气田集输系统水合物预测及防治技术研究

毕波 张志全

摘      要： 在天然气开采和集输的过程中，易产生水合物。在这开采和集输的过程中压力由于耗损而降低，并且压降导致天然气的温度持续降低。当压力以及温度达到相应的条件时，水合物将在管道中生成，导致管道阻塞，对气田集输系统产生不利作用。因此预测水合物的形成非常重要，对形成水合物的环境进行预测以及研究水合物防治技术，对气田集输系统的正常工作特别关键。结合油气生产系统提供稳定多相流模拟计算软件系统pipesim，进行了天然气水合物预测，并开展了注醇和加热防治水合物工艺应用基础研究。

关  键  词：天然气水合物;预测及防治;PIPESIM

中图分类号：TE832.2       文献标识码： A       文章编号： 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

天然气水合物，它是由水和烷类气体在一定的压力和温度下形成的一种非计量型络合化合物。天然气在低温、高压、有液态水或游离水存在及有小分子烃类物质、硫化氢和二氧化碳时，在气体流速很高的情况下易形成天然气水合物。从而造成井筒以及集气管线的堵塞，影响气田集输系统正常生产[1，2]。尤其在温度很低的地区，水合物更容易在油管以及集气管线中生成，使管道阻塞，流量减小，使管道中形成节流效应，加剧形成水合物，从而引起管道堵死、爆管事故[3，4]。因此水合物的预测及预防是天然气集输的关键问题，亟需解决。

1  气田集气管线水合物生成预测

1.1  水合物生成条件预测

对于天然气，如果压力已经确定，那么存在一个相应的温度使水合物形成，只要当温度超过水合物的形成温度，就可以预防水合物形成。除此之外，如果不存在游离态的自由水，天然气水合物就不会形成[5-7]。

以往研究水合物的生成条件都是从物性以及温度压力这些方面出发，目前，常用的水合物预测方法主要建立在两个方面的基礎上[8]：一方面是经验公式或者半经验模型，基于实验数据或者现场生产资料而得出，如图解法以及经验公式法，此类方法简洁方便，本文主要使用图解法。另一方面是利用实验对水合物的平衡理论模型进行推测，例如相平衡法，绝大部分是由Vdwp模型发展出来。这种方法的计算精度很高，然而计算难度很高，不适于临场使用。

1.2  基于pipesim的气田集气管线水合物生成位置预测

选用G气田Y井冬季集气管线的数据进行建模模拟。

设置G气田Y井冬季集气管线基础数据如下：起点压力22.08 MPa，起点温度26 ℃，环境温度5 ℃，集气管长度6 000 m，集气管内径58 mm，产气量140 000 m3/d，管壁厚7 mm，管道传热系数1.5 W/（m2·℃），埋深1.5 m，土壤传导率1 W/（m2·℃），管道高程差5 m，绝对粗糙度0.3，管道起伏率0.001。

天然气摩尔组成：甲烷96.96%，乙烷0.18%，丙烷0.04%，异丁烷0.027%，硫化氢0.212%，氮气0.14%，二氧化碳2.15%，饱和水含量0.3%。

1.3 气田集气管线天然气水合物生成条件因素分析

当满足以下几个条件时，天然气水合物即将形成[9]：（1）高压，通常压力高于10 MPa;（2）低温，温度通常低于10 ℃;（3）存在自由水以及天然气来源;（4）合适的储集空间。通常情况下，低温比高压更容易形成水合物。另外，还有一些因素会使水合物生成速度加快，比如气液接触面大，或者在运输过程中发生压力波动等。

以下运用pipesim解析气井产气量、不同起点压力和温度以及管径对水合物生成影响

1.3.1  气井产气量对水合物生成的影响

其他条件不变时，产气量在10、21.5、35万m3/d变化时，天然气水合物生成位置，Pipesim输出压力温度分布图如图3所示。

由于产气量增大，会使管道中天然气的压降增大，且管道上游中天然气的温降变小，在下游变大，由于温度升高压力降低不利于水合物生成，这样会使水合物形成的位置后移。因此增加適合的产气量可以有利于防止水合物生成。

1.3.2  不同起点压力对水合物生成的影响

其他条件不变时，起点压力在20.8、22.8、24.8 MPa变化时，天然气水合物生成位置，Pipesim输出压力温度分布图及数据表格如表3以及图4。

由图4可得，起点压力的升高，会使水合物生成位往前移动，然而这种影响产生的效果并不显著。一方面起点压力的升高利于水合物的形成;另一方面起点压力的升高，对天然气沿程温度分布也有提高，但是温度的升高不利于水合物的形成。

