周蓮蓮 陳 林 藍 瓊 謝旭龍 王 佳

（中國石油西南油氣田公司川中油氣礦龍崗作業(yè)區(qū)，四川 南充 637000）

0 引言

龍崗氣田是一個高溫、高壓、中高含硫的氣田，氣藏原始地層壓力為60.88 MPa。2013-2016年龍崗氣田先后發(fā)生過14次水合物堵塞事件，大多集中在節(jié)流、管線低洼、冷熱氣流交匯等處。國內(nèi)外對水合物的研究大多集中在水合物的勘探開發(fā)、形成機理和預(yù)測、相平衡熱力學、動力學等理論和實驗方面，對實際生產(chǎn)中預(yù)防水合物形成方面的研究相對較少，缺乏理論與實際相結(jié)合的研究。筆者根據(jù)龍崗氣田實際生產(chǎn)情況，通過計算、分析及總結(jié)，給出一套防治龍崗氣田天然氣水合物技術(shù)，可為有效預(yù)防地面集輸流程凍堵提供依據(jù)及參考。

1 龍崗氣田水合物形成原因

天然氣水合物形成有兩個關(guān)鍵條件：① 天然氣溫度低于對應(yīng)壓力下的水合物形成溫度，② 存在液態(tài)水。龍崗氣田管網(wǎng)運行壓力范圍為6.1～6.3 MPa，冬季各井進站溫度在14℃左右，低于氣田管網(wǎng)運行壓力下的水合物形成溫度，滿足第一個條件；氣田處于生產(chǎn)中后期階段，氣井多產(chǎn)水，天然氣在運輸過程中由于溫度、壓力變化也會析出凝析水，滿足第二個條件。不同壓力下天然氣水合物形成溫度的預(yù)測方法大致分為圖解法、經(jīng)驗公式法、相平衡計算法和統(tǒng)計熱力學法4類［1］：圖解法方便快捷但不夠精確，經(jīng)驗公式法計算簡單但結(jié)果不準確，相平衡計算法適用于含典型烷烴組分的非含硫天然氣，而對含硫天然氣預(yù)測結(jié)果的準確度較低，統(tǒng)計熱力學法將天然氣水合物宏觀相態(tài)行為與分子間的相和作用聯(lián)系起來引入分配函數(shù)描述氣體水合物的生成條件，理論基礎(chǔ)嚴密，便于編程計算，適用范圍廣且可連續(xù)計算水合物形成的溫度［2］。龍崗氣田天然氣組分見表1。

2 輸氣管線溫度計算和影響因素

天然氣在沿管道輸送過程中，由于流體與外界熱交換會造成溫度逐漸降低，當溫度低于該輸送壓力下水合物的形成溫度時，受到天然氣壓力的波動或者因流向突變而產(chǎn)生的擾動等情況易發(fā)生冰堵。同時由于沿程摩阻的影響，管線壓力逐漸下降，不同位置的水合物形成溫度也會發(fā)生變化。通過進行沿程壓降和熱力學計算，得到沿管線的溫度分布圖，預(yù)測管線中水合物的生成情況。

表1 龍崗氣田天然氣組分表

2.1 計算方程

目前，已經(jīng)有一些描述溫度變化的模型，其中大部分是壓力、速度和溫度的藕合模型。這類模型理論上能夠準確計算溫度，但是其計算步驟復雜，不容易在工程上進行應(yīng)用。因此，針對輸氣管沿線溫度分布計算，采用1個近似計算的公式，該方法不考慮輸氣管內(nèi)動能、位能變化以及焦爾—湯姆遜效應(yīng)，既滿足了工程上的需要，又避免了在溫度計算中通常所采用的線性處理辦法。通過該公式的計算和擬合，可以得出更為合理的輸氣管線沿線溫度分布。計算公式如下：

式中，TQ為起點溫度，K；T為距離起點x米處溫度，K；T0為管道埋深處地溫，K；M為質(zhì)量流量，kg／s；Cp為氣體質(zhì)量定壓熱容，J／（kg·K）；x為管線距離起點的距離，m；D為計算管徑，mm；K為總傳熱系數(shù)，W／（m2·K）；a1為氣體至管壁換熱系數(shù)，W／（m2·K）；a2為管外壁至土壤的換熱系數(shù)，W／（m2·K）；λi為第i層介質(zhì)的導熱系數(shù)，W／（m2·K）；Di為第i層介質(zhì)的外徑，mm；D1為管道內(nèi)徑，mm；Dn+1為管道最外層外徑，mm。

