梁 平 曹彧維 王大慶 文星強 胡守博 鐘一杰

(重慶科技學院 石油與天然氣工程學院,重慶 401331)

在川渝地區(qū)天然氣田中,天然氣組分中除了含有最常見的甲烷、乙烷等烴類外,還含有大量酸性物質(zhì)如H2S、CO2等,易在管道中形成水合物[1],嚴重影響氣田集輸系統(tǒng)的正常生產(chǎn)。

左有祥等人利用改進的PT 狀態(tài)方程來描述含電解質(zhì)溶液水的活度,結(jié)合Barkan 和Sheinin 水合物模型來計算水合物生成條件[2]。然而現(xiàn)有的研究沒有考慮體系中含硫時對水合物生成的影響,天然氣中含硫時水合物更容易形成,且形成的水合物結(jié)構(gòu)十分穩(wěn)固,不易破壞。因此,開展高含硫天然氣集輸系統(tǒng)水合物生成預(yù)測以及管道水合物防治技術(shù)至關(guān)重要。

1 含硫集氣管線水合物生成預(yù)測

1.1 水合物生成條件預(yù)測

影響水合物形成有許多因素,但最關(guān)鍵的因素是溫度和壓力,當天然氣處于低溫高壓的狀態(tài)將極易形成水合物。因此,準確預(yù)測天然氣水合物的生成條件是水合物防治工藝的關(guān)鍵之處[3]。

目前水合物生成條件預(yù)測方法主要分為4 類。計算法跟查圖法相比有更高的精確度,但計算法計算難度很大,在現(xiàn)場中難以應(yīng)用,因此本文主要采用查圖法進行水合物生成條件預(yù)測[4]。

1.2 基于OLGA 的含硫集輸管線水合物生成位置預(yù)測

1.2.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

某含硫天然氣集輸管道長26980.7m, 管道內(nèi)徑為201.4mm,產(chǎn)氣量為17791m3/h,集輸管道設(shè)計壓力8.6Mpa,運行壓力6Mpa,起點溫度為15℃。集輸管道起伏見圖1 所示。天然氣摩爾組成如表1 所示。

表1 天然氣組分

圖1 集輸管道起伏示意圖

1.2.2 模型建立

基于OLGA 軟件建立某天然氣集輸管道模型,在利用OLGA 軟件對模型水合物生成情況進行模擬分析時,常常以軟件中DTHYT 曲線判斷水合物的生成情況[6]。運行模型得到管道DTHYD 曲線以及生成水合物的質(zhì)量流量如圖2 所示。

圖2 含硫天然氣管道軟件模擬結(jié)果

觀察所得曲線得知,集氣管線大約在13017m 處就已經(jīng)開始生成水合物,生成水合物最大質(zhì)量流量為193.4kg/m3。

1.3 含硫天然氣集氣管線水合物生成因素敏感性分析

在含硫天然氣的集輸過程中,許多因素都會對其水合物的生成產(chǎn)生影響。這些因素主要包括管道壓力、管道溫度、及含硫率等。利用模型分析這些因素的改變對水合物生成的影響。

1.3.1 管道壓力對水合物生成的影響

當含硫天然氣管道其他參數(shù)不改變時,管道壓力分別在5Mpa、6Mpa、7Mpa 變化時,水合物生成情況及生成位置如圖3 所示。

圖3 不同管道壓力軟件模擬結(jié)果

當管道壓力增加時,管道中流體溫度提高,生成水合物范圍變小,水合物生成位置后移。由圖可知壓力的變化對于含硫管道中水合物生成的影響并不顯著。這是因為當管道壓力增加時流體沿程壓力增加有利于水合物的形成,但管道壓力的增加會使流體沿程溫度也有所增加,將不利于水合物的形成。

1.3.2 入口溫度對水合物生成的影響

當含硫天然氣管道其他參數(shù)不改變時,管道壓力分別在20℃、30℃、40℃變化時,水合物生成情況及生成位置如圖4 所示。

圖4 不同入口溫度軟件模擬結(jié)果

隨著含硫天然氣管道入口溫度增加,生成水合物范圍變小,水合物生成位置后移。這是因為當管道入口溫度增加時,管道出口溫度也會升高,流體沿線溫度分布提高,而溫度的升高將不利于水合物的形成,因此可以適當提高管道入口溫度來有效防止含硫天然氣管道水合物的生成。

