高壓含蠟油氣集輸管道蠟晶與水合物共存條件模擬分析*

宋學(xué)華 陳 玲 吳 燕 楊 航 羅金華 敬加強

(1. 新疆油田公司工程技術(shù)研究院 新疆克拉瑪依 834099； 2. 西南石油大學(xué)油氣消防四川省重點實驗室 四川成都 610500)

高壓油氣多相混輸涉及復(fù)雜的傳熱、傳質(zhì)及相變過程。Ratulowski等[1]分析了典型深水管道輸送過程中的相態(tài)變化規(guī)律，結(jié)果發(fā)現(xiàn)原油從儲層到管道終端可能出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉積、蠟沉積、溶解氣閃蒸及其水合物生成等相態(tài)及組成變化，致使集輸管道流通面積減小、壓力顯著增大，甚至引發(fā)管道系統(tǒng)流道嚴(yán)重阻塞。含蠟油氣集輸過程中，低溫、高壓、強換熱的輸送條件可能導(dǎo)致蠟晶和水合物同時生成并耦合沉積，使高壓含蠟油氣集輸管道的流動安全面臨巨大挑戰(zhàn)[2]。

蠟晶和水合物的共存將增加體系的復(fù)雜性，目前國內(nèi)外對此研究尚處于起步階段[3]。張楠和于一帆 等[4-5]的研究發(fā)現(xiàn)，蠟晶析出將促進水合物的生成，而水合物的生成也會促進蠟晶析出。劉火強與寇杰 等[6-7]分別用OLGA軟件模擬分析了蠟或水合物的形成及其組成變化對另一固相的影響，結(jié)果發(fā)現(xiàn)二者可同時生成且相互促進。李文慶 等[8]采用高壓水合物/蠟沉積實驗環(huán)路，研究了高壓(15 MPa)低溫(-10 ℃)下水合物漿體多相流動和蠟沉積特性。史博會 等[2]通過環(huán)道模擬研究發(fā)現(xiàn)，5.8 MPa下蠟晶明顯抑制水合物形成，而7.0 MPa下則不然。Oliveira等[10]實驗研究發(fā)現(xiàn)，乳狀液膠凝會加劇水合物在停輸過程中堵塞管道。Brown[10]用微觀機械力裝置測定含蠟體系水合物顆粒表面的黏聚力和黏附力，結(jié)果發(fā)現(xiàn)蠟晶將改變水合物外表結(jié)構(gòu)并增大其強度。Philip等[11]結(jié)合現(xiàn)場觀察、多相瞬態(tài)模擬及室內(nèi)實驗，發(fā)現(xiàn)蠟/乙二醇/凝析油乳狀液或蠟沉積很可能是導(dǎo)致多相流管道輸送能力衰減的根源。Xu與Zi等[12-13]先后模擬了不同含量的膠質(zhì)與瀝青質(zhì)對甲烷水合物生長的影響，結(jié)果發(fā)現(xiàn)膠質(zhì)可抑制水合物生長，而氣水界面處的瀝青質(zhì)將促進水合物形成。目前復(fù)雜流動條件下多相混輸過程中蠟晶、瀝青質(zhì)與水合物共存及耦合沉積研究尚處于起步探索階段，主要實驗研究手段多為不同規(guī)格的環(huán)道，因而理論認知仍然不足。

為此，本文以AGL高壓油氣集輸管道為研究對象[14]，結(jié)合液固與氣固等相平衡的最新理論，建立水合物生成與蠟晶析出條件的預(yù)測模型，并將其應(yīng)用于AGL油氣體系，模擬并繪制該體系的水合物和蠟晶生成包絡(luò)線及其輸送管道沿線溫度-壓力曲線圖版，明確了蠟晶與水合物沿管道生成的先后順序及其共存條件。本文研究成果為判定油氣混輸管道沿線是否存在水合物與蠟共晶的風(fēng)險、保障其流動安全提供了理論分析方法。

