凝析氣集輸管道中天然氣水合物凍堵防控措施效果模擬

趙甜 寇麗穎 高紅松 石美 楊婧 周艷麗

1中國石油華北油田公司第一采油廠

2華北石油管理局有限公司河北儲氣庫分公司

3中國石油華北油田公司辦公室

天然氣水合物是烴類分子與水形成的非化學籠狀晶體結構，其中水分子通過氫鍵相互結合形成籠型結構，烴類分子被包裹在籠型結構中。目前已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的水合物種類有Ⅰ型、Ⅱ型和H 型三種[1]。在高壓低溫的環(huán)境下，集輸管道內(nèi)容易形成大量水合物，水合物沉積會減小管道的流通面積，造成管線凍堵。在油氣田的開發(fā)過程中，很多油井和氣井的含水率不斷升高，在輸送過程中形成了油、氣、水三相流混輸狀態(tài)，當溫度、壓力滿足水合物生成條件時，形成的水合物會嚴重危害安全生產(chǎn)[2-3]。

目前，對水合物的預防和控制主要有傳統(tǒng)控制法和風險控制法兩種[4]。傳統(tǒng)控制法是通過添加水合物抑制劑、管道電加熱等方法對水合物的產(chǎn)生進行抑制，其中甲醇添加量大且具有毒性，乙二醇雖然成本較高，但用量較小且毒性低，現(xiàn)場多采用乙二醇作為水合物抑制劑；電加熱的方式可以將流體溫度提高到水合物生成區(qū)溫度范圍以外，避免水合物的形成，但需要考慮對加熱管段實施犧牲陽極或陰極保護，以防止管道腐蝕。風險控制法是通過加入低劑量的動力學抑制劑（KHI）或阻聚劑（AA）來防止水合物阻塞；或不采用添加劑，而是通過冷流技術，允許或引導水合物的形成，在一定的黏度下以液相為主載體形成水合物漿液流動輸送，實現(xiàn)對水合物的風險控制。本文中采用多相流瞬態(tài)模擬軟件OLGA 中的動力學模型CSMHyK v2.0 對凝析氣管道水合物生成位置、形成速率和漿液黏度進行預測，實現(xiàn)對水合物的凍堵防控，并開展工況分析和工藝設計優(yōu)化，以期為現(xiàn)場提供技術支持和指導。

1 水合物動力學模型

CSMHyK 模型中將水合物的形成分為四個階段：①夾帶：水相自由分散在油相中，通過泵等動力設備的連續(xù)流動剪切，形成油包水型乳狀液；②水合物顆粒的生長：水合物在水相和油相的界面處結晶成核；③水合物的聚集：由于范德華力的存在，水合物相互聚并、增大；④水合物的堵塞：當水合物聚并到一定程度后，形成泥狀，堵塞管道（圖1）。

圖1 水合物形成過程Fig.1 Hydrate formation process

1.1 水合物顆粒的生長

研究表明，水合物顆粒的生長速率主要受熱力學、結晶動力學、傳質(zhì)和傳熱的影響。CSMHyk 模型從宏觀角度充分考慮了傳質(zhì)和傳熱對水合物生成的影響[5-6]，以過冷度為驅(qū)動力，假設水相均勻分散到油相中，得到水合物本征動力學生長模型為

式中：mgas為管輸氣體的質(zhì)量，kg；t為水合物的生成時間，s；k1、k2為水合物動力學第一級和第二級的反應系數(shù)；T為系統(tǒng)溫度，K；As為水合物生成后的表面積，m2；ΔT為特征溫度差，℃。

傳質(zhì)阻力定義為舍伍德數(shù)Sh，傳熱阻力定義為努塞特數(shù)Nu，其中慣性流體的Sh根據(jù)式（2）計算，黏性流體的Sh根據(jù)式（3）計算，Nu根據(jù)式（4）計算。

式中：Redrop為雷諾準數(shù)，無量綱；Sc為施密特準數(shù)，無量綱；Pr為普朗特準數(shù)，無量綱；Redrop為傳質(zhì)佩克萊準數(shù)，無量綱；ρ為密度，kg/m3；v為流速，m/s；d為當量管徑，m；μ為動力黏度，N·s/m2；D為擴散系數(shù)，m2/s；cp為等壓比熱容，J/(kg·K)；k為熱導系數(shù)，W/(m·K)。