1.3.3 含硫量對水合物形成情況的影響

當管道中流體含硫分別在0.5%、3.5%、6.5%變化時,水合物生成情況及生成位置如圖5 所示。

圖5 不同含硫率軟件模擬情況

相同條件下,隨著天然氣中含硫量的增加,水合物生成情況加劇,生成范圍變大,水合物生成位置前移。這是由于當天然氣中含硫量增加會造成天然氣水合物形成溫度升高,從而管道沿線更容易形成水合物。因此,降低天然氣中含硫量可以有效的防治管道中水合物的生成。

2 含硫天然氣管道水合物防治技術(shù)

目前現(xiàn)場對于水合物的防治采取最多的方法是增加輸送溫度以及加入合適的抑制劑[5]。因此本文主要利用OLGA 軟件對注抑制劑以及加熱爐加熱兩種方法進行建模,并分析它們防治水合物的機理。

2.1 添加熱力學抑制劑

利用OLGA 軟件中的水合物模塊判斷抑制劑的抑制效果及用量,比選出最優(yōu)的抑制劑。依舊采用某含硫天然氣集輸管道的數(shù)據(jù)進行模擬分析。分別模擬分析甲醇、乙二醇、二甘醇在相同濃度下的抑制效果[6]。模擬結(jié)果如表2 所示。

表2 相同濃度下不同抑制劑對水合物的抑制效果

從表2 中分析,針對某含硫天然氣集輸管道選擇濃度為70%的二甘醇作為防止水合物生成的熱力學抑制劑[7]。

根據(jù)注醇量計算公式[8],計算得最低防治水合物注醇量為867L/D。利用OLGA 軟件建模,將最低防治水合物注醇量帶入模型中運行[9],得到管道DHTDY 曲線以及管道中水合物生成質(zhì)量如圖6 所示。

圖6 加入抑制劑后水合物生成情況

由圖可知,DTHYD 曲線最大值為-3.19℃,管道中也恰沒有水合物的生成,則當注入二甘醇量為867L/D 時既能防治管道中水合物的生成也能避免抑制劑浪費。

2.2 加熱管道防治水合物生成

依據(jù)某含硫天然氣集輸管道數(shù)據(jù),不加換熱器時,利用OLGA 建模。得到管道將在距離起點約13000m 的地方生成天然氣水合物,則在模型中距離管道起點13000m處添加換熱器[10],通過調(diào)節(jié)換熱器溫度發(fā)現(xiàn)換熱器溫度為45℃時不生成水合物,得到管道DTHYD 曲線如圖7 所示。

如圖7 所示,管道全線DTHYD 值都小于0,可知對于某含硫天然氣管道,在13000M處設(shè)置一換熱器,換熱器溫度設(shè)置為45℃左右,則管道全程都不生成天然氣水合物[11]。

圖7 加熱后管道DTHTY 曲線

3 結(jié)論

3.1 介紹了天然氣水合物的生成條件以及水合物對集輸管道造成的危害,利用OLGA 軟件模擬某含硫天然氣集輸管道中水合物的生成情況,對管道中水合物形成位置進行了判斷,對影響水合物的生成因素進行了敏感性分析,這些因素包括起點壓力、起點溫度以及含硫量。其中適當?shù)奶岣咂瘘c溫度有利于預(yù)防管道中水合物的生成,在合理范圍內(nèi)減小管道管徑、降低流體含硫量也有利于預(yù)防水合物的生成。

3.2 對水合物防治方法進行了設(shè)計和模擬。選擇注醇和加熱兩種方法實現(xiàn)對含硫天然氣集氣管道水合物的防治。注醇是通過提高天然氣水合物形成的溫度從而預(yù)防水合物的生成,加熱是提高天然氣本身溫度來避免水合物是生成。通過公式計算及OLGA 軟件模擬得防治水合物生成最低注醇量為867L/D,使用加熱管道方法時需要在距離管道起點1300m 處設(shè)置換熱器,換熱器最低溫度為45℃。