1 油氣混輸固相生成預(yù)測模型

水合物生成預(yù)測的關(guān)鍵在于氣固平衡模型的建立，而蠟晶析出預(yù)測的關(guān)鍵在于液固平衡模型的建立。固相生成預(yù)測模型的理論基礎(chǔ)為相平衡理論，該理論認為當(dāng)體系達到相平衡時，各相的溫度、壓力與各組分在各相中的逸度均應(yīng)相等?；谠摕崃W(xué)判據(jù)，結(jié)合物料守恒，可建立多相閃蒸計算的非線性方程組，通過迭代計算可求得各相的相分率，從而進一步算出各相中各組分的摩爾分數(shù)、相平衡常數(shù)及逸度。

為準(zhǔn)確描述各相的非理想性，采用PR狀態(tài)方程并結(jié)合二次型混合規(guī)則，計算氣液相的逸度系數(shù)；采用Chen-Guo水合物模型描述氣體組分與水合物間的平衡關(guān)系；采用UNIQUAC模型計算蠟固相中各組分的活度系數(shù)。

1.1 閃蒸計算模型

多相平衡閃蒸是高壓油氣混輸管道固相沉積計算的必要步驟，所用閃蒸計算模型包含氣液相平衡模型和固液相平衡模型[15]。

(1)

(2)

式(1)、(2)中：xi為組分i的摩爾分數(shù)，無量綱；上標(biāo)L、V分別為氣液固三相中的液相和氣相；fi為組分i的逸度，Pa；φi為組分i的逸度系數(shù)，無量綱；p為體系壓力，Pa；KVL為氣液相平衡常數(shù)，無量綱。

然而，氣液相平衡體系需滿足物料守恒要求：

(3)

(4)

(5)

式(3)～(5)中：FV、FL分別為氣相、液相在油氣體系中的摩爾分數(shù)；zi為組分i在油氣體系中的總摩爾分數(shù)。

(6)

(7)

同時，該體系需滿足物料守恒條件，同理可得

(8)

(9)

式(8)、(9)中：FS為固相在油氣體系中的摩爾分數(shù)，無量綱。

1.2 油氣體系水合物生成預(yù)測模型

油氣體系水合物生成的預(yù)測模型選用Chen-Guo模型[16]，給定壓力下的水合物生成溫度計算程序框圖，如圖1所示。

圖1 油氣體系水合物生成溫度計算Fig.1 Calculation of hydrate formation temperature in oil and gas system

吸附動力學(xué)過程基于Langmuir吸附理論，可由式(10)～(11)表示。

(10)

(11)

式(10)、(11)中：n為氣體分子種數(shù)，無量綱；θj為氣體分子j占據(jù)連接孔的分率，無量綱；α為結(jié)構(gòu)參數(shù)，無量綱，其中I、II型水合物的α分別為1/3、2；c為Langmuir常數(shù)，Pa-1，其計算方法見文獻[16]。

準(zhǔn)化學(xué)動力學(xué)過程可由式(12)～(13)表示:

(12)

(13)

(14)

式(14)中：Aij為二元交互作用參數(shù)，可由文獻[16]查得。

引入油氣體系A(chǔ)[17]，用MATLAB軟件對式(1)～(14)的模型編程，得到的水合物生成預(yù)測功能模塊(Prediction of Hydrate Formation Conditions，PHFC)。用PHFC預(yù)測該油氣體系的水合物生成條件，其結(jié)果與實測值[17]對比見圖2?？梢园l(fā)現(xiàn)，水合物生成溫度隨壓力的變化趨勢與實驗結(jié)果一致，即隨著壓力的增大，水合物生成溫度逐漸升高，較好地反應(yīng)了熱力學(xué)條件中壓力對于水合物生成溫度的影響。PHFC預(yù)測結(jié)果與實驗值絕對誤差為0.38～4.41 K，相對誤差為0.13%～1.55%，表明本研究選用模型及其功能模塊PHFC的預(yù)測結(jié)果可靠。

圖2 油氣體系A(chǔ)水合物生成條件預(yù)測值與報道實測值對比Fig.2 Comparison between predicted and reported measuring hydrate formation conditions in oil and gas system A

1.3 油氣體系蠟晶析出預(yù)測模型

由于蠟分子的摩爾質(zhì)量較大，只考慮其存在液-固相平衡中，不考慮蠟分子的氣-固平衡，給定壓力下的蠟晶析出溫度計算程序框圖[18]如圖3所示。

圖3 油氣體系蠟晶析出溫度計算Fig.3 Calculation of wax crystal precipitation temperature in oil and gas system

