稠油火驅尾氣集輸管網水合物抑制劑篩選及應用

王春生，鄭 杰,2，褚會娟，孫英蕃，田明磊，徐玉健

（1. 東北石油大學石油工程學院，黑龍江 大慶 163000； 2. 大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163000）

稠油火驅尾氣集輸管網水合物抑制劑篩選及應用

王春生1，鄭 杰1,2，褚會娟1，孫英蕃1，田明磊1，徐玉健1

（1. 東北石油大學石油工程學院，黑龍江 大慶 163000； 2. 大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163000）

在一定溫度和壓力條件下，集氣系統不可避免的會形成水合物。遼河油田曙光采油廠在冬季生產過程中，由于溫度低、部分管線埋地淺、尾氣攜液量大等原因，在輸送過程中易形成游離水及水合物，在冬季生產過程中經常發生凍堵現象。預防天然氣水合物形成的方法有很多，其中在氣井中注入水合物抑制劑的方法較為普遍。現針對此問題，以水合物減少的百分數為衡量標準，通過軟件計算，對常用的水合物抑制劑進行篩選，對篩選出的凍堵防治抑制劑進行優化用量并制定凍堵防治方案，以達到減少凍堵情況發生的目的，此舉對曙光采油廠實際運行具有一定的指導意義。

水合物；游離水；凍堵；抑制劑

預防水合物使用最多的方法是注入化學抑制劑。根據化學抑制劑作用的機理不同，可將其分為熱力學抑制劑、動力學抑制劑、阻聚劑和復合型抑制劑[1]。

國內外研究和應用實踐表明：熱力學抑制劑需要在高濃度下才能見效、成本較高、其本身在起到預防水合物生成的同時也能起到溶解水合物的作用，但仍是目前應用最為廣泛和有效的水合物抑制劑。低用量動力學水合物抑制劑(LDHI)還不成熟，并未得到廣泛應用[2-4]。當前很多現場如多相混輸管線、氣井等大多還采用甲醇、乙二醇等熱力學抑制劑。而目前出現的防聚劑是僅在油和水共存時才能防止氣體水合物的生成，作用效果與油相組成、含水量和水相含鹽量有關，因此在實際應用中也存在諸多限制，綜合現場實際情況，本次研究使用的熱力學抑制劑。

1 水合物抑制劑注入量計算方法

設要求水合物生成溫度降低Δt，水相內所需抑制劑最低質量濃度可根據Hammerschmidt（1939）提出的半經驗公式計算：

式中：

Cm—抑制劑最低質量分數，%；

Δt—水合物生成的溫度降，℃；

M—抑制劑相對分子質量；

KH—經驗常數，甲醇1297、乙二醇和甘二醇2220（乙二醇1222，甘二醇2427）。

式中：

P—系統出口處壓力，MPa；

T—系統出口處溫度，℃。

式中：Gs—液相中甲醇量，mg/m3

W1—入口處含水飽和度，mg/m3；

W2—出口處含水飽和度，mg/m3；

C—注入甲醇的濃度，%。

式中：Gm—甲醇注入量，kg/d；

Q—尾氣流量，m3/d。

加入系統內的甘醇抑制劑常為水溶液，在隨氣體流動中吸收氣體內的水分使抑制劑質量濃度降低，流出系統時抑制劑濃度最小、該濃度必需大于式（1）表示的最低質量濃度Cm才能有效地抑制水合物的形成。

2 水合物抑制劑篩選

本次研究采用甲醇、乙二醇、二甘醇作為抑制劑，針對本次研究中的三種抑制劑進行篩選，現以Y-12管段為例，利用OLGA軟件進行注抑制劑模擬計算，抑制劑濃度為70%，用量均為35 m3/d對比三種抑制劑在實際工況下對水合物的抑制效果。

通過對比計算發現，注入不同抑制劑后，BEHYD最大值分別為74.94%、13.73%、6.4%、0.56%，此用量下的抑制劑加入能夠明顯改善管線凍堵現象，由于該段管前部分為彎管，持液率多少與集氣段流量有關，注入抑制劑后可以有效減少水合物生成量，由于節流造成的壓降損失減小，其中加入甲醇抑制劑后壓力降至0.864 MPa，水合物截面百分數為1.56%，計算結果顯示，彎管處氣體流速增大，主要是由于高持液率造成，當流體通過彎管后，沒有水合物對流體造成節流，流量基本與管段入口持平。管道能夠正常運行[5,6]。