1.3.3不同起点温度对水合物生成的影响

其他条件不变时，起点温度在26、36、46、56 ℃变化时，天然气水合物生成位置，Pipesim输出压力温度分布图及数据表格如图5以及表4。

如图5，起点温度的提高，会使水合物生成的位置后移，是因为起点温度提高时，会使管道中的天然气温度沿程分布提高，而温度升高会对水合物的生成造成影响。因此，适当提高起点温度，可以有效防止水合物的形成。

如图6，管径的增大，会使管道中水合物生成的位置向前移动，是因为管径增大时，会使管道上游中的天然气温度沿程分布降低，压力沿程分布升高。由于温度降低以及压力升高均利于水合物生成，因此在合理的范围内缩小管径可以有效防止水合物的形成。

2  气田集输系统天然气水合物防治技术研究

由于水合物的处理非常困难，因此针对水合物的处理必须以预防为基础，针对水合物的生成条件做出相应措施预防水合物的形成[10-12]。目前为防止水合物的形成采取的方法有以下四种：（1）降低压力，直到小于指定温度下的天然气水合物生成压力;（2）升高温度，使管道内的温度比指定压力下的天然气水合物生成温度高;（3）气体脱水;（4）向气流中加入预防水合物生成的抑制剂。

现场生产经常采取加抑制剂法和提高温度法[13，14]。本文介绍了注醇法以及加热炉加热法防止水合物生成，在分析预防水合物形成的两种机制的基础上，利用pipesim进行建模分析。

2.1  添加热力学抑制剂

甲醇，乙二醇和其他很多类似的有机物质和电解质都是目前比较常用的热力学抑制剂。加入THI改变了水合物生成环境状态，能够降低生成温度或者提高生成压力，影响水合物的生成[15]。从实际生产数据可得，热力学抑制剂在治理水合物达到了预期的成果。

醇类物质加入天然气中，能够改变分子间力以及水蒸气的分压，从而降低水合物的生成温度，进而可以有效防止水合物的形成。这些化学制剂均可在国内购买，并可在再生后重新使用。

模型用一源组件代替采气树，即供气源头。只需要提供井口油压、井口温度、采气管线长度、采气管线规格、产液量和组分等参数，即可建立单井模型，而且这些数据都来源于现场采集，易获取且准确度高，可快速对任意单井进行采气管线压降损耗预测及注醇模拟。

由以上图的对比我们很容易地看出来管线温压曲线与水合物曲线的分离关系，进一步确定在本例中甲醇的注入量在0.18 m3/d时既能防止水合物的生成，有在经济方面避免了盲目浪费，帮助我们确定甲醇合适的注入量。

2.2  加热管线防治水合物

水合物的生成其中一个必要条件就是低温，因此可以通过升高管道温度，让管道内的气流温度始终比水合物的生成温度高，可以有效预防水合物的形成而产生阻塞[16]。然而这种方法成本比较高，需要投入大量资金引入配套设备。

加热法对于已被水合物阻塞的集输管线是一种有效且常见的措施。然而这种方法的使用有一些难度，例如难以确定水合物阻塞的位置，以及加热时必须在两端朝水合物阻塞位置缓慢升温，否则水合物分解产生高压气流将会对管道造成伤害。同时，水合物分解后的残留物必须立刻排除，避免二次水合物的形成。

依据G气田Y井冬季集气管线的数据，不加换热器时，pipesim建模如图1。未进行换热器换热时，压力温度剖面图，如图11。

整理得出温度压力数据表，如表6。

Pipesim每300 m测一次温度压力，对于管线温压曲线及天然气水合物生成温压曲线，可以得出在大约距离起点2 400 m的地方生成天然气水合物，修改物理模型，在管线大约2 400 m处加入换热器，物理模型图如图12。

3  结论及不足

本文介绍了天然气水合物的生成机理和对地面集输管线的危害，结合pipesim模拟了G气田Y井冬季集气管线的水合物生成情况，初步判断了水合物生成位置，并且对影响水合物生成的因素进行了分析，分析了气井产气量、起点温度、起点压力、管径对水合物生成的影响。其中适宜地提高天然气产气量、起点温度，可以有助于预防水合物的形成，适当情况下减小管径也可以防治水合物的生成。最后，依据pipesim建立注醇模型、换热器模型，得到G气田Y井冬季集气管线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离井口

2 400 m处近似最低换热器温度为35 ℃。

本文未能通过具体公式计算出最低防治水和物注醇量及换热器换热热负荷，这方面需要借助HYSYS进行分析计算。本文基本在低压条件下进行敏感性分析和实例模拟，对于高压条件下进行水合物分析还需研究。

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