雷 煒 王俊人

（1.中國石化西南油氣分公司工程技術研究院 2.成都理工大學工程技術學院）

根據(jù)規(guī)劃，元壩氣田第一期將新建集氣站場11座，鋪設管道約130 km，天然氣建設產(chǎn)能規(guī)模將達17×108m3/a。氣田采取集中脫硫方式，單井氣源均采用濕氣輸送方式。在濕氣輸送過程中，若不采取相應的措施，由于沿程溫降，不可避免地要出現(xiàn)天然氣水合物，由于天然氣水合物極強的聚集性，將直接造成管線壓降增大而影響輸送效率，嚴重時甚至造成堵塞而影響氣田的穩(wěn)定生產(chǎn)并帶來巨大的安全風險。因此分析集輸管網(wǎng)水合物形成規(guī)律并制定相應的防治對策具有重要的現(xiàn)實意義。

1 水合物形成條件預測

1.1 水合物室內(nèi)模擬實驗

采用藍寶石水合物生成裝置，實驗主要采用觀察法進行，其平衡溫度點確定方法如下：當實驗條件達到水合物形成的臨界溫度時，水的黏滯力明顯增強，攪拌速度明顯變慢。一旦溫度繼續(xù)下降，達到水合物生成的臨界點，此時壓力明顯下降，通過釜壁可依稀觀測到細小的白色顆粒，而CCD圖像檢測系統(tǒng)上明顯觀察到有晶核形成，并分散在液相中。這時稍微增大攪拌速度或降低溫度，通過CCD圖像系統(tǒng)可觀測到：分散在液相中的晶核越來越多，并且不斷聚結，出現(xiàn)了漿狀沉淀，此刻釜內(nèi)液相已變得渾濁并且迅速堆積凝固，形成像冰塊狀的透明固體，堵塞了整個高壓釜。

根據(jù)前期測試氣樣分析，元壩H2S摩爾分數(shù)在3%～9%之間，CO2摩爾分數(shù)3%～11%，考慮H2S摩爾分數(shù)為水合物形成的主要敏感因素，因此選擇摩爾分數(shù)為9%的H2S進行模擬實驗（表1）。

表1 模擬天然氣組成表

通過模擬實驗，元壩天然氣隨著壓力的升高，天然氣水合物溫度逐步升高，在0.1～15 MPa之間呈現(xiàn)出快速上升趨勢，在15 MPa以后，則趨勢較為平緩（圖1）。

圖1 水合物形成溫度隨壓力變化趨勢圖

由于元壩地區(qū)為山區(qū)地形，加上采用濕氣輸送方式，沿程壓損較大，因此水合物的形成條件需要考慮集輸?shù)钠鹗级撕湍┒藟毫?。以元壩凈化廠為末端，最遠單井站為起始端進行模擬計算。根據(jù)設計，末端凈化廠運行壓力為6 MPa，根據(jù)實驗結果可知其水合物形成溫度為17℃。末端壓力推算至最遠單井站得出所需起點壓力為10 MPa左右才能滿足末端凈化廠6 MPa的壓力需要，因此根據(jù)實驗結果可知，起始端水合物形成溫度為21℃。但在實際運行過程中，為確保管網(wǎng)內(nèi)不形成水合物，通常需要增加5℃的安全富余量，因此起始端和末端的水合物形成溫度分別為26℃和22℃。

1.2 元壩集輸系統(tǒng)水合物形成預測

輸送過程中為使得輸送末端溫度仍高于形成水合物溫度，需要對起始端氣流進行加熱，以加熱后的出站氣流溫度為50℃～80℃作為初設條件進行管網(wǎng)溫降模擬計算。

采用HYSYS軟件對元壩氣田集輸系統(tǒng)進行建模計算，計算參數(shù)取值如下：單井站出站流量（40～70）×104m3/d，管道外表面環(huán)境計算溫度6℃，傳熱系數(shù)取值如表2所示。

表2 3PE夾克防腐管道傳熱系數(shù)K值表

計算得在常規(guī)輸送方式下，由于熱傳導過快，到末端凈化廠時，天然氣溫度降至7.8℃，遠低于水合物形成的22℃，易發(fā)生水合物堵塞情況，而即便是將起始點的出站溫度加熱到80℃，到末端凈化廠時溫度為23.2℃，也接近水合物形成溫度（表3），而將出站溫度加至80℃面臨著如下難題：①高產(chǎn)量下，加熱至80℃所需水套爐功率較大，能源耗費較大；②80℃的輸送環(huán)境下輸氣管材質已進入CO2高溫腐蝕區(qū)，且整個管網(wǎng)溫度跨度較大（80℃～23.2℃），不利于管網(wǎng)防腐工作的開展。因此技術和經(jīng)濟上并不可行，因此采用加溫后常規(guī)輸送方式將無法有效預防水合物的形成。

