海底管道水合物形成規律及防堵措施研究

2024-01-03 12:15:14唐顥世

焊管 2023年12期

唐顥世

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司陸豐油田作業區，深圳 518064）

0 前言

隨著我國海洋油氣開采向深水、超深水發展，海底管道作為銜接上游資源和下游用戶的關鍵環節，作用逐漸凸顯。在油氣開采過程中，從井口產出的不是單一油氣介質，而是含油、氣、水的多相流介質，且越靠近生產后期，油氣井采出液的含水率會逐步升高，加之海底高溫、低壓、強換熱的特點，為水合物生成提供了良好條件[1-3]。一旦管道內發生水合物沉積，輕則對管道輸送量和壓力造成影響，重則引發爆管、泄露等事故，并在維修和恢復中產生大量費用[4]。因此，研究水合物在海底平管及立管中的生成規律，進而制定具有針對性的流動保障措施尤為重要。

目前，國內外學者對輸氣管道水合物的生成進行了大量室內試驗和模擬研究。藺嘉昊等[5]研究了天然氣水合物在井筒中的形成過程，總結了不同井底流壓下的水合物流量邊界；毛年堯[6]研究了清管作業過程中，水合物生成溫度與管道溫度差值的變化情況；李占東等[7]利用可視化試驗裝置研究了不同時刻水合物的生成和分解過程，獲得了對應的微觀孔隙結構和能量分布；付瑋琪等[8]根據傳質理論和多相流環路試驗結果，確定了泡狀流工況下水合物的生成預測模型，水合物生成速率的誤差在±15%以內。以上研究多在相平衡曲線的基礎上，實現氣主導體系下的水合物生成條件預測，但對于油、氣、水多相流體系下不同因素對水合物的生成影響研究較少。此外，水合物的生成涉及高壓、低溫環境，且在室內進行環道試驗也存在一定風險。多相流在管內流動會影響水合物的傳質傳熱過程，進而影響本征動力學，據此科羅拉多礦業大學研究了CSMHyK 模型用于水合物的預測，該模型不僅可以計算水合物聚集體的大小，還可計算水合物黏性。綜上，基于OLGA 多相流軟件和CSMHyK 水合物生成動力學模型，分別研究穩態、含水率變化、氣油比變化和出口壓力變化下的水合物生成規律，判斷不同條件下水合物的生成區域和聚集程度，以期為不同時期海底管道的高效運行提供參考。

1 基礎數據與計算模型

1.1 基礎數據

以某海洋油田中心管匯至淺水平臺的管道為例，該管道投產于2010 年，設計服役年限20 年，全長37.3 km，其中平管長36.1 km，立管長1.2 km，高程如圖1 所示。平管和立管規格均為Φ457 mm×12.5 mm，設計腐蝕余量4 mm，均采用單層管不保溫設計，總傳熱系數15 W/(m2·K)，埋深處海泥溫度為5 ℃。輸油量1×102m3/d，輸氣量1×104m3/d，含水率5%，入口溫度28 ℃，出口壓力5 MPa，氣質組分（體積分數）見表1。

表1 管道氣質組分 %

圖1 管道高程圖

1.2 計算模型

分別基于能量守恒和動量守恒對多相流管道的溫度、壓力進行求解。采用雙流體模型，通過拉格朗日前緣跟蹤格式實現相間傳質和傳質的關聯[9]，即

式中：A——管道過流面積，m2；

ρi——各相密度，kg/m3；

i——取1、2、3，分別為油、氣、水三相；

Ei——各相體積分數，%；

Cpi——各相定壓比熱容，J/(kg·K)；

vi——各相流速，m/s；

T——管道溫度，K；

Te——海底環境溫度，K；

Rt——熱阻，K/W；

g——重力加速度，9.8m/s2；

θ——管道傾角，（°）；

p——管道壓力，Pa；

Fr——摩擦壓降，Pa；

z——管道長度，m。

基于水合物形成時顆粒間黏聚力與剪切力的平衡狀態，通過非線性方程可以得到水合物聚集體的大小[10]，根據公式（3）、公式（4）可以得到水合物顆粒有效體積分數φeff。

