深水油氣管線天然氣水合物生成條件預測方法及應用

劉陳偉 李明忠 王磊 姚志良

中國石油大學(華東)石油工程學院

深水油氣管線天然氣水合物生成條件預測方法及應用

劉陳偉 李明忠 王磊 姚志良

中國石油大學(華東)石油工程學院

在深水油氣田開發中,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行準確預測。為此,根據深水環境壓力高和多溫度梯度的特點,應用氣液兩相流理論與傳熱學原理建立了適用于深水油氣管線的溫度預測模型;在現有實驗數據的基礎上,對5種天然氣水合物預測方法進行了對比優選,結合Beggs-Brill方法建立了預測深水油氣管線天然氣水合物生成條件的模型,并編制了相應的計算程序。實例研究結果表明,管線流量越大、絕熱材料導熱系數越小、絕熱層厚度越大、停產時間越短時,天然氣水合物的生成區域就越小。該模型可用于制訂合理的管線流量指標、選擇恰當的管線保溫材料和準確計算無接觸時間,對深水油氣田的安全生產提供了技術支持。

深水油氣管線 天然氣水合物 溫度預測模型 生成條件預測模型 無接觸時間 管線流量 絕熱材料

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

為了對天然氣水合物的形成進行有效控制,必須對其形成區域進行預測。但是由于深水多溫度梯度環境下管線溫度場及多相流壓力場的復雜性,致使無法準確對深水油氣管線中天然氣水合物的生成區域進行預測[3]。為此,通過建立天然氣水合物生成條件預測理論模型,借助計算機,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域進行準確預測。

1 深水管線的溫度及壓力預測

1.1 管線溫度模型

油氣在管線內自下至上發生熱量傳遞。

在Δt時間內,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為絕熱材料的熱導率,W/m·K,hin為對流傳熱系數,W/m2·K;stub為油管厚度,m;s為絕熱層厚度,m;v為管線內的流體速度,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。

當管線流體溫度達到穩態時,溫度不隨時間變化,故取邊界條件:當L=0時,T=Ts;關井時,v=0。初始條件:當t=0時,T=Tt。結合上述定解條件,利用分離變量法可以求得管線流體達到穩態或關井時的溫度分布模型。其中 Ts為入口端的流體溫度,℃;Tt為關井時的溫度,℃。

值得注意的是深水中垂向溫度分布較陸地復雜得多[5]:深水中,隨著深度的增加環境溫度是逐漸降低的,和陸地不同,深水垂向溫度呈現不規則的變化,一般可以擬合為多種垂向溫度分布結構;陸上垂向溫度分布隨季節變化很小,而深水環境中則不同,甚至分布結構也會發生變化,因此,采用最常見的 T型分布結構進行計算。所謂T型結構即呈現為上面為混合層,中間為溫躍層,下面為混合層的3層結構,躍層上、下界點明顯,如圖1所示。

圖1 T型溫度分布結構圖

對于T型結構溫度剖面,其數學表達式為:

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為對應的觀測溫度,℃。

1.2 管線壓力的計算

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

根據能量守恒原理,單位質量氣液混合物穩定流動的機械能守恒方程為[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;G為混合物的質量流量,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。

應用Beggs-Brill方法時,先按水平管流計算,然后采用傾斜校正系數校正成相應的傾斜管流。

2 天然氣水合物生成條件預測方法

為實現天然氣水合物生成條件的準確預測,需對現有預測方法進行優選。目前,常見的預測方法有經驗圖解法[7]、波洛馬列夫法[8]、Hammerschmidt法[9]、統計熱力學模型[10]和Stergaard法[11]。

經驗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,具有計算簡單、使用方便的特點,但是對含有H2S的氣體,計算結果偏差較大;波洛馬列夫法通過天然氣的相對密度來計算天然氣水合物的形成條件,分為冰點之上和冰點之下 2種情況; Hammerschm idt方法最為簡單,利用實驗數據,建立了天然氣水合物形成溫度和壓力兩者之間的函數關系;統計熱力學計算法是基于Van Der Waals和Platteeuw提出的氣體吸附模型,運用熱力學公式和圖表計算天然氣水合物氣、液、固相化學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過多,Langmuir常數的計算又需要數值積分,計算復雜;Stergaard法是由Stergaard等人在大量實驗數據的基礎上提出的預測天然氣水合物生成條件的新方法,要求預測氣體的溫度在 273.15～293.15 K。