(15)

(16)

其中

(17)

(18)

qi=0.54Cn,j+0.62

(19)

ri=0.675Cn,j+0.448 3

(20)

(21)

Δuij=αΔCn,ij

Δuij=Δuji

(22)

式(16)～(22)中：z為配位數(shù)(6≤z≤12)，本文取值10；n與nc分別為油氣體系中能形成水合物的氣體分子數(shù)與沉積蠟的碳數(shù)；qi為純組分i的外部表面積參數(shù)；Cn,i為組分i的碳原子數(shù)；ri為純組分i的體積分數(shù)，無量綱；τij為可調(diào)節(jié)參數(shù)；ΔCn,ij為i，j兩組分碳原子數(shù)的差；α為常數(shù)，本文取值11 cal/mol。

引入油氣體系B[19]，用MATLAB軟件對式(1)～(5)與式(15)～(22)模型編程，得到的析蠟溫度預(yù)測功能模塊(Prediction of Wax Precipitation Temperature，PWPT)。采用PWPT預(yù)測該油氣體系的析蠟線，其預(yù)測結(jié)果與報道實測值[19]對比如圖4所示。可以看出，高壓下蠟晶析出溫度的變化趨勢與實驗結(jié)果一致，即隨著壓力的增大，蠟晶析出溫度逐漸升高；而低壓下蠟晶析出溫度的變化趨勢與實驗結(jié)果相反，可能是低壓時液相中輕組分含量少所導(dǎo)致的。模型預(yù)測結(jié)果與實驗值絕對誤差為0.11～3.38 K，相對誤差為0.04%～1.14%，表明所選用模型及功能模塊PWPT的可靠性較好。

圖4 油氣體系B析蠟溫度預(yù)測值與報道實測值對比Fig.4 Comparison between predicted and reported measuring wax precipitation temperatures in oil and gas system B

2 AGL高壓油氣管道固相共存條件

AGL高壓油氣集輸管道中蠟晶與水合物的共存條件需要結(jié)合其輸送條件分析。AGL油氣管道輸送介質(zhì)為天然氣及其凝析油，其輸送條件、管道沿線高程和油氣組成分別見表1～3[14]。

表1 AGL油氣管道輸送條件Table 1 Conditions of AGL high-pressure oil and gas gathering and transportation pipeline

表2 AGL高壓油氣管道沿線高程Table 2 Elevation along AGL high-pressure oil and gas pipeline

表3 AGL油氣組成Table 3 Hydrocarbon composition of AGL oil and gas

2.1 固相生成條件預(yù)測

采用PHFC與PWPT功能模塊，模擬計算AGL油氣體系的水合物生成與蠟晶析出條件，分別繪制該油氣體系在1～20 MPa壓力下的固相物生成包絡(luò)線(圖5)。由此可見，AGL油氣體系中蠟晶總是比水合物優(yōu)先出現(xiàn)；隨壓力由20.0 MPa降至1.0 MPa，水合物生成溫度從22.3 ℃降至-2.4 ℃；當(dāng)壓力從20 MPa降至7.5 MPa，蠟晶析出溫度由25.8 ℃降至19.3 ℃；隨著壓力的進一步降至1 MPa，蠟晶析出溫度反而升至21.9 ℃。根據(jù)蠟晶與水合物的生成條件，將整個圖版劃分為3個區(qū)域：無固相生成區(qū)、僅蠟晶析出區(qū)和水合物-蠟晶共存區(qū)。

圖5 AGL油氣固相物生成包絡(luò)線Fig.5 Formation envelope of AGL oil-gas-solid phase

2.2 固相生成所在位置識別

依據(jù)AGL高壓油氣集輸管道的輸送條件，按該管道沿線的28段高程變化(表2)，采用Pipesim軟件，模擬分析各管段的溫降與壓降，進而繪制該管道沿線的溫度-壓力曲線，再將其與管輸介質(zhì)固相生成包絡(luò)線集成為圖版，由此可直觀判斷高壓含蠟油氣集輸管道沿線固相生成種類及其所在位置。

