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天然气集输系统水合物抑制剂用量优化

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吕晨爽李凌峰

摘 ?????要：天然气生产和运输系统容易在冬季低温时形成水合物堵塞管道，水合物抑制剂注入法在实际中是比较常用的方法，针对P气田A气井冬季的实际情况，通过运用PIPESIM软件分别对三种水合物抑制剂用量进行优化，并对其效果进行比较。结果表明，甲醇、乙醇的最优注入量分别为65、200 L/d，甲醇和乙二醇配比为3：2时，水合物抑制效果最好。该研究为气田集输系统提供了可靠的醇类抑制剂用量优化方法，降低了生产成本。

关 ?键 ?词：水合物;醇类抑制剂;注醇量;天然气采输

中图分类号：TE 348 ??????文献标识码： A ??????文章编号： 1671-0460（2019）02-0354-04

Abstract： In natural gas gathering and transportation system， it is easy to form hydrates to block pipelines under low temperature condition in winter， and using hydrate inhibitor is the most commonly used hydrate suppression method in practical engineering. In this paper， according to the actual situation of A gas well in P gas field in winter， the dosages of three hydrate inhibitors were optimized by using PIPESIM software， and their effects were compared. The results showed that the optimal injection amounts of methanol and ethanol were 65 and 200 L/d respectively， and when the ratio of methanol to ethylene glycol was 3：2， the hydrate inhibition effect was the best. The study can provide a reliable optimization method for the dosage of alcohol inhibitors in gas field gathering systems to reduce the production costs.

Key words： Hydrates; Alcohol inhibitors; Alcohol injection; Gas exploitation and transmission

在天然气开采、集输过程中，常常能够轻易达到生成水合物的压力要求，而在此过程中压力的降低会使得天然气温度不断地下降，而压力和温度达到一定条件时，管线中就会生成水合物。若集气管段中存在水合物堵塞段，因为气体在通过堵塞段会有温度降低，高压变为低压的情况[1]，且低温高压正是水合物生成的有利条件，管线中将会再次形成新的天然气水合物堵塞段[2]，这将导致花费更加长的处理时间和更复杂的处理手段，同时大幅增加经济损失。在生产过程中形成的天然气水合物给集输系统安全可能带来非常严重的隐患。使用抑制剂是目前较为普遍、性价比较优的方法，水合物的预测及优化是刻不容缓的。因此，开展水合物抑制剂用量优化的设计研究，对天然气的安全生产和开发运输具有重要的现实意义。目前国内外已有运用多相流模拟软件计算醇类抑制剂的实例，但不同种类抑制剂的优化和共同运用，以及用量优化的实例较为缺乏。为了达到醇类抑制剂消耗量最省的目的，本文针对P气田A气井输气管线在冬季运行的实际情况，利用PIPESIM软件分别对甲醇、乙二醇的水合物抑制剂用量进行优化且对其效果进行比较，得到甲醇与乙二醇共同作用时，水合物抑制效果最好的注醇配比。

1 ?醇类抑制剂的应用

1.1 ?醇类抑制剂防治水合物现状

甲醇、乙二醇和其他很多类似的有机物质及电解质都是目前在天然气处理工艺过程中比较常用的热力学抑制剂。注醇可以起到降低生成温度的作用，或者是提高生成壓力的作用，也就是说使其在同等压力下不能达到生成温度，实现破坏水合物的形成条件的目的[3]。同时从现场实际应用来看，热力学抑制剂的加入在防治水合物方面也有显著的效果[4]。

化学制剂如甲醇和乙二醇均可在国内购买，并可重新用于清洁能源。甲醇和乙二醇这类水合物抑制剂存在着最低有效抑制温度，且这种效果并不是无限的，乙二醇为-30 ℃，而甲醇则为-50 ～ -60 ℃[5]。甲醇作为热力学抑制剂具有高挥发性和低冰点（水合物形成温度高），价格低（约2 000元/t），溶解性强，可再生，无腐蚀等优点[6]。可以较大量地使水合物使温度降低，在低温环境中使用较多，通常用于制冷过程和寒冷场所。但甲醇是一种高剧毒物质，且挥发性强。乙二醇无毒，沸点高于甲醇。它具有很高的黏度，适用于处理大量气体和管道的井。

