均壓力,Pa,D為管徑,m;A為橫截面積,m2。

應(yīng)用Beggs-Brill方法時(shí),先按水平管流計(jì)算,然后采用傾斜校正系數(shù)校正成相應(yīng)的傾斜管流。

2 天然氣水合物生成條件預(yù)測方法

為實(shí)現(xiàn)天然氣水合物生成條件的準(zhǔn)確預(yù)測,需對現(xiàn)有預(yù)測方法進(jìn)行優(yōu)選。目前,常見的預(yù)測方法有經(jīng)驗(yàn)圖解法[7]、波洛馬列夫法[8]、Hammerschmidt法[9]、統(tǒng)計(jì)熱力學(xué)模型[10]和Stergaard法[11]。

經(jīng)驗(yàn)圖解法通過天然氣的相對密度估算天然氣水合物形成的溫度和壓力,具有計(jì)算簡單、使用方便的特點(diǎn),但是對含有H2S的氣體,計(jì)算結(jié)果偏差較大;波洛馬列夫法通過天然氣的相對密度來計(jì)算天然氣水合物的形成條件,分為冰點(diǎn)之上和冰點(diǎn)之下 2種情況; Hammerschm idt方法最為簡單,利用實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù),建立了天然氣水合物形成溫度和壓力兩者之間的函數(shù)關(guān)系;統(tǒng)計(jì)熱力學(xué)計(jì)算法是基于Van Der Waals和Platteeuw提出的氣體吸附模型,運(yùn)用熱力學(xué)公式和圖表計(jì)算天然氣水合物氣、液、固相化學(xué)位差異及各組分逸度,最后判斷天然氣水合物形成的條件,但是,氣體吸附模型涉及參數(shù)過多,Langmuir常數(shù)的計(jì)算又需要數(shù)值積分,計(jì)算復(fù)雜;Stergaard法是由Stergaard等人在大量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上提出的預(yù)測天然氣水合物生成條件的新方法,要求預(yù)測氣體的溫度在 273.15～293.15 K。

利用現(xiàn)有實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)[12],通過編制計(jì)算程序,對上述5種預(yù)測方法進(jìn)行了對比,結(jié)果如表1～3所示。

表1 γ為0.55時(shí)天然氣水合物形成條件對比表

表2 γ為1.01時(shí)天然氣水合物形成條件對比表

表3 γ為0.890時(shí)天然氣水合物形成條件對比表

通過對比可以看出,5種方法中統(tǒng)計(jì)熱力學(xué)方法的預(yù)測結(jié)果最為準(zhǔn)確,但是需要天然氣組分的詳細(xì)資料,而且計(jì)算繁瑣,導(dǎo)致其應(yīng)用受到一定的限制;經(jīng)驗(yàn)圖解法也可得到較好的預(yù)測結(jié)果,平均誤差小于1%,且計(jì)算簡單,使用方便。

應(yīng)用上述的溫度模型結(jié)合Beggs-Brill方法計(jì)算管線內(nèi)溫度、壓力分布時(shí),由于只涉及產(chǎn)出氣的相對密度,因此預(yù)測管線內(nèi)天然氣水合物能否生成時(shí),采用經(jīng)驗(yàn)圖解法與溫度壓力模型進(jìn)行耦合[7],從而得到天然氣水合物生成條件預(yù)測理論模型,并編制了相應(yīng)的計(jì)算程序,計(jì)算程序流程如圖2所示。

3 應(yīng)用舉例

3.1 合理流量的選取

流量的大小直接影響管線內(nèi)溫度、壓力的分布。因此,流量的選取不僅要滿足配產(chǎn)要求,還要保證管線的正常傳輸。利用上述程序,可以方便地觀察不同流量下天然氣水合物的生成狀況,從而為選取合理的流量提供依據(jù)。

某油氣管線埋深為1 000 m,入口段流體溫度為27℃,壓力為15 M Pa,天然氣的相對密度為0.76,管線直徑為0.101 6 m,管線傾角為85°,體積含水率為0.3。不同流量下管線溫度與天然氣水合物生成溫度的關(guān)系曲線圖見圖3。