式中：dA——水合物聚集體的直徑，m；

dP——水合物單體的直徑，m；

Fa——黏聚力，Pa；

φ——水合物占介質流體的體積分數，%；

φmax——水合物漿液中水合物的最大體積分數，%；

f——分形維數，取2.5；

μ0——油相粘度，Pa·s；

γ——剪切速率，s-1；

φeff——有效體積分數，%。

2 模擬分析

對表1數據進行水合物相平衡分析，分析結果如圖2所示。添加氣體飽和水溶液的條件下，氣質組分與純甲烷相比，相平衡曲線明顯向右側移動，說明在多相流環境下水合物顆粒與管壁更容易發生粘附沉積作用，且水合物顆粒的持續沉積生長速率更大，更易造成管道堵塞。與其余高含CH4的氣體主導水合物沉積相比[11-12]，管道風險更大。

圖2 水合物的相平衡曲線

2.1 穩產計算

按照1.1 節的基礎數據，在OLGA 軟件中設置入口流量節點、出口壓力節點，管道網格步長為0.1 km，最大迭代時間步長1 s，最小迭代步長0.01 s，總模擬時間5 h。模型假設水合物達到相平衡條件即有水合物生成，忽略水合物生成誘導期對水合物沉積的影響。

考察不同時間下管道沿線壓力、溫度的變化，結果如圖3所示。由圖3（a）可知，平管處的壓力直線下降，立管處的壓力迅速下降，壓力與管道高程變化呈反比，此時沿程壓降主要用于克服摩阻和管道散熱損失，水合物生成后有效管徑減小，隨時間延長沿程壓力上升。由圖3（b）可知，隨著管道里程的增加，溫度逐漸下降，水合物在成核和生長的過程中需將分子內能轉化為動能，因此為放熱反應，水合物生成區域的溫度隨時間延長不斷增大，甚至原立管處的溫降也因生成水合物導致了溫升，當水合物穩定后，水合物漿液與原有介質共同流動，溫度又有所下降。

圖3 管道沿線壓力、溫度變化情況

考察不同時間下管道沿線水合物體積分數的變化，結果如圖4所示。水合物體積分數隨時間延長增大，在7.45 km處過冷度為0，滿足水合物生成的熱力學條件；不同時刻下平管的水合物峰值逐漸向管道后方移動，說明剪切作用與水合物漿液的流動有關，5 h下32.5 km處水合物含量較多，此處為立管前低洼處，壓力較高，溫度較低，水合物的成核驅動力較大；立管的溫度降低最為明顯，水合物含量最多，也是最高的風險點。

圖4 管道沿線水合物體積分數變化情況

2.2 含水率變化對水合物生成的影響

隨著油氣田開發進入中后期，采出液中的含水率顯著提高，油水分散狀態會由完全分散體系轉為部分分散體系，以往研究中未考慮不同開發階段下含水率變化對水合物生成的影響[13-15]，故在此模擬穩態24 h情況下含水率對水合物生成的影響，模擬結果如圖5所示。隨著含水率增加，水合物的初始生成區域向后移動，生成范圍變小，但高峰生成區域逐漸變大，是由于水的比熱容遠大于油和氣，管道溫降變小；當含水率增大至40%，沿程摩阻和截面持液率有所增加，需消耗更多的壓能輸送流體，沿程壓降增大，且氣相在水中的溶解度與含水率呈反比，導致水合物難以形成。

圖5 含水率變化對水合物生成的影響

考察含水率變化對過冷度的影響（穩態24 h），結果如圖6所示。含水率從5%增至30%，水合物初始生成區域分別為7.45 km、8.85 km、10.15 km和12.45 km，含水率為40%時，沿線過冷度始終未超過0 ℃，說明沒有水合物生成。此外，在立管階段的過冷度快速上升，說明此處熱力學的成核驅動力較大，水合物堵管的風險較大，與之前的分析結果相符。