乙二醇、甲醇主要物性比较如表1。

从表1可以看出，当天然气中产生冷凝物时，在温度过低的情况下，乙二醇将变得难以脱离出来。这将造成较大的用量损失，所以在寒冷的条件下不推荐使用乙二醇。但是，在海洋平台上作业时乙二醇被广泛使用。注入甲醇是抑制天然气水合物最常用的方法，但由于甲醇毒性适中，回收效率较差[7]。废液处理难，且甲醇易挥发，需达到与气相比例的75%，才能有效地发挥作用，故其需要很大的使用量。饱和烃类物质沉积在管道中的同时，注入管道中的甲醇也必将达到液相饱和[5]。除此之外，甲醇具有剧毒，若被大量应用，对环境保护必然不利。将不同的水合物抑制剂进行混合后使用目前是一种新趋势，应该根据作业是否存在危险，水合物抑制剂的使用成本是否过高即设备的投入和维护是否麻烦等多个方面进行综合考虑[8]。

1.2 ?注醇类抑制剂用量的理论计算

基于理想溶液凝固点下降关系，可以使用Hammerschmidt公式手动计算抑制剂的量。在抑制剂的第一部分中消耗了液相中抑制剂的量ql;后期抑制剂消耗的气相损失量，即抑制剂量qg;极少部分溶解在液烃中的抑制剂qh表示。抑制剂qt的总量是三者的总和：

利用Hammerschmidt半经验公式计算抑制剂用量。计算水溶液中最低抑制剂的浓度将注入气流中的抑制剂与通过气体沉淀的液态水混合形成抑制剂水溶液[9]。当根据工艺要求给出气体水合物形成的温度下降时，水溶液中抑制剂的浓度必须高于或等于最小值。Hammerschmidt（1930）提出的半经验公式可以用来计算水溶液中最小抑制剂浓度Cm：

2 ?PIPESIM中模型的建立

2.1 ?物理模型

对P气田A气井的从井口至地面的集气管线在冬季环境温度为8 ℃的条件下进行模拟，该气井的单井产气量为1.3×105 m3/d，该段管线的长度为8 000 m，管道内径为56 mm，壁厚为6 mm，其起点压力和温度分别为22.15 MPa和30 ℃。

在PIPESIM中建立天然气集气管线注醇模型如图1所示。

模型中用源点代替采气树，即供气源头，建立一个单井模型，添加注入器进行注醇模拟操作，而且这些数据都来源于实际现场的信息采集，容易获取且准确度高，可以快速准确地预测天然气生产管道的压降，并对任意单井进行采气管线压降损耗预测及注醇模拟[10]。

2.2 ?流动相关式的选择

Beggs-Brill方法是用于水平、垂直和任意倾斜气液两相管流动计算，斜直井、定向井和水平井井筒多相流动计算的一种较普遍的方法[11]。因此，在仿真中，压力相关的Beggs-Brill是仿真的首选。但由于模拟情况会与实际管流情况可能会存在一定偏差，需要讲多个相关式与实际数据进行拟合选出偏差最小的即最符合现场实际的流动相关式进行模拟。通过拟合，最终选择Hagedorn Brown关系式来计算集气管线的流动。

3 ?天然气集输系统天然气水合物抑制剂用量优化结果

3.1 ?注甲醇抑制剂用量优化

运用Pipesim软件，采用敏感性参数分析，缩小甲醇注入量跨度，设定甲醇的日注入量为5、30、65 L/d，运行该物理模型，得出温度-压力相图即P-T图如图2所示。

从经济和环境方面考虑，还需要找到甲醇的最低注醇量，因为甲醇有毒性而且易挥发，过量的甲醇不仅不经济，而且还会对环境造成影响，所以，需要模拟出最低注醇量从而达到经济高效，节约成本的效果。

