王春生，鄭 杰,2，褚會(huì)娟，孫英蕃，田明磊，徐玉健

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

稠油火驅(qū)尾氣集輸管網(wǎng)水合物抑制劑篩選及應(yīng)用

王春生1，鄭 杰1,2，褚會(huì)娟1，孫英蕃1，田明磊1，徐玉健1

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

在一定溫度和壓力條件下，集氣系統(tǒng)不可避免的會(huì)形成水合物。遼河油田曙光采油廠在冬季生產(chǎn)過(guò)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(guò)程中易形成游離水及水合物，在冬季生產(chǎn)過(guò)程中經(jīng)常發(fā)生凍堵現(xiàn)象。預(yù)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?，F(xiàn)針對(duì)此問(wèn)題，以水合物減少的百分?jǐn)?shù)為衡量標(biāo)準(zhǔn)，通過(guò)軟件計(jì)算，對(duì)常用的水合物抑制劑進(jìn)行篩選，對(duì)篩選出的凍堵防治抑制劑進(jìn)行優(yōu)化用量并制定凍堵防治方案，以達(dá)到減少凍堵情況發(fā)生的目的，此舉對(duì)曙光采油廠實(shí)際運(yùn)行具有一定的指導(dǎo)意義。

水合物；游離水；凍堵；抑制劑

預(yù)防水合物使用最多的方法是注入化學(xué)抑制劑。根據(jù)化學(xué)抑制劑作用的機(jī)理不同，可將其分為熱力學(xué)抑制劑、動(dòng)力學(xué)抑制劑、阻聚劑和復(fù)合型抑制劑[1]。

國(guó)內(nèi)外研究和應(yīng)用實(shí)踐表明：熱力學(xué)抑制劑需要在高濃度下才能見(jiàn)效、成本較高、其本身在起到預(yù)防水合物生成的同時(shí)也能起到溶解水合物的作用，但仍是目前應(yīng)用最為廣泛和有效的水合物抑制劑。低用量動(dòng)力學(xué)水合物抑制劑(LDHI)還不成熟，并未得到廣泛應(yīng)用[2-4]。當(dāng)前很多現(xiàn)場(chǎng)如多相混輸管線、氣井等大多還采用甲醇、乙二醇等熱力學(xué)抑制劑。而目前出現(xiàn)的防聚劑是僅在油和水共存時(shí)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(guān)，因此在實(shí)際應(yīng)用中也存在諸多限制，綜合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況，本次研究使用的熱力學(xué)抑制劑。

1 水合物抑制劑注入量計(jì)算方法

設(shè)要求水合物生成溫度降低Δt，水相內(nèi)所需抑制劑最低質(zhì)量濃度可根據(jù)Hammerschmidt（1939）提出的半經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算：

式中：

Cm—抑制劑最低質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；

Δt—水合物生成的溫度降，℃；

M—抑制劑相對(duì)分子質(zhì)量；

KH—經(jīng)驗(yàn)常數(shù)，甲醇1297、乙二醇和甘二醇2220（乙二醇1222，甘二醇2427）。

式中：

P—系統(tǒng)出口處壓力，MPa；

T—系統(tǒng)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(tǒng)內(nèi)的甘醇抑制劑常為水溶液，在隨氣體流動(dòng)中吸收氣體內(nèi)的水分使抑制劑質(zhì)量濃度降低，流出系統(tǒng)時(shí)抑制劑濃度最小、該濃度必需大于式（1）表示的最低質(zhì)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(duì)本次研究中的三種抑制劑進(jìn)行篩選，現(xiàn)以Y-12管段為例，利用OLGA軟件進(jìn)行注抑制劑模擬計(jì)算，抑制劑濃度為70%，用量均為35 m3/d對(duì)比三種抑制劑在實(shí)際工況下對(duì)水合物的抑制效果。

通過(guò)對(duì)比計(jì)算發(fā)現(xiàn)，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(xiàn)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(guān)，注入抑制劑后可以有效減少水合物生成量，由于節(jié)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?jǐn)?shù)為1.56%，計(jì)算結(jié)果顯示，彎管處氣體流速增大，主要是由于高持液率造成，當(dāng)流體通過(guò)彎管后，沒(méi)有水合物對(duì)流體造成節(jié)流，流量基本與管段入口持平。管道能夠正常運(yùn)行[5,6]。

3 設(shè)計(jì)凍堵防治方案及效果模擬

3.1 方案要求

（1）充分利用現(xiàn)場(chǎng)已設(shè)置的甲醇注入位置，由于支線管線較細(xì)，針對(duì)產(chǎn)氣量較大，氣液比較高的井，采取井口加注的方式。針對(duì)易產(chǎn)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(shù)值模擬結(jié)果以及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際加注經(jīng)驗(yàn)，針對(duì)不同加注位置，設(shè)計(jì)不同加注量，由于實(shí)際井口每天產(chǎn)氣量及氣液比相差較大，通過(guò)上述計(jì)算分析得出最適合加注范圍，指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)施工注入。

（3）根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，甲醇連續(xù)注入量超過(guò)0.11 m3/h時(shí)不經(jīng)濟(jì)，而甘醇適用于溫度較高的場(chǎng)合，否則容易上凍。故設(shè)計(jì)方案時(shí)應(yīng)當(dāng)注意以上因素。

3.2 凍堵防治方案確定

以下方案根據(jù)56號(hào)聯(lián)合站2013年12月-2014年1月現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)運(yùn)行數(shù)據(jù)計(jì)算，通過(guò)數(shù)值模擬計(jì)算分析，每個(gè)注入量值取5%的余量，以增加操作彈性。為后續(xù)生產(chǎn)提供參考。

將凍堵情況分析的結(jié)論與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際凍堵位置相結(jié)合，針對(duì)易凍堵管段，確定抑制劑注入點(diǎn)位置，注入點(diǎn)位置分布如圖1所示。

圖1 注醇點(diǎn)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(jù)注入量計(jì)算方法中公式計(jì)算，由于現(xiàn)場(chǎng)尾氣產(chǎn)量每天均發(fā)生變化，故可以根據(jù)上述計(jì)算方法，編制出抑制劑注入量計(jì)算程序，根據(jù)站內(nèi)輸量及溫度、壓力等因素實(shí)時(shí)計(jì)算抑制劑注入量[7-10]。其中，現(xiàn)場(chǎng)工況情況下，水合物形成溫度一般在-5 ℃左右，而實(shí)際該地區(qū)歷史最低溫度可達(dá)到-20 ℃，冬季平均氣溫在-12 ℃左右，該程序中需要根據(jù)當(dāng)日最低氣溫計(jì)算抑制劑最低質(zhì)量分?jǐn)?shù)及抑制劑用量。現(xiàn)針對(duì)現(xiàn)場(chǎng)2013年冬季某天生產(chǎn)運(yùn)行參數(shù)及環(huán)境條件進(jìn)行模擬，通過(guò)計(jì)算得出各注劑點(diǎn)抑制劑注入量，并取一定安全余量值計(jì)算結(jié)果如表1所示。

4 結(jié) 論

（1）通過(guò)計(jì)算比較，確定甲醇為現(xiàn)場(chǎng)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(xiàn)場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)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(xué)研究生創(chuàng)新科研項(xiàng)目，項(xiàng)目編號(hào)：YJSCX2014-015NEPU。

2015-04-15

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

鄭杰（1989-），女，碩士，研究方向：復(fù)雜流體流動(dòng)與數(shù)值模擬。E-mail：zhengjiesmile@126.com。