圖6 含水率變化對過冷度的影響

2.3 氣油比變化對水合物生成的影響

考察穩態24 h情況下氣油比變化對水合物生成的影響，結果如圖7所示。當氣油比較小時，流體中氣相含量較小，在含水率不變的前提下，沒有足夠的氣體與水結合，故水合物含量為0；隨著氣油比的增大，氣體的低比熱容和湯姆焦耳遜效應逐漸凸顯，管道溫降增大，水合物初始生成區域向前移動，生成范圍變大，峰值區域也向前移動，堵塞風險增大。

對比氣油比變化下過冷度的變化情況（穩態24 h），如圖8所示。氣油比從50 Sm3/Sm3增加至150 Sm3/Sm3，水合物初始生成區域分別為11.85 km、7.45 km 和5.31 km；氣油比為5 Sm3/Sm3時，沿線過冷度始終未超過0 ℃，說明沒有水合物生成。此外，立管處的截面持氣率增大，摩阻降低，舉升流體所需的壓能減小，流體壓力增大，水合物在此處更容易形成。

圖8 氣油比變化對過冷度的影響

2.4 出口壓力變化對水合物生成的影響

根據地質產能和下游用戶需求，不同生產階段下的井口節流壓力有所不同，導致管道出口壓力不同，目前也少有文獻對出口壓力變化下的水合物生成情況進行梳理。此外，當水合物出現堵塞時，也可采用降壓的方式進行解堵。考察穩態24 h 情況下出口壓力變化對水合物生成的影響，結果如圖9 所示。隨著出口壓力降低，水合物的相平衡條件得到破壞，水合物初始生成區域逐漸向后移動，生成范圍變小，峰值區域也變窄，堵塞風險降低。

圖9 出口壓力變化對水合物生成的影響

出口壓力對過冷度的影響與2.2節的分析過程類似，出口壓力從6 MPa降至4 MPa，水合物初始生成區域分別為4.05 km、7.45 km和25.25 km；出口壓力為3 MPa時，只有立管處有少量水合物生成，最大體積分數為1.43%，此時的水合物漿液黏性比為1.25，未超過2，說明此時管道的堵塞風險較小，少量的水合物可以順利流動。

2.5 水合物抑制劑注入優化

采用加熱、脫水、降壓或添加化學抑制劑等防治水合物，但加熱、脫水多適用于陸上油田的中央處理廠，降壓法只有在氣源壓力允許的緊急條件下才能使用，因此添加化學抑制劑是應用最為廣泛的水合物抑制方法。目前，尚未見文獻對高壓環境下不同水合物抑制劑的單位含量抑制效果進行對比。在表1氣質組分條件下，考察不同抑制劑的抑制效果，結果如圖10 所示。在依次加入10%摩爾分數的抑制劑時，抑制劑單位含量的效果有所不同，其中甲醇、乙二醇和三甘醇的抑制效果逐漸增大，這是由于抑制劑加入氣-水基團后會降低水的活度，抑制水合物空腔的形成，且單一非電荷基團對水分子的范德華力不斷增大，導致抑制效果增強；二甘醇的抑制效果幾乎不變，這是由于雖然非電荷基團在爭奪水分子的過程中，使水分子間的氫鍵難以形成，但水合物的形成同樣需要克服這種阻力，兩者作用下抑制效果處于平衡狀態。與沿線壓力、溫度曲線對比，二甘醇和三甘醇在摩爾分數為40%時，依然未能對水合物進行有效抑制；甲醇在摩爾分數10%～20%、乙二醇在摩爾分數20%～30%時，取得了較好的抑制效果。雖然甲醇的單位用量更小，但考慮到其更易溶解在油氣中，再生及回收難度大，且具有中等毒性，在一些國外交接天然氣的過程中，存在關于甲醇含量的限制。綜合考慮，當需要連續注入時，采用乙二醇作為抑制劑更為合理，通過Parametric Study 模塊進行敏感性分析，得到乙二醇的最佳用量為27.6%，折合注入量為0.978 6～0.997 1 kg/s，保守考慮為1 kg/s。