圖2 計(jì)算程序流程圖

圖3 不同流量下管線溫度與

由圖3可以看出,隨著壓力的增加,天然氣水合物的生成溫度逐漸增高。流量增大后,管線溫度曲線明顯上移,且受外界環(huán)境溫度的影響減弱,這是因?yàn)榱魉偌涌旌罅黧w與外界環(huán)境之間的熱交換時(shí)間減少所致;而此時(shí)天然氣水合物生成溫度曲線卻有輕微的下移,這是因?yàn)榱髁吭龃蠛?摩擦損失增大,導(dǎo)致管線內(nèi)對應(yīng)點(diǎn)的壓力減少。也就是說,流量增大導(dǎo)致2條曲線向相反的方向發(fā)展,因而,可以通過調(diào)整流量來實(shí)現(xiàn)管線的正常傳輸。在上例中,流量不能低于1 500 m3/d,這樣才能保證該管線的正常傳輸。

3.2 管線保溫材料的選擇

在深水管線的設(shè)計(jì)中,保溫材料的選取是一項(xiàng)極為重要的環(huán)節(jié)。通過建立的模型,結(jié)合管線的生產(chǎn)數(shù)據(jù),可以對絕熱材料及其厚度做出合適的選擇,從而指導(dǎo)新管線的設(shè)計(jì)。

聚丙烯、聚乙烯和聚氨酯作為3種基本的保溫材料被廣泛應(yīng)用在石油天然氣工業(yè)的管道設(shè)計(jì)中[4],其熱傳導(dǎo)系數(shù)分別為0.35 W/m·K、0.22 W/m·K和0.12 W/m·K(考慮一定的吸水率),不同保溫材料、保溫厚度下的管線溫度與天然氣水合物生成的溫度關(guān)系圖見圖4。

圖4 不同保溫材料、保溫厚度下管線溫度與天然氣水合物生成溫度的關(guān)系曲線圖

由圖4可知,保溫材料的厚度和導(dǎo)熱系數(shù)越大,管線內(nèi)的溫度越高。這是因?yàn)楹穸群蛯?dǎo)熱系數(shù)的增加,增大了傳熱熱阻,減少了流體的熱量損失。該例中,要保證管線的正常傳輸,聚丙烯厚度至少需要0.050 8 m,聚乙烯和聚氨酯厚度則只需要0.025 4 m就可以。

3.3 無接觸時(shí)間預(yù)測

無接觸時(shí)間是指關(guān)井后,管線內(nèi)任一位置都不存在形成天然氣水合物風(fēng)險(xiǎn)的最大時(shí)間[2]。無接觸時(shí)間的確定有很重要的實(shí)際意義,當(dāng)由于某種原因關(guān)井后,為防止管線內(nèi)天然氣水合物的生成,往往采用死油替代管線內(nèi)的流體,但這需要浪費(fèi)很多時(shí)間和精力,造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失。因此在實(shí)施該措施之前,工作人員會判斷修復(fù)故障所需要的時(shí)間是否大于無接觸時(shí)間,如果大于的話,就需要實(shí)施該操作,反之,則不實(shí)施。因此,無接觸時(shí)間的計(jì)算顯得十分重要。

利用建立的溫度模型,結(jié)合關(guān)井后的初始條件,可以求出任意時(shí)刻管線內(nèi)的溫度分布。不同停產(chǎn)時(shí)間下管線溫度與天然氣水合物生成溫度的關(guān)系如圖5所示。

圖5 不同停產(chǎn)時(shí)間下管線溫度與天然氣水合物生成溫度的關(guān)系曲線圖

由圖5可以看出,關(guān)井后,管線內(nèi)的流體溫度隨關(guān)井時(shí)間的延長而不斷下降,且井深越大,溫度下降越快,這是因?yàn)榫钤酱?內(nèi)外溫差越大,因而散熱越快。隨著關(guān)井時(shí)間的延長,管線內(nèi)開始生成天然氣水合物,管線溫度曲線也逐漸接近外界環(huán)境溫度分布。

