苏里格天然气集输管道冻堵预测软件开发及应用

2014-10-29孟凡臣王仙之于长录耿厚忠

石油工程建设 2014年3期

孟凡臣，王仙之，于长录，耿厚忠

1.中国石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发分公司，天津 300280 2.中国石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西晋城 048000

0 引言

天然气水合物是在一定温度、压力条件下，天然气中某些气体组分与水形成的一种极其复杂但又不稳定的白色结晶固体，密度在0.88～0.9 g/cm3之间。

大量研究表明：水合物是由氢键连接水分子形成的笼形结构，气体分子在范德华力作用下，被包围在晶格中。目前自然界中共发现了3种水合物晶格结构：结构Ⅰ型、Ⅱ型和H型。在Ⅰ型结构的晶格孔穴中只能填充CH4、C2H6小分子烃类及H2S等非烃分子；Ⅱ型结构中还可以容纳C3H8、C4H8等较大的烃类气体分子；而H型结构除了能容纳上述各种分子外，还能容纳一般的原油分子i-C5。

水合物的形成依赖于高压、低温，尤其对于天然气站场集输管道来说，气体往往处于水汽饱和或过饱和状态，极易形成水合物，造成管道冻堵。因此，笔者根据水合物形成的水力、热力学条件，开发出水合物生成预测软件，为预防集输管道冻堵和制订科学生产管理方案提供依据。

1 集输管道冻堵原因分析

天然气最初进入集输管道时，由于输气管道内的温度高于水汽露点温度，天然气未饱和，没有自由水析出，不满足水合物的生成条件；随着气体在井筒内的不断上移，集输管道内的气体压力和温度也不断降低，当天然气温度降至水汽露点温度时，气体处于饱和状态，自由水开始析出，若此时压力满足要求，即可形成水合物。水合物一旦形成，就会减少管道的流通面积，产生节流，加速水合物的进一步生成，最终导致管道的堵塞。

2 集输管道冻堵预测模型的建立

运用统计热力学和数值分析等基本原理，建立了集输管道天然气水合物堵塞预测模型，模型主要包括：集输管道温降、压降计算及水合物生成温度计算，而后采用计算机语言编制软件，并进行模拟计算。

2.1 集输管道任意点温度、压力计算

2.1.1 集输管道任意一点温度

式中T——计算段距离起点x处的温度/K；

T0——输气管道埋深处土壤的环境温度/K；

TQ——计算段起点天然气的温度/K；

a——计算常数（无量纲）；

x——计算段任意一点距离起点的距离/m；

Di——焦耳-汤姆逊系数/（℃/Pa）；

PQ——管道的起点压力/Pa；

Pz——管道的末点压力/Pa；

L——管道总长度/m；

K——管道总传热系数/（W/（m2·K））；

D——管道的内径/m；

M——气体质量流量/（kg/s）；

CP——天然气定压比热容，一般0.58～0.7 J/（kg·K）。

2.1.2 集输管道上任意一点压力的计算

式中Px——距离管道起点x处的压力/Pa。

2.2 水合物生成温度的计算

天然气水合物相平衡理论模型研究已经相当成熟，绝大多数预测水合物相平衡条件的理论模型都是基于范德瓦尔-普朗特统计热力学模型发展起来的。在多元混合体系中，每一组分在各相中的化学势能相等，范德瓦尔-普朗特根据水合物结晶特点，应用经典热力学处理方法，结合兰格缪尔（Langm uir）气体吸附理论、相平衡准则等，以水作为考察组分，建立起含气田水合物相和富水相的热力学模型。

目前苏里格气田大部分天然气管道之所以发生冻堵，都是由于生成了I、II型水合物。水合物分类计算非常复杂，为了简化计算，采用Newton Raphson方法计算水合物的生成温度。对于任一给定组成成分的天然气，其在某一压力下的水合物生成温度计算公式可通过引入统计热力学模型加以推导。

