深水油气管线天然气水合物生成条件预测方法及应用

摘 要

摘要：在深水油气田开发中，为了有效防止天然气水合物的生成，迫切需要对天然气水合物生成条件进行准确预测。为此，根据深水环境压力高和多温度梯度的特点，应用气液两相流理论与传热
摘要：在深水油气田开发中，为了有效防止天然气水合物的生成，迫切需要对天然气水合物生成条件进行准确预测。为此，根据深水环境压力高和多温度梯度的特点，应用气液两相流理论与传热学原理建立了适用于深水油气管线的温度预测模型；在现有实验数据的基础上，对5种天然气水合物预测方法进行了对比优选，结合Beggs-Brill方法建立了预测深水油气管线天然气水合物生成条件的模型，并编制了相应的计算程序。实例研究结果表明，管线流量越大、绝热材料导热系数越小、绝热层厚度越大、停产时间越短时，天然气水合物的生成区域就越小。该模型可用于制订合理的管线流量指标、选择恰当的管线保温材料和准确计算无接触时间，对深水油气田的安全生产提供了技术支持。
关键词：深水油气管线；天然气水合物；温度预测模型；生成条件预测模型；无接触时间；管线流量；绝热材料
    随着海洋油气资源的不断开发，海洋油气开发呈现出由水深200～300m的大陆架区域向3000m的深水区域拓展的趋势。水位越深，油气传输过程中形成天然气水合物的风险就越大，给油气生产带来的危害也越大[1～2]。
    为了对天然气水合物的形成进行有效控制，必须对其形成区域进行预测。但是由于深水多温度梯度环境下管线温度场及多相流压力场的复杂性，致使无法准确对深水油气管线中天然气水合物的生成区域进行预测[3]。为此，通过建立天然气水合物生成条件预测理论模型，借助计算机，研究深水油气传输过程中压力场和温度场的变化，从而对天然气水合物的生成区域进行准确预测。
1 深水管线的温度及压力预测
1.1 管线温度模型
    油气在管线内自下至上发生热量传递。
    在△t时间内，微元管段的热量平衡方程为[4]：
    qin-qout-qR=qacc    (1)
其中
 
式中qin为通过对流方式传入微元段的热量，J；qout为通过对流方式带出的热量，J；qR为通过管线的径向传热量，J；qacc为流体微元段储存的热量，J；r为油管半径，m；λins为绝热材料的热导率，W/m·K，hin为对流传热系数，W/m2·K；stub为油管厚度，m；s为绝热层厚度，m；v为管线内的流体速度，m/s，ρ为流体密度，kg/m3，A为管线横截面积，m2；Cp为流体比热容，J/kg·K。
    当管线流体温度达到稳态时，温度不随时间变化，故取边界条件：当L=0时，T=Ts；关井时，v=0。初始条件：当t=0时，T=Tt。结合上述定解条件，利用分离变量法可以求得管线流体达到稳态或关井时的温度分布模型。其中Ts为入口端的流体温度，℃；Tt为关井时的温度，℃。
值得注意的是深水中垂向温度分布较陆地复杂得多[5]：深水中，随着深度的增加环境温度是逐渐降低的，和陆地不同，深水垂向温度呈现不规则的变化，一般可以拟合为多种垂向温度分布结构；陆上垂向温度分布随季节变化很小，而深水环境中则不同，甚至分布结构也会发生变化，因此，采用最常见的T型分布结构进行计算。所谓T型结构即呈现为上面为混合层，中间为温跃层，下面为混合层的3层结构，跃层上、下界点明显，如图1所示。
 

    对于T型结构温度剖面，其数学表达式为：
   
式中H为最大水深度，m；h1为跃层上界深度，m；h2为跃层下界深度，m；a为跃变层线性拟合后的斜率(即跃层强度)，℃/m；Tu为上混合层平均温度，℃；Tth为跃层拟合温度，℃；Td为下混合层平均温度；zi(i=1，2，…，n)为从海面到水下的深度值，m；ti为对应的观测温度，℃。
1.2 管线压力的计算
    目前斜直井、定向井和水平井井筒多相流动计算最常用的方法是Beggs-Brill方法，由于多数深水油气管线都带有一定的倾角，所以采用Beggs-Brill方法计算管线内的压力分布。
根据能量守恒原理，单位质量气液混合物稳定流动的机械能守恒方程为[6]：
 
整理得：
 
式中ρ1为液相密度，kg/m3；ρg为气相密度，kg/m3；H1为持液率；g为重力加速度，m/s2；0为管线倾角，(°)；λ为阻力系数；G为混合物的质量流量，kg/s；v为混合物平均流速，m/s；vsg为气相表观流速，m/s；p为管线平均压力，Pa，D为管径，m；A为横截面积，m2。
    应用Beggs-Brill方法时，先按水平管流计算，然后采用倾斜校正系数校正成相应的倾斜管流。
2  天然气水合物生成条件预测方法
    为实现天然气水合物生成条件的准确预测，需对现有预测方法进行优选。目前，常见的预测方法有经验图解法[7]、波洛马列夫法[8]、Hammerschmidt法[9]、统计热力学模型[10]和Stergaard法[11]。
    经验图解法通过天然气的相对密度估算天然气水合物形成的温度和压力，具有计算简单、使用方便的特点，但是对含有H2S的气体，计算结果偏差较大；波洛马列夫法通过天然气的相对密度来计算天然气水合物的形成条件，分为冰点之上和冰点之下2种情况；Hammerschmidt方法最为简单，利用实验数据，建立了天然气水合物形成温度和压力两者之间的函数关系；统计热力学计算法是基于Van Der Waals和Platteeuw提出的气体吸附模型，运用热力学公式和图表计算天然气水合物气、液、固相化学位差异及各组分逸度，最后判断天然气水合物形成的条件，但是，气体吸附模型涉及参数过多，Langmuir常数的计算又需要数值积分，计算复杂；Stergaard法是由Stergaard等人在大量实验数据的基础上提出的预测天然气水合物生成条件的新方法，要求预测气体的温度在273.15～293.15K。
    利用现有实验数据[12]，通过编制计算程序，对上述5种预测方法进行了对比，结果如表1～3所示。
 