1.2 水合物的聚集和堵塞

CAMARGO 等[7-8]通過對原油乳狀液的水合物漿液黏度進行研究，提出了適合于水合物漿液的非牛頓流體特性模型，引入了有效體積分數(shù)來考慮烴類分子在主體所占的比重，建立了水合物顆粒聚集物直徑的計算方法。CSMHyk 采用了這一研究成果，其模型未考慮水合物生成誘導時間對黏度的影響，認為只要達到水合物生成的相平衡條件，水合物立即生成，公式為

式中：μ為水合物漿液的黏度，Pa·s；μo為連續(xù)相（油相）的黏度，Pa·s；Φeff為水合物的有效體積分數(shù)，%；Φmax為水合物聚并后的最大顆粒體積分數(shù)，%；Φ為水合物的體積分數(shù)，%；dA為水合物聚集物的直徑，m；fr為水合物的分形維數(shù)，在此取2.5；Fa為水合物顆粒之間的黏附力，N/m；γ為流場中的剪切速率，1/s。

2 數(shù)值模擬

凝析氣管道全長98 km，管徑610 mm，壁厚8.5 mm，管道內(nèi)壁粗糙度0.045 mm，采用3PE 防腐層，防腐層密度 2 500 kg/m3，導熱系數(shù)0.028 W/(m· K)，管頂埋深1.5 m，地溫10 ℃，總傳熱系數(shù)10 W/m2·K，入口溫度30 ℃，出口壓力5 MPa，設定質(zhì)量流量60 kg/s，含水率30%，水合物顆粒在氣相中的質(zhì)量分數(shù)為1，在油相中的質(zhì)量分數(shù)為0，水合物顆粒間的黏附力為0.05 N/m。管道的最大高程在距離起點30 km 處，最大最小間的高程差為233 m，高程變化見圖2，凝析氣組分見表1。純甲烷與該凝析氣組分的水合物相平衡曲線對比見圖3，在相同壓力下，由于凝析氣含有多種烴類物質(zhì)，水合物生成溫度降低。

圖2 管道高程數(shù)據(jù)Fig.2 Pipeline elevation data

表1 凝析氣組分（摩爾分數(shù)）Tab.1 Condensate gas components(molar fraction) %

圖3 甲烷與凝析氣的相平衡曲線Fig.3 Phase equilibrium curve of methane and condensate gas

3 水合物的預防與控制

3.1 傳統(tǒng)控制法

在管輸?shù)倪^程中，沿程溫度壓力曲線會落入水合物生成區(qū)范圍內(nèi)，可以采取加水合物抑制劑的方法進行預防和控制，目前現(xiàn)場多采用乙二醇作為水合物抑制劑，通過在OLGA 中進行設置，可以進行水合物抑制劑的跟蹤和優(yōu)化。

OLGA 中抑制劑跟蹤模塊采用了Hammerschmidt 經(jīng)驗相關式計算液相中含有不同質(zhì)量分數(shù)抑制劑時的水合物生成曲線，抑制劑添加量不同的條件下水合物平衡溫度方程為

式中：Top為工況條件下的水合物平衡溫度，℃；Tep為無水合物抑制劑添加時的水合物平衡溫度，℃；H為不同抑制劑的經(jīng)驗常數(shù)，乙二醇的經(jīng)驗常數(shù)為2 335 ℃/(mol·g)；W為抑制劑占液相的質(zhì)量分數(shù)，%；M為抑制劑的平均摩爾質(zhì)量，乙二醇的摩爾質(zhì)量為62.069 g/mol。

根據(jù)圖4 的曲線可知，乙二醇抑制劑的最佳質(zhì)量分數(shù)在10%～15%左右，利用敏感性分析，以最大過冷度為判定依據(jù)，確定抑制劑的最佳注入量。通過Parametric Studies 敏感性分析，得到最佳注入量在2.335～2.339 kg/s 之間，考慮到需要一定的安全添加余量，在此選擇2.4 kg/s 的注入量，得到管道沿程的過冷度均在0 ℃以下，達到了對水合物進行抑制的效果。通過對乙二醇在管道沿線的質(zhì)量分數(shù)進行追蹤，得到乙二醇在水中的質(zhì)量分數(shù)約為12.98%，與之前最佳質(zhì)量分數(shù)預測基本一致（圖5）。