2.2 管線沿程溫度分布影響因素分析

1）輸氣量影響。管線輸氣量是影響輸氣管線沿程溫降的重要參數(shù)。在其他參數(shù)不變的情況下，輸氣量分別取2 × 104m3／d、4 × 104m3／d、6 × 104m3／d、8×104m3／d、10×104m3／d，得出輸氣量對管線沿程溫降的影響曲線如圖1所示。從圖1中可以看出，輸氣量越大，溫降變化越慢，因為同一時間通過輸氣管的流體流速越快，管線沿程溫降速度越低。對比分析可知如提高輸氣量可提高輸氣管線內(nèi)的溫度，就越不易生成水合物。

2）出站溫度對管線沿程溫降影響。在其他參數(shù)不變的情況下，出站溫度分別取20℃、30℃、40℃、50℃、60℃、70℃，作出其對輸氣管沿程溫降的影響曲線如圖2所示。從圖2中可以看出，出站溫度越高，沿程溫度越高，但是到一定距離后，出站溫度對進站溫度的影響越來越小，因此對于較長輸送管線，只通過提高出站溫度來提高進站溫度的效果不理想。

圖1 輸氣量對管線沿程溫降影響曲線圖

圖2 出站溫度對管線沿程溫降影響曲線圖

3 水合物預(yù)防技術(shù)應(yīng)用

針對龍崗氣田的實際生產(chǎn)情況，除了充分利用場站內(nèi)的基礎(chǔ)設(shè)備外，主要采取提高天然氣輸氣量、添加乙二醇、控制匯合氣流溫度、清管等措施來防治管線冰堵，采用安裝天然氣水浴加熱裝置防止節(jié)流處冰堵。

3.1 制定合理臨界數(shù)據(jù)

1）制定臨界輸氣量。根據(jù)輸氣管線熱力學計算公式可知，輸氣量是影響管線溫度分布的1個主要因素，當輸氣量低于臨界值時，管網(wǎng)運行溫度會低于水合物形成溫度。提高輸氣量能有效提高管線的運行溫度，同時也能帶動氣田水，減少管線積液，預(yù)防水合物生成。以龍崗001-X井為例進行計算，當輸氣量提高至24×104m3／d的臨界值時整條管線的溫度均高于水合物的形成溫度，根據(jù)SCADA系統(tǒng)監(jiān)測的實際進站溫度可知，模擬得到的管線溫度與實際監(jiān)測溫度基本吻合，驗證了該模擬的可靠性。提高輸氣量固然能較好解決輸氣管線的冰堵問題，但生產(chǎn)壓差的放大可能會造成地層不穩(wěn)定，給氣田開發(fā)帶來不利影響。因此，提高輸氣量的方式僅適用于地層能量充足的氣井。

2）控制冷熱氣流溫差。提高出站溫度在一定程度上能提高管線的沿程溫度，但是如果該氣井與干線來氣交匯，如一味提高出站溫度，可能會在氣流交匯處形成水合物。經(jīng)水套爐進入分離器的天然氣溫度較高，出分離器的天然氣中飽和水含量很高，當與其他經(jīng)過長距離輸送進站的低溫氣流混合后溫度降低，而天然氣中水含量隨著溫度的降低而減少，相同壓力下，溫度每降低20℃，氣中水含量呈冪指數(shù)變化［3］。根據(jù)龍崗氣田冷熱氣流交匯數(shù)據(jù)可知（表2），熱氣流的溫降范圍為15～21℃，會析出大量冷凝水，形成積液，在交匯處形成水合物。為防止此類水合物形成應(yīng)調(diào)節(jié)水套爐溫度，控制計量溫度在合理范圍內(nèi)，確保兩股冷熱氣流溫差不超過5℃，以降低天然氣飽和水含量，避免形成凝析水，為天然氣水合物形成提供必要條件。

表2 龍崗氣田冷熱氣流交匯處數(shù)據(jù)表

3.2 運行方案

1）加注抑制劑。抑制劑通過降低水合物生成溫度來防止水合物堵塞。高濃度抑制劑才能有效發(fā)揮抑制效果，為達到預(yù)防效果和避免浪費，可按抑制劑臨界濃度進行加注。臨界濃度可根據(jù)Hammerschmidt的半經(jīng)驗公式得出［4］：

式中，W為抑制劑溶液的質(zhì)量分數(shù)，%；ΔT為水合物生成溫降，℃；K1為與抑制劑種類有關(guān)的常數(shù)，甲醇取1 228，乙二醇取2 220；M1為抑制劑平均分子質(zhì)量，甲醇取31.14，乙二醇取62.07。抑制劑注入總量包括氣相中的含量和液相中的含量，公式為：