表3 元壩氣田集輸管網(wǎng)溫降模擬計算結果表

2 防治對策研究

對于含硫氣田濕氣輸送，為防止集輸管網(wǎng)水合物的形成，主要采用抑制劑加注法和加熱保溫輸送兩種工藝。

2.1 水合物抑制劑加注法

采用水合物抑制劑能有效降低水合物形成溫度，目前含硫氣田使用最廣泛的熱力學抑制劑是甲醇和乙二醇。它們通過改變水合物相的化學位，使水合物形成條件向較低溫度和較高壓力的范圍移動，從而達到抑制水合物形成的目的。但使用乙二醇較使用甲醇所需藥劑注入量大，費用高，且需在凈化廠建乙二醇回收裝置，再返輸至各集氣站，系統(tǒng)投資、運行費用較高，操作較繁雜，故在此采用甲醇進行水合物抑制效果實驗。

實驗采用觀察法，氣樣組分見表1所示，甲醇質量分數(shù)分別為20%和25%，實驗結果見圖2。由實驗數(shù)據(jù)可知，加注甲醇后，能有效降低水合物形成溫度，在10 MPa左右，甲醇質量分數(shù)為20%～25%情況下，水合物形成溫度能降低至12℃～9℃，考慮5℃富余量，水合物預防溫度為17℃～14℃，為使得末端溫度高于該值，根據(jù)表3計算結果，采取不保溫輸送則需要起始站溫度在70℃以上，管線仍面臨高耗能及較大的腐蝕風險。同時在大量的甲醇加注情況下，將嚴重影響緩蝕劑的性能，因此單一依靠加注水合物抑制劑的方式無法實現(xiàn)有效的水合物防治。

圖2 甲醇加注對水合物形成溫度影響圖

2.2 加熱保溫輸送法

保溫輸送在管道防腐層的基礎上增加保溫層，以降低熱傳導系數(shù)，減少熱量散失。埋地鋼質管道常采用聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層，其保溫層經(jīng)濟厚度計算公式如下：

式中：

δ—保溫層厚度，m；

D—保溫層內(nèi)徑，m；

D1—保溫層外徑，m；

h—管道中心距地面深度，m；

t1—介質溫度，℃；

t2—距地面h處的土壤溫度，℃；

λ — 保溫材料導熱系數(shù)，W/（m·℃）；

λr— 土壤導熱系數(shù)，W/（m·℃）；

α—保溫層外表面向土壤的放熱系數(shù)，W/（m·℃）；

B—熱能價格，元/（MW·h）；

H—年運行時間，h；

A—防腐保溫層單位造價，元/m3；

N—保溫工程投資年分攤率。

根據(jù)元壩實際情況，計算得應采用30 mm夾克聚氨酯泡沫外防腐保溫層。在此仍采用HYSYS建模計算在采用夾克聚氨酯泡沫外防腐保溫層后集輸管道的溫降情況。

初設起始端氣流溫度為40℃～60℃，傳熱系數(shù)取值見表4，計算結果見表5。采取保溫輸送后，當起始溫度為40℃時，其末端溫度為21.5℃，稍低于水合物形成溫度，而當溫度提升為50℃后，其末端溫度為29.8℃，高于水合物形成的22℃，可見采取保溫輸送，溫度加熱至50℃左右后，便能有效預防水合物的形成。因此該區(qū)濕氣輸送方式下，采用加熱后保溫輸送工藝能有效防止水合物的形成。

表4 聚胺酯泡沫保溫集氣管道傳熱系數(shù)K值表

表5 元壩氣田集輸管網(wǎng)保溫條件下的溫降模擬計算結果表

3 結論

（1）基于水合物形成室內(nèi)模擬實驗，元壩含硫氣田集輸管網(wǎng)水合物形成溫度隨管網(wǎng)運行壓力下降而下降，為預防管網(wǎng)內(nèi)水合物形成而影響生產(chǎn)，管道內(nèi)天然氣溫度應不低于26℃。而通過模擬計算發(fā)現(xiàn)元壩集輸管網(wǎng)實際運行溫度將遠低于水合物形成溫度，易發(fā)生水合物堵塞現(xiàn)象。

（2）通過室內(nèi)實驗和模擬計算相結合的方式發(fā)現(xiàn)，僅采用水合物抑制劑加注法將無法實現(xiàn)有效的水合物防治，即便采用加熱輸送和抑制劑加注法相結合的方式也無法有效預防水合物的形成。

（3）基于管網(wǎng)運行模擬計算，元壩含硫氣田濕氣輸送可采用加熱和保溫輸送相結合的方式，在單井站出站天然氣溫度加熱至50℃左右時便能有效預防集輸管網(wǎng)內(nèi)水合物的形成。

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