圖4 不同質(zhì)量分數(shù)下的乙二醇抑制劑水合物生成曲線Fig.4 Hydrate formation curves of ethylene glycol inhibitor with different mass fractions

圖5 抑制劑注入量為2.4 kg/s 時的過冷度和質(zhì)量分數(shù)Fig.5 Sapercooling degree and mass fraction at the inhibitor injection rate of 2.4 kg/s

3.2 風險控制法

3.2.1 穩(wěn)產(chǎn)計算

管道的劃分決定了計算的精度，離散密度分別取每5 km 長度管線離散30 段和每5 km 管線離散10段。通過穩(wěn)態(tài)計算，管線分的越密，仿真得到水合物的質(zhì)量分數(shù)波動越大，但波動中心幾乎不變，說明管道的離散密度對水合物預測的影響不大。在此選擇最小管段數(shù)量10，每段的最大長度5 km，模擬時長5 h，最大步長5 s 進行穩(wěn)產(chǎn)計算，不考慮臨界過冷度，臨界過冷度設為0 ℃。

由圖6 和圖7 可知，管道沿程壓力隨時間變化的趨勢不大。但由于受高程和沿程摩阻的影響，沿程壓力逐漸降低，運行到3 h 時，起點壓力達到7.59 MPa，沿程各點的壓力基本達到穩(wěn)態(tài)。在初始時刻，受地溫和總傳熱系數(shù)的影響，沿程溫度逐漸降低，在31.7 km 處達到10 ℃左右，此后一直保持在地溫附近運行。隨著時間的延長，在14.9 km 處開始生成水合物，生成水合物前，溫度小幅下降，生成水合物后會釋放熱量，管道溫度迅速上升，水合物形成穩(wěn)定后，在管內(nèi)形成水合物漿液流動，沿程溫度逐漸降低。隨著時間的延長，14.9 km 后的沿程溫度整體上升，證明隨著時間的延長，水合物的質(zhì)量逐漸增大。由于不同時刻的沿程持液率變化不大，在此選擇運行時間5 h 的持液率。由圖8可知，14.9～27.4km 為低洼上坡段，此段持液率較高，為45.2%，形成水合物的主體質(zhì)量較大，同時管內(nèi)氣相的流通空間變小，氣相流速較快，分子界面間的碰撞概率較大，容易形成水合物。

圖6 不同時刻沿程壓力變化Fig.6 Pressure changes along the pipeline at different times

圖7 不同時刻沿程溫度變化Fig.7 Temperature changes along the pipeline at different times

圖8 管道沿程持液率變化Fig.8 Variation of liquid holdup along the pipeline of the pipeline

由圖9 可知，不同時刻的水合物質(zhì)量分數(shù)變化趨勢基本一致。從14.9 km 后開始生成水合物，且水合物在液體中所占的質(zhì)量分數(shù)隨時間的延長不斷上升，這與前面的溫度變化分析結果相符，在27.4 km 和61.8 km 低洼上坡段的水合物質(zhì)量分數(shù)最大，與沿程持液率的分析結果相符。

圖9 不同時刻水合物質(zhì)量分數(shù)Fig.9 Hydrate mass fraction at different times

3.2.2 入口流量對水合物生成的影響

通過改變?nèi)肟诹髁浚_定入口流量變化對水合物生成的影響，選取40 kg/s、60 g/s、80 kg/s 的工況進行模擬。由圖10 可知，質(zhì)量流量越大，沿線水合物的生成區(qū)域越靠后，若以0 ℃過冷度為水合物的生成點，40 kg/s 條件下，9.2 km 后開始生成水合物；60 kg/s 條件下，14.9 km 后開始生成水合物；80 kg/s 條件下，18.4 km 后開始生成水合物。