根據(jù)表1～3給定的模擬條件，AGL油氣混輸管道的輸送壓力從起點的8.92 MPa降至終點的8.58 MPa，輸送溫度從起點的33.59 ℃降至終點的14.33 ℃(總傳熱系數(shù)為11.35 W/(m2·K))，該條件下的油氣集輸管道固相生成位置識別圖版見圖6。由于AGL油氣管道固相沉積包絡(luò)線的壓力與溫度范圍寬，管道沿線溫度隨壓力變化平緩，幾乎呈微傾斜直線且較短，但可見管道沿線溫度-壓力曲線與管輸介質(zhì)固相生成包絡(luò)線明顯相交，足以表明該管道沿線存在不同的固相物。

圖6 AGL油氣管道固相生成版圖Fig.6 Identification map of solid phase formation location along AGL oil and gas pipeline

為了更加直觀地識別該管道沿線可能存在的固相物種類及位置，適當(dāng)縮小AGL管線的壓力與溫度范圍，并保留這個范圍內(nèi)的蠟結(jié)晶與水合物生成包絡(luò)線及其分區(qū)與管道沿線的溫度-壓力曲線，然后標(biāo)明交點距起點的位置，從而構(gòu)成該管道固相物生成位置的直觀圖版，如圖7所示?？梢钥闯?，0～6.65 km管線沒有水合物和蠟晶等固相生成；6.65～9.15 km管線內(nèi)油中蠟分子將由大到小不斷地結(jié)晶析出，但仍無水合物；從9.15 km開始，水合物將不斷形成，同時沿線伴有更小的蠟分子持續(xù)地結(jié)晶析出，也就是說，9.15 km以后的管線內(nèi)共同存在蠟結(jié)晶與水合物。由此可見，AGL油氣管道存在水合物與蠟晶耦合沉積的安全隱患，在管道運行過程中應(yīng)加強水合物-蠟晶共存管段的監(jiān)測，并根據(jù)具體情況采取相應(yīng)的防控措施。

圖7 AGL油氣混輸管道固相物生成段圖版Fig.7 Visual diagram of solid phase generation section for AGL oil and gas mixed transport pipeline

2.3 操作溫度與壓力對固相生成的影響

AGL混輸油氣的水合物生成溫度隨壓力升高，蠟晶析出溫度則隨之先降低后升高，且蠟晶總是先于水合物析出。為了探究操作壓力和溫度對AGL高壓含蠟油氣混輸管道蠟晶與水合物共存條件的影響，采用軟件Pipesim模擬不同起點溫度與壓力條件下管道的溫降與壓降規(guī)律，并結(jié)合油氣集輸管道固相生成位置識別圖版(圖8)，分別操作溫度與壓力對固相物生成的影響?？梢钥闯觯?dāng)起點壓力升至15 MPa時，AGL高壓油氣管道的水合物和蠟晶均提前出現(xiàn)，從6.94 km處開始，便有水合物與蠟晶共存的風(fēng)險。然而，當(dāng)起點壓力降至5 MPa或起點溫度升至40 ℃時，管道沿線只有蠟晶析出，水合物不再生成。由此可見，升高輸送溫度或降低輸送壓力，可避免水合物與蠟晶同時存在。

圖8 操作壓力與溫度對AGL管道固相物生成的影響Fig.8 Effect of operation temperature and pressure on solid phase generation in AGL pipeline

3 結(jié)論

1) 水合物生成條件預(yù)測功能模塊PHFC與蠟析出溫度預(yù)測功能模塊PWPT可用于預(yù)測油氣輸送中水合物生成、蠟晶析出的溫度與壓力條件，其中PHFC預(yù)測結(jié)果與實驗值絕對誤差為0.38～4.41 K，相對誤差為0.13%～1.55%；而PWPT預(yù)測結(jié)果與實驗值絕對誤差為0.11～3.38 K，相對誤差為0.04%～1.14%；

2) 基于高壓油氣集輸管道固相生成預(yù)測的分區(qū)，結(jié)合AGL高壓油氣管道的輸送條件，可見距起點6.65 km的管道內(nèi)無固相生成，從6.65 km處開始有蠟晶析出，從9.15 km處開始有水合物生成，在此后管段中理論上存在蠟與水合物耦合沉積的風(fēng)險。