上例中,無接觸時(shí)間約為10 800 s。當(dāng)關(guān)井時(shí)間達(dá)到150 000 s時(shí),管線內(nèi)流體的溫度基本與外界環(huán)境溫度相等,呈現(xiàn)出典型的 T型結(jié)構(gòu)分布。另外,由于流量及保溫材料的種類和厚度都會影響到無接觸時(shí)間的大小,因而,為保證一定的無接觸時(shí)間,可以相應(yīng)調(diào)整這些參數(shù)。

4 結(jié)論

1)同陸地相比,深水環(huán)境不僅溫度低,而且其垂向溫度分布呈現(xiàn)多溫度梯度的特點(diǎn),因此在計(jì)算深水管線內(nèi)的溫度分布時(shí),要特別引起重視。

2)在現(xiàn)有實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上對5種天然氣水合物預(yù)測方法進(jìn)行對比后可知:統(tǒng)計(jì)熱力學(xué)模型精度最高,但其計(jì)算過于繁瑣;相比之下,經(jīng)驗(yàn)圖解法也可得到較好的預(yù)測結(jié)果,平均誤差小于1%,而且計(jì)算簡單,使用方便。

3)管線流量、保溫材料的種類和厚度直接影響到管線內(nèi)流體的溫度分布。當(dāng)管線流量越大、保溫材料導(dǎo)熱系數(shù)越小、厚度越大時(shí),天然氣水合物生成的幾率就越小。

4)隨著關(guān)井時(shí)間的延長,管線內(nèi)溫度逐漸接近于外界環(huán)境溫度,為防止天然氣水合物的生成,要盡量延長無接觸時(shí)間。

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Prediction of gas hydrate formation conditions in deepwater oil and gas pipelinesand itsapplication

Liu Chenw ei,Li M ingzhong,Wang Lei,Yao Zhiliang
(College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao,Shandong 266555,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 10,pp.73-77,10/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

To effectively p revent the formation of gas hydrate in the development of deepwater oil and gas fields,it is necessary to perfo rm accurate p rediction of the gas hydrate formation condition.The temperature p rediction model fo r the deepwater oil and gas pipeline is hereby established by means of gas-liquid two-phase flow and heat transfer theory in accordance w ith the featuresof high deepwater p ressure and diversified temperature gradient.The op timal selection is done on five gas hydrate p rediction methods based on the available experimental data.A model fo r the p rediction of gas hydrate fo rmation in deepwater oil and gas pipelines is established in combination w ith the Beggs-Brill method.Besides,the relevant calculation p rogram is thus p repared.Practical examples show that the hydrate formation region w ill be smaller w hen the circulation volume becomes greater,the thermal conductivity of the insulation material becomes smaller,the thickness of the insulating layer becomes greater,or the dow ntime becomes shorter.The model can be app lied to decide a reasonable flow rate,choose the pipe heat insulationmaterials,and accurately calculate the non-contact time.It p rovides technical support fo r the safe p roduction of deepwater oil and gas fields.

deepwater oil and gas pipeline,natural gas hydrate,temperature p rediction model,p rediction model of gas hydrate formation conditions,non-contact time,flow rate of pipeline,insulation material

劉陳偉等.深水油氣管線天然氣水合物生成條件預(yù)測方法及應(yīng)用.天然氣工業(yè),2010,30(10):73-77.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.10.018

中國石油大學(xué)(華東)自主創(chuàng)新科研計(jì)劃項(xiàng)目(編號:09CX04016A)。

劉陳偉,1986年生,博士研究生;主要從事采油工程理論與技術(shù)的研究工作。地址:(266555)山東省青島市經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)區(qū)長江西路66號中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院。電話:15154299149。E-mail:liuchenwei.z@163.com

(修改回稿日期 2010-08-13 編輯 何 明)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.10.018

L iu Chenwei,bo rn in 1986,is studying fo r a Ph.D degree,being mainly engaged in research of oil p roduction engineering theo ries and technologies.

Add:No.66,West Changjiang Rd.,Economic and Technological Development Zone,Qingdao,Shandong 266555,P.R.China

Mobile:+86-15154299149 E-mail:liuchenwei.z@163.com