利用現有實驗數據[12],通過編制計算程序,對上述5種預測方法進行了對比,結果如表1～3所示。

表1 γ為0.55時天然氣水合物形成條件對比表

表2 γ為1.01時天然氣水合物形成條件對比表

表3 γ為0.890時天然氣水合物形成條件對比表

通過對比可以看出,5種方法中統計熱力學方法的預測結果最為準確,但是需要天然氣組分的詳細資料,而且計算繁瑣,導致其應用受到一定的限制;經驗圖解法也可得到較好的預測結果,平均誤差小于1%,且計算簡單,使用方便。

應用上述的溫度模型結合Beggs-Brill方法計算管線內溫度、壓力分布時,由于只涉及產出氣的相對密度,因此預測管線內天然氣水合物能否生成時,采用經驗圖解法與溫度壓力模型進行耦合[7],從而得到天然氣水合物生成條件預測理論模型,并編制了相應的計算程序,計算程序流程如圖2所示。

3 應用舉例

3.1 合理流量的選取

流量的大小直接影響管線內溫度、壓力的分布。因此,流量的選取不僅要滿足配產要求,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。

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系曲線圖見圖3。

圖2 計算程序流程圖

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,且受外界環境溫度的影響減弱,這是因為流速加快后流體與外界環境之間的熱交換時間減少所致;而此時天然氣水合物生成溫度曲線卻有輕微的下移,這是因為流量增大后,摩擦損失增大,導致管線內對應點的壓力減少。也就是說,流量增大導致2條曲線向相反的方向發展,因而,可以通過調整流量來實現管線的正常傳輸。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

在深水管線的設計中,保溫材料的選取是一項極為重要的環節。通過建立的模型,結合管線的生產數據,可以對絕熱材料及其厚度做出合適的選擇,從而指導新管線的設計。

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用在石油天然氣工業的管道設計中[4],其熱傳導系數分別為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系曲線圖

由圖4可知,保溫材料的厚度和導熱系數越大,管線內的溫度越高。這是因為厚度和導熱系數的增加,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 無接觸時間預測

無接觸時間是指關井后,管線內任一位置都不存在形成天然氣水合物風險的最大時間[2]。無接觸時間的確定有很重要的實際意義,當由于某種原因關井后,為防止管線內天然氣水合物的生成,往往采用死油替代管線內的流體,但這需要浪費很多時間和精力,造成巨大的經濟損失。因此在實施該措施之前,工作人員會判斷修復故障所需要的時間是否大于無接觸時間,如果大于的話,就需要實施該操作,反之,則不實施。因此,無接觸時間的計算顯得十分重要。

利用建立的溫度模型,結合關井后的初始條件,可以求出任意時刻管線內的溫度分布。不同停產時間下管線溫度與天然氣水合物生成溫度的關系如圖5所示。

圖5 不同停產時間下管線溫度與天然氣水合物生成溫度的關系曲線圖

由圖5可以看出,關井后,管線內的流體溫度隨關井時間的延長而不斷下降,且井深越大,溫度下降越快,這是因為井深越大,內外溫差越大,因而散熱越快。隨著關井時間的延長,管線內開始生成天然氣水合物,管線溫度曲線也逐漸接近外界環境溫度分布。

上例中,無接觸時間約為10 800 s。當關井時間達到150 000 s時,管線內流體的溫度基本與外界環境溫度相等,呈現出典型的 T型結構分布。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間的大小,因而,為保證一定的無接觸時間,可以相應調整這些參數。

4 結論

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

2)在現有實驗數據的基礎上對5種天然氣水合物預測方法進行對比后可知:統計熱力學模型精度最高,但其計算過于繁瑣;相比之下,經驗圖解法也可得到較好的預測結果,平均誤差小于1%,而且計算簡單,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流體的溫度分布。當管線流量越大、保溫材料導熱系數越小、厚度越大時,天然氣水合物生成的幾率就越小。

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

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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測方法及應用.天然氣工業,2010,30(10):73-77.

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

中國石油大學(華東)自主創新科研計劃項目(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的研究工作。地址:(266555)山東省青島市經濟技術開發區長江西路66號中國石油大學(華東)石油工程學院。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