分子热力学模型：

式中z——α富水相（冰相）和β相（完全空的水合物晶格）中水的饱和蒸汽压比；

r——水在β相和H相（完全填充气体分子的水合物相）中的化学位之差；

θ1、θ2——水合物小孔穴、大孔穴的填满程度（无量纲量）。

式中T——水合物的温度/K。

式（3）、（4）中的ln z为温度的函数，是针对不含H2S的天然气。

式中 θij——j组分在i型孔穴中的填满程度（无量纲）；

Cij——i型孔穴，j组分的Langm uir常数；

Pj——j组分的压力/×0.1MPa；

Aij、Bij——i型孔穴，j组分的Langm uir常数，见表1；

i——水合物的小孔穴1或大孔穴2；

T——水合物的温度/K。

（1）当管道起点压力P＜6.865MPa时，经过修正以后的计算公式：

表1 Langm uir常数Aij、Bij

（2）当管道起点压力P＞6.865MPa时：

式中yj——天然气中j组分的摩尔分数。

水合物生成温度初始值/K：

式中P——管道的起点压力。

迭代格式：

2.3 预测软件程序的设计与开发

通过计算水合物的形成温度TH以及在距离管道起点x处的温度Tx，当Tx

2.4 软件的应用实例

苏76-5-1井日外输气量7 000 m3/d，管道规格为D 60 mm×3.5 mm，长度7 km，单井外输压力为1.67MPa，进站压力1.01 MPa，进站温度9℃，土壤环境温度0.8℃，利用预测软件分别计算外输温度为-1℃、6℃情况下集输管道内水合物的生成情况。

图1 集输管道冻堵预测软件框图

图2 集输管道冻堵预测软件界面示意

表2 272 K时的计算结果

温度在272 K（-1℃）时，由于数据太长，只列举2 km长度管道的水合物生成情况，计算情况见表2。

从表2数据可以看出，起点温度在-1℃的情况下，管道各个点的温度都小于水合物的生成温度，因此管道此时是处于冻堵的状态，与现场实际情况吻合。

温度在279 K（6℃）时，由于数据太长，只列举2.2 km的水合物生成情况，计算情况见表3。

表3 279 K时计算结果

从表3的数据可以看出，水合物在管道的2 100m处生成，此时该处管道的温度为4.216℃，水合物生成温度为4.23℃，该处管道的温度T2100＜TH2100水合物的生成温度。因此从2 100 m处开始有水合物生成，此处管道冻堵，与现场解堵员工了解的实际情况基本相符。

2.5 经济性分析

苏76区块目前有投产气井98口，在冬季大约有20～30条的管道发生冻堵，管道解堵的时间1～24 h不等，个别超过24 h。管道冻堵不但影响气井的正常生产，而且解堵也需要加注相当大量的甲醇，因此给公司造成巨大的经济损失。冻堵预测软件的应用，在很大程度上降低了管道冻堵的几率进而减少了解堵的注醇量。

（1）如果以每口气井平均日产气1万～1.5万m3，天然气价格0.85元/m3，平均每天冻堵30条管道，管道解堵的平均时间12 h，每个月平均冻堵时间15 d，高发期3个月共冻堵45 d为例进行计算，则由于冻堵造成的气量损失费大概可以减少30×(15 000/24)×12×0.85×45=8606250元（干管放空损失的气量未计入）。可见提前进行预防并采取相应的解堵措施，可以避免相当大的经济损失。

（2）通常是在管道发生冻堵之后加注甲醇进行解堵，十分被动，甲醇的注入量也难以控制。如果根据冻堵预测软件分析结果，在管道冻堵前加入甲醇，那么甲醇的注入量可以根据实际情况控制在较低水平。

采用管道冻堵预测软件进行分析后，可能发生冻堵的管道提前注入甲醇量平均约0.1～0.2 t/d，而冻堵后被动解堵的管道平均注入甲醇量0.4 t/d（情况严重时甚至更多），采用软件分析计算后每条管道解堵甲醇的注入量可减少0.3 t/d，如果以甲醇价格3 000元/t，每个月解堵的平均时间15 d，高发期3个月共45 d，30条管道发生冻堵为例进行计算，则解堵甲醇的注入量可减少0.3×30×3 000×45=1 215 000元。

（3）应用管道冻堵预测软件进行预防解堵，粗略计算预计可实现以上两项节支1 215 000+8 606 250=9 821 250元。