    通过对比可以看出，5种方法中统计热力学方法的预测结果最为准确，但是需要天然气组分的详细资料，而且计算繁琐，导致其应用受到一定的限制；经验图解法也可得到较好的预测结果，平均误差小于1%，且计算简单，使用方便。
    应用上述的温度模型结合Beggs-Brill方法计算管线内温度、压力分布时，由于只涉及产出气的相对密度，因此预测管线内天然气水合物能否生成时，采用经验图解法与温度压力模型进行耦合[7]，从而得到天然气水合物生成条件预测理论模型，并编制了相应的计算程序，计算程序流程如图2所示。

3 应用举例
3.1 合理流量的选取
    流量的大小直接影响管线内温度、压力的分布。因此，流量的选取不仅要满足配产要求，还要保证管线的正常传输。利用上述程序，可以方便地观察不同流量下天然气水合物的生成状况，从而为选取合理的流量提供依据。
    某油气管线埋深为1000m，入口段流体温度为27℃，压力为15MPa，天然气的相对密度为0.76，管线直径为0.1016m，管线倾角为85°，体积含水率为0.3。不同流量下管线温度与天然气水合物生成温度的关系曲线图见图3。
 

    由图3可以看出，随着压力的增加，天然气水合物的生成温度逐渐增高。流量增大后，管线温度曲线明显上移，且受外界环境温度的影响减弱，这是因为流速加快后流体与外界环境之间的热交换时间减少所致；而此时天然气水合物生成温度曲线却有轻微的下移，这是因为流量增大后，摩擦损失增大，导致管线内对应点的压力减少。也就是说，流量增大导致2条曲线向相反的方向发展，因而，可以通过调整流量来实现管线的正常传输。在上例中，流量不能低于1500m3/d，这样才能保证该管线的正常传输。
3.2 管线保温材料的选择
    在深水管线的设计中，保温材料的选取是一项极为重要的环节。通过建立的模型，结合管线的生产数据，可以对绝热材料及其厚度做出合适的选择，从而指导新管线的设计。
    聚丙烯、聚乙烯和聚氨酯作为3种基本的保温材料被广泛应用在石油天然气工业的管道设计中[4]，其热传导系数分别为0.35W/m·K、0.22W/m·K和0.12W/m·K(考虑一定的吸水率)，不同保温材料、保温厚度下的管线温度与天然气水合物生成的温度关系图见图4。
 

    由图4可知，保温材料的厚度和导热系数越大，管线内的温度越高。这是因为厚度和导热系数的增加，增大了传热热阻，减少了流体的热量损失。该例中，要保证管线的正常传输，聚丙烯厚度至少需要0.0508m，聚乙烯和聚氨酯厚度则只需要0.0254m就可以。
3.3 无接触时间预测
    无接触时间是指关井后，管线内任一位置都不存在形成天然气水合物风险的最大时间[2]。无接触时间的确定有很重要的实际意义，当由于某种原因关井后，为防止管线内天然气水合物的生成，往往采用死油替代管线内的流体，但这需要浪费很多时间和精力，造成巨大的经济损失。因此在实施该措施之前，工作人员会判断修复故障所需要的时间是否大于无接触时间，如果大于的话，就需要实施该操作，反之，则不实施。因此，无接触时间的计算显得十分重要。
    利用建立的温度模型，结合关井后的初始条件，可以求出任意时刻管线内的温度分布。不同停产时间下管线温度与天然气水合物生成温度的关系如图5所示。
 

    由图5可以看出，关井后，管线内的流体温度随关井时间的延长而不断下降，且井深越大，温度下降越快，这是因为井深越大，内外温差越大，因而散热越快。随着关井时间的延长，管线内开始生成天然气水合物，管线温度曲线也逐渐接近外界环境温度分布。
    上例中，无接触时间约为10800s。当关井时间达到150000s时，管线内流体的温度基本与外界环境温度相等，呈现出典型的T型结构分布。另外，由于流量及保温材料的种类和厚度都会影响到无接触时间的大小，因而，为保证一定的无接触时间，可以相应调整这此参数。
4 结论
    1) 同陆地相比，深水环境不仅温度低，而且其垂向温度分布呈现多温度梯度的特点，因此在计算深水管线内的温度分布时，要特别引起重视。
    2) 在现有实验数据的基础上对5种天然气水合物预测方法进行对比后可知：统计热力学模型精度最高，但其计算过于繁琐；相比之下，经验图解法也可得到较好的预测结果，平均误差小于1%，而且计算简单，使用方便。
    3) 管线流量、保温材料的种类和厚度直接影响到管线内流体的温度分布。当管线流量越大、保温材料导热系数越小、厚度越大时，天然气水合物生成的几率就越小。
    4) 随着关井时间的延长，管线内温度逐渐接近于外界环境温度，为防止天然气水合物的生成，要尽量延长无接触时间。
参考文献
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[12] 梅东海，廖健，王璐琨，等.气体水合物平衡生成条件的测定及预测[J].高校化学工程学报，1997，11(3)：225-230.
 
(本文作者：刘陈伟 李明忠 王磊 姚志良 中国石油大学(华东)石油工程学院)