圖10 不同入口流量下的過冷度Fig.10 Super cooling degree at different inlet flow rates

由圖11 可知，不同入口流量下生成水合物的質(zhì)量流量數(shù)量級基本一致，但生成水合物區(qū)域不同。40 kg/s 入口流量下的初始生成位置在9.2 km，60 kg/s 入口流量下的初始生成位置在14.9 km，80 kg/s 入口流量下的初始生成位置在18.4 km，與前面過冷度的分析結果相符。隨著流量的增加，沿程水合物的質(zhì)量流量不斷降低，當入口流量為40 kg/s 時，由于流量較低而造成流體的穩(wěn)定性變差，因此水合物的生成情況在部分管段呈現(xiàn)波動趨勢。由圖12 可知，隨著流量的增加，水合物漿液的黏性比（水合物的黏度與水相黏度的比值）不斷降低，40 kg/s 條件下的最大黏性比為18.47，60 kg/s 條件下的最大黏性比為5.28，80 kg/s 條件下的最大黏性比為2.06。根據(jù)JOSHI 等[9]、ZERPA等[10]、RAO 等[11]在室內(nèi)對油相、氣相、水相、水合物相的多相流環(huán)道試驗結果，得到當黏性比低于3時，水合物漿液可以呈現(xiàn)良好的流動性，轉(zhuǎn)化為泥狀的概率較小，發(fā)生水合物阻塞的概率也較小。綜上所述，增大輸量不僅可以使水合物的生成區(qū)域后移，同時可以大幅降低黏性比，使水合物顆粒在高流速、高剪切的作用下保持良好的流動性。

圖11 不同入口流量下的水合物質(zhì)量流量Fig.11 Mass flow rate of hydrate at different inlet flow rates

圖12 不同入口流量下的水合物漿液黏性比Fig.12 Viscosity ratio of hydrate slurry at different inlet flow rates

3.2.3 出口壓力對水合物生成的影響

通過改變出口壓力，確定出口壓力變化對水合物生成的影響，選取3、5、7 MPa 的工況進行模擬。由圖13 可知，出口壓力越小，沿線水合物的生成區(qū)域越靠近下游，若以0 ℃作為水合物的生成點，3 MPa 條件下，20.1 km 后開始生成水合物；5 MPa 條件下，14.9 km 后開始生成水合物；7 MPa 條件下，11.3 km 后開始生成水合物。

圖13 不同出口壓力下的過冷度Fig.13 Super cooling degree under different outlet pressures

由圖14 可知，隨著出口壓力的減小，水合物漿液的黏性比不斷降低，7 MPa 條件下的最大黏性比為19.37，5 MPa 條件下的最大黏性比為5.28，3 MPa 條件下的最大黏性比為1.42。3 MPa 條件下的水合物漿液黏性比變化幅度較小，且在77 km 后的過冷度小于0 ℃，沒有生成水合物的風險。由此可見，合理控制管道的出口壓力是防止水合物堵塞的有效手段。

圖14 不同出口壓力下的水合物漿液黏性比Fig.14 Viscosity ratio of hydrate slurry at different outlet pressures

在管道起點處采用泵壓配注方式將抑制劑注入到管道中，乙二醇日均注醇量300 L，平均注醇率（按照水相質(zhì)量分數(shù)計算）為13%，在近5 個月的運行中，管道末端的進站壓力（通過壓力傳感器監(jiān)測）大部分未出現(xiàn)明顯波動（正常波動是由于氣體流量波動造成的），僅有3 次堵塞情況，堵塞時壓力明顯上升，證明水合物附著在管壁上造成摩阻增大（圖15）。在采取加大入口流量或降壓的方式后順利解堵，證明傳統(tǒng)控制法和風險控制法均能很好地抑制水合物生成，但加大入口流量存在再次凍堵的風險，因此在實際應用中應減小流量步長，緩慢加大流量。

圖15 注入抑制劑后進站壓力的變化Fig.15 Variation of the inlet pressure after inhibitor injection

4 結論與建議

采用CSMHyk 模型對凝析氣管道水合物生成情況進行了模擬，以抑制劑注入量為變量，以過冷度為標準，研究了抑制劑的最佳注入量；對比了不同工況，發(fā)現(xiàn)入口流量和出口壓力均會影響水合物的生成情況，入口流量越大、出口壓力越小，越晚進入水合物區(qū)，水合物漿液的黏性比越小；CSMHyk模型未考慮水合物的生成誘導期和生成記憶效應對動力學模型的影響，可能造成模擬偏差，因此無法使用水合物動力學抑制劑進行模擬，今后應進行改進。