梁 平 曹彧维 王大庆 文星强 胡守博 钟一杰

(重庆科技学院 石油与天然气工程学院,重庆 401331)

在川渝地区天然气田中,天然气组分中除了含有最常见的甲烷、乙烷等烃类外,还含有大量酸性物质如H2S、CO2等,易在管道中形成水合物[1],严重影响气田集输系统的正常生产。

左有祥等人利用改进的PT 状态方程来描述含电解质溶液水的活度,结合Barkan 和Sheinin 水合物模型来计算水合物生成条件[2]。然而现有的研究没有考虑体系中含硫时对水合物生成的影响,天然气中含硫时水合物更容易形成,且形成的水合物结构十分稳固,不易破坏。因此,开展高含硫天然气集输系统水合物生成预测以及管道水合物防治技术至关重要。

1 含硫集气管线水合物生成预测

1.1 水合物生成条件预测

影响水合物形成有许多因素,但最关键的因素是温度和压力,当天然气处于低温高压的状态将极易形成水合物。因此,准确预测天然气水合物的生成条件是水合物防治工艺的关键之处[3]。

目前水合物生成条件预测方法主要分为4 类。计算法跟查图法相比有更高的精确度,但计算法计算难度很大,在现场中难以应用,因此本文主要采用查图法进行水合物生成条件预测[4]。

1.2 基于OLGA 的含硫集输管线水合物生成位置预测

1.2.1 基础数据

某含硫天然气集输管道长26980.7m, 管道内径为201.4mm,产气量为17791m3/h,集输管道设计压力8.6Mpa,运行压力6Mpa,起点温度为15℃。集输管道起伏见图1 所示。天然气摩尔组成如表1 所示。

表1 天然气组分

图1 集输管道起伏示意图

1.2.2 模型建立

基于OLGA 软件建立某天然气集输管道模型,在利用OLGA 软件对模型水合物生成情况进行模拟分析时,常常以软件中DTHYT 曲线判断水合物的生成情况[6]。运行模型得到管道DTHYD 曲线以及生成水合物的质量流量如图2 所示。

图2 含硫天然气管道软件模拟结果

观察所得曲线得知,集气管线大约在13017m 处就已经开始生成水合物,生成水合物最大质量流量为193.4kg/m3。

1.3 含硫天然气集气管线水合物生成因素敏感性分析

在含硫天然气的集输过程中,许多因素都会对其水合物的生成产生影响。这些因素主要包括管道压力、管道温度、及含硫率等。利用模型分析这些因素的改变对水合物生成的影响。

1.3.1 管道压力对水合物生成的影响

当含硫天然气管道其他参数不改变时,管道压力分别在5Mpa、6Mpa、7Mpa 变化时,水合物生成情况及生成位置如图3 所示。

图3 不同管道压力软件模拟结果

当管道压力增加时,管道中流体温度提高,生成水合物范围变小,水合物生成位置后移。由图可知压力的变化对于含硫管道中水合物生成的影响并不显著。这是因为当管道压力增加时流体沿程压力增加有利于水合物的形成,但管道压力的增加会使流体沿程温度也有所增加,将不利于水合物的形成。

1.3.2 入口温度对水合物生成的影响

当含硫天然气管道其他参数不改变时,管道压力分别在20℃、30℃、40℃变化时,水合物生成情况及生成位置如图4 所示。

图4 不同入口温度软件模拟结果

随着含硫天然气管道入口温度增加,生成水合物范围变小,水合物生成位置后移。这是因为当管道入口温度增加时,管道出口温度也会升高,流体沿线温度分布提高,而温度的升高将不利于水合物的形成,因此可以适当提高管道入口温度来有效防止含硫天然气管道水合物的生成。

1.3.3 含硫量对水合物形成情况的影响

当管道中流体含硫分别在0.5%、3.5%、6.5%变化时,水合物生成情况及生成位置如图5 所示。

图5 不同含硫率软件模拟情况

相同条件下,随着天然气中含硫量的增加,水合物生成情况加剧,生成范围变大,水合物生成位置前移。这是由于当天然气中含硫量增加会造成天然气水合物形成温度升高,从而管道沿线更容易形成水合物。因此,降低天然气中含硫量可以有效的防治管道中水合物的生成。

2 含硫天然气管道水合物防治技术

目前现场对于水合物的防治采取最多的方法是增加输送温度以及加入合适的抑制剂[5]。因此本文主要利用OLGA 软件对注抑制剂以及加热炉加热两种方法进行建模,并分析它们防治水合物的机理。

2.1 添加热力学抑制剂

利用OLGA 软件中的水合物模块判断抑制剂的抑制效果及用量,比选出最优的抑制剂。依旧采用某含硫天然气集输管道的数据进行模拟分析。分别模拟分析甲醇、乙二醇、二甘醇在相同浓度下的抑制效果[6]。模拟结果如表2 所示。

表2 相同浓度下不同抑制剂对水合物的抑制效果

从表2 中分析,针对某含硫天然气集输管道选择浓度为70%的二甘醇作为防止水合物生成的热力学抑制剂[7]。

根据注醇量计算公式[8],计算得最低防治水合物注醇量为867L/D。利用OLGA 软件建模,将最低防治水合物注醇量带入模型中运行[9],得到管道DHTDY 曲线以及管道中水合物生成质量如图6 所示。

图6 加入抑制剂后水合物生成情况

由图可知,DTHYD 曲线最大值为-3.19℃,管道中也恰没有水合物的生成,则当注入二甘醇量为867L/D 时既能防治管道中水合物的生成也能避免抑制剂浪费。

2.2 加热管道防治水合物生成

依据某含硫天然气集输管道数据,不加换热器时,利用OLGA 建模。得到管道将在距离起点约13000m 的地方生成天然气水合物,则在模型中距离管道起点13000m处添加换热器[10],通过调节换热器温度发现换热器温度为45℃时不生成水合物,得到管道DTHYD 曲线如图7 所示。

如图7 所示,管道全线DTHYD 值都小于0,可知对于某含硫天然气管道,在13000M处设置一换热器,换热器温度设置为45℃左右,则管道全程都不生成天然气水合物[11]。

图7 加热后管道DTHTY 曲线

3 结论

3.1 介绍了天然气水合物的生成条件以及水合物对集输管道造成的危害,利用OLGA 软件模拟某含硫天然气集输管道中水合物的生成情况,对管道中水合物形成位置进行了判断,对影响水合物的生成因素进行了敏感性分析,这些因素包括起点压力、起点温度以及含硫量。其中适当的提高起点温度有利于预防管道中水合物的生成,在合理范围内减小管道管径、降低流体含硫量也有利于预防水合物的生成。

3.2 对水合物防治方法进行了设计和模拟。选择注醇和加热两种方法实现对含硫天然气集气管道水合物的防治。注醇是通过提高天然气水合物形成的温度从而预防水合物的生成,加热是提高天然气本身温度来避免水合物是生成。通过公式计算及OLGA 软件模拟得防治水合物生成最低注醇量为867L/D,使用加热管道方法时需要在距离管道起点1300m 处设置换热器,换热器最低温度为45℃。