当醇类抑制剂注入后的生产曲线与两条水合物形成曲线相交时，表明在集气管线内会形成水合物。图2表明，在环境温度为8 ℃时，集气管线运行温度在20～25 ℃，压力在20～23 MPa时，管内极易生成水合物，即集气管线源点（采气树出口）处会有冻堵危险;甲醇注入量为5 L/d的条件下，相图中水合物生成曲线与集气管线生产曲线均有交点，说明此剂量的甲醇无法抑制水合物生成;甲醇注入量为30 L/d可有效地抑制I型水合物，但仍然会有Ⅱ型水合物的形成;增加甲醇注入量直到65 L/d时，发现该注醇量恰好能同时防止两种水合物生成，从而得到最优的甲醇抑制剂注入量为65 L/d。需要注意的是，实际操作时要在得到的最优化基础上添加一定的安全余量。

3.2 ?注乙二醇抑制剂用量优化

将抑制剂注入泵中的醇类抑制剂改为乙二醇，同样地，改变乙二醇的日注入量后运行物理模型，结果表明，在冬季低温环境（8 ℃）下，乙二醇注入量为5 L/d时，相图中水合物生成曲线与集气管线生产曲线均有交点，此时集气管线会产生天然气水合物;乙二醇注入量为100 L/d时，抑制Ⅰ型水合物的注醇量正接近最适值，但Ⅱ型水合物还在生成;继续增加乙二醇剂量，注入量为200 L/d时，既能防止水合物的生成，又在经济方面避免了盲目浪费，但实际操作中还要在这基础上添加安全余量。

3.3 ?注甲醇-乙二醇抑制剂用量优化

甲醇、乙二醇作为抑制剂都有很好的抑制天然气水合物生成的效果，但甲醇在同样注入量下抑制效果比乙二醇略明显，且甲醇有毒性易挥发，对环境无益，乙二醇无毒可回收但比甲醇价格高昂，所以混合兩种醇类抑制剂可以达到降低成本，保护环境的作用，故研究甲醇-乙二醇混合抑制剂的抑制效果对工业的实际生产具有一定的指导意义，醇类抑制剂的复配方案见表2。

在PIPESIM中，对注入点组件进行设值，输入环境温度及注醇流量，环境温度为8 ℃，混合醇总注入量为100 L/d。在总注入量相同的条件下，通过改变两种抑制剂的注入比例来比较水合物抑制效果，得到结果如图3所示。

从结果中可以看出，注醇后管道内水合物的形成情况有很明显的变化，集气管线温度压力曲线与两条水合物生成温度压力曲线无交点，不会产生天然气水合物。由此可以得到混合醇抑制剂对于水合物生成也有着十分有效的抑制作用的结论。虽然由图可看出在甲醇-乙二醇注入量为8∶2的情况下可以达到管线不生成水合物的效果，但是从经济方面考虑，还需要找到最佳混合醇配比，从而达到保护环境，节约成本的效果;甲醇乙二醇注入量为7∶3

时，可以看出相图中水合物生成曲线与集气管线温压曲线也无交点，不会生成水合物，但此时并不是最合适的混合醇配比，所以继续调整混合醇比例为6∶4。甲醇-乙二醇注入量为6∶4时，可以观察到此时的集气管线生产曲线与两条水合物生成曲线图恰好无交点，表明此混合醇配比在此时是接近最合适的复配方案。

4 ?结论

本文在阅读了大量现阶段国内外文献和参考现场实际用例的基础上，利用PIPESIM软件，结合P气田A井冬季集气管线基础数据，对其进行了甲醇、乙二醇的抑制剂用量优化，并对甲醇-乙二醇混合醇抑制剂的最优配比进行研究，得到了以下几个结论。

（1）通过模拟得到的P-T相图可以看出甲醇、乙二醇这两种抑制剂均对天然气水合物有明显的抑制作用，且在相同的注入量下，甲醇的水合物抑制剂效果比乙醇好。

（2）通过注入量比较，得出甲醇的注入量在65 L/d时既能防止水合物的生成，又在经济方面避免了盲目浪费;以100 L/d的乙二醇注入量正好抑制了I型水合物的形成，200 L/d的注入量可以同时防止I型和II型水合物的形成。通过优化得到的最佳醇类抑制剂注入量，不但省去了实际应用操作上的繁复，同时也在经济方面避免了盲目浪费。

（3）将甲醇、乙二醇两种抑制剂混合使用，得到当前环境条件下注入甲醇-乙二醇的最佳配比为6∶4，既达到了控制单独注甲醇其毒性对环境造成伤害的目的，也降低了单独注乙二醇的高昂成本。

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