3 設計凍堵防治方案及效果模擬

3.1 方案要求

（1）充分利用現場已設置的甲醇注入位置，由于支線管線較細，針對產氣量較大，氣液比較高的井，采取井口加注的方式。針對易產生凍堵的集氣干線，采取上游井口加注，特殊位置加注的方式。

（2）分析數值模擬結果以及現場實際加注經驗，針對不同加注位置，設計不同加注量，由于實際井口每天產氣量及氣液比相差較大，通過上述計算分析得出最適合加注范圍，指導現場施工注入。

（3）根據經驗，甲醇連續注入量超過0.11 m3/h時不經濟，而甘醇適用于溫度較高的場合，否則容易上凍。故設計方案時應當注意以上因素。

3.2 凍堵防治方案確定

以下方案根據56號聯合站2013年12月-2014年1月現場實際生產運行數據計算，通過數值模擬計算分析，每個注入量值取5%的余量，以增加操作彈性。為后續生產提供參考。

將凍堵情況分析的結論與現場實際凍堵位置相結合，針對易凍堵管段，確定抑制劑注入點位置，注入點位置分布如圖1所示。

圖1 注醇點布置圖Fig.1 The injection point location distribution

3.3 抑制劑注入量確定

該脫硫站凍堵類型為“井至站”部分凍堵，水合物抑制劑注入量可以根據注入量計算方法中公式計算，由于現場尾氣產量每天均發生變化，故可以根據上述計算方法，編制出抑制劑注入量計算程序，根據站內輸量及溫度、壓力等因素實時計算抑制劑注入量[7-10]。其中，現場工況情況下，水合物形成溫度一般在-5 ℃左右，而實際該地區歷史最低溫度可達到-20 ℃，冬季平均氣溫在-12 ℃左右，該程序中需要根據當日最低氣溫計算抑制劑最低質量分數及抑制劑用量。現針對現場2013年冬季某天生產運行參數及環境條件進行模擬，通過計算得出各注劑點抑制劑注入量，并取一定安全余量值計算結果如表1所示。

4 結 論

（1）通過計算比較，確定甲醇為現場防凍堵抑制劑。

（2）確定了甲醇注入位置、用量及加注方式，為現場實際生產提供參考。

Screening and Application of Hydrate Inhibitors in the Fire Flooding Exhaust Gas Collection Pipe Networks of Heavy Oil

WANG Chun-sheng1，ZHENG Jie1,2，Chu Hui-juan1，SUN Ying-fan1，TIAN Ming-lei1，XV Yu-jian1
（1. Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163000，China；2. PetroChina Daqing Oilfield Co., Ltd., Heilongjiang Daqing 163000，China）

Under a certain temperature and pressure, the gas collection system will inevitably produce hydrates. During the production in winter in Shuguang oil production plant of Liaohe oilfield, due to low temperature, shallow buried depth of the pipelines, and big liquid carrying quantity of exhaust gas, hydrates and free water always formed in the pipelines, so the frozen blocking phenomenon frequently took place. There are many ways to prevent the formation of natural gas hydrates, and the method of injecting hydrate inhibitor in gas wells is relatively common. In view of the actual situation, in order to achieve the purpose of reducing the occurrence of the frozen blocking condition, the hydrate inhibitors were screened, the dosage was optimized, and the hydrate control scheme was worked out.

Hydrates; Free water; Frozen blocking; Inhibitors

TE 832

： A

： 1671-0460（2015）10-2478-02

東北石油大學研究生創新科研項目，項目編號：YJSCX2014-015NEPU。

2015-04-15

王春生（1977-），男，吉林通化人，副教授，博士，2011年畢業于東北石油大學油氣井工程專業，研究方向：復雜流體流動與數值模擬。E-mail：wcsfcj@163.com。

鄭杰（1989-），女，碩士，研究方向：復雜流體流動與數值模擬。E-mail：zhengjiesmile@126.com。