式中，G為抑制劑總消耗量，m3／d；Gg為氣相中抑制劑量，kg／m3；Gl為液相中抑制劑量，kg／m3；ρ為抑制劑密度，kg／m3；Qg為天然氣處理量，m3／d。

2）加強制定清管制度。清管可有效清除集輸管線中的積液及冰渣，破壞天然氣水合物形成的必要條件［5-6］。根據(jù)龍崗氣田管線管網(wǎng)的實際情況，因地制宜地針對每條管線和管段具體制定相配套的清管方案和管理制度，確保冬季管道防腐防堵工作的科學性和規(guī)范性［7］。

3）即時排污。根據(jù)氣質(zhì)情況確定分離器、過濾器、匯管等設(shè)備的排污頻次，尤其是在寒冷季節(jié)來臨前，及時地排出工藝管線、閥門和裝置中存在的液態(tài)水，儀表閥和引壓管通過儀表閥的排污口排出液態(tài)水。

3.3 優(yōu)化改造場站工藝

針對天然氣井站站內(nèi)流程因調(diào)壓、節(jié)流、流程縮徑等造成的流程局部冰堵問題，龍崗氣田以前采用電伴熱帶加保溫層的方式進行處理，但冰堵預(yù)防效果并不理想。結(jié)合現(xiàn)場實際情況，設(shè)計并制作了一套安裝簡易、冰堵預(yù)防效果較明顯的氣井站內(nèi)流程水浴加熱裝置。該裝置主要由水套爐熱水循環(huán)管線、防爆提升泵及冰堵流程夾套組成，適用于站內(nèi)設(shè)置有水套爐的天然氣井，其工作原理是通過水套爐內(nèi)熱水對易冰堵管線進行循環(huán)加熱，裝置為冰堵流程安裝1個用于熱交換的夾套，水套爐內(nèi)熱水通過防爆提升泵循環(huán)進入夾套內(nèi)對冰堵流程中介質(zhì)進行持續(xù)加熱保溫，從而達到預(yù)防流程冰堵的目的（圖3）。目前該裝置預(yù)防冰堵的效果在龍崗022-HX井燃料氣撬裝管線得到很好的驗證，該井燃料氣因消耗量過小，流速較低，并且調(diào)壓閥前后壓差過大，導致經(jīng)過水套爐加熱后的燃料氣在已經(jīng)冷卻后才進行大壓差的調(diào)壓而造成冰堵。在燃料氣撬裝進口管線處增設(shè)循環(huán)水浴加熱裝置，使燃料氣溫度從6℃升高并平穩(wěn)保持在14℃以上，較好地解決了該處冰堵的問題（圖4）。

圖3 氣井站內(nèi)流程水浴加熱裝置示意圖

圖4 龍崗022-HX氣井站內(nèi)流程水浴加熱裝置現(xiàn)場圖

3.4 加強數(shù)據(jù)監(jiān)控分析

冬季生產(chǎn)期間，應(yīng)加強各節(jié)點的數(shù)據(jù)監(jiān)控。對各生產(chǎn)井站一、二級節(jié)流后壓力、溫度進行實時監(jiān)控，發(fā)現(xiàn)壓差明顯增大、溫度降低等異常情況應(yīng)及時處理。重點巡查流程中彎頭、三通、變徑等易形成水合物的區(qū)域，發(fā)現(xiàn)表面結(jié)霜等異常情況應(yīng)及時處理?？刂七M出站壓力、溫度，確保進站溫度高于水合物形成溫度。記錄埋地管線溫度、大氣溫度，并根據(jù)數(shù)據(jù)進行對比分析，嚴密監(jiān)控龍崗氣田管網(wǎng)的運行情況，并及時合理調(diào)整井站及管線抑制劑加注制度及各項工藝措施的使用。

4 結(jié)論

1）對由于管線輸氣溫度過低形成水合物的情況，在地層能量充足的情況下，可增加輸氣量至臨界值，加快流速以保證管網(wǎng)運行溫度高于對應(yīng)壓力下的水合物形成溫度。

2）對由于冷熱氣流交匯形成水合物的情況，可調(diào)節(jié)水套爐溫度，控制計量溫度在合理范圍內(nèi)，確保兩股氣流溫差不超過5℃，以降低天然氣飽和水含量，避免形成凝析水。

3）對站內(nèi)節(jié)流溫降形成水合物的情況，可增加氣井站內(nèi)流程水浴加熱裝置預(yù)防冰堵。

4）合理加注乙二醇，降低天然氣水合物的生成溫度；制定合理的清管方案，減少管線積液；嚴密監(jiān)控管網(wǎng)運行情況，及時合理地調(diào)控各項工藝措施的使用。

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