海底管道水合物形成规律及防堵措施研究

唐颢世

（中海石油（中国）有限公司 深圳分公司 陆丰油田作业区，深圳 518064）

0 前 言

随着我国海洋油气开采向深水、超深水发展，海底管道作为衔接上游资源和下游用户的关键环节，作用逐渐凸显。在油气开采过程中，从井口产出的不是单一油气介质，而是含油、气、水的多相流介质，且越靠近生产后期，油气井采出液的含水率会逐步升高，加之海底高温、低压、强换热的特点，为水合物生成提供了良好条件[1-3]。一旦管道内发生水合物沉积，轻则对管道输送量和压力造成影响，重则引发爆管、泄露等事故，并在维修和恢复中产生大量费用[4]。因此，研究水合物在海底平管及立管中的生成规律，进而制定具有针对性的流动保障措施尤为重要。

目前，国内外学者对输气管道水合物的生成进行了大量室内试验和模拟研究。蔺嘉昊等[5]研究了天然气水合物在井筒中的形成过程，总结了不同井底流压下的水合物流量边界；毛年尧[6]研究了清管作业过程中，水合物生成温度与管道温度差值的变化情况；李占东等[7]利用可视化试验装置研究了不同时刻水合物的生成和分解过程，获得了对应的微观孔隙结构和能量分布；付玮琪等[8]根据传质理论和多相流环路试验结果，确定了泡状流工况下水合物的生成预测模型，水合物生成速率的误差在±15%以内。以上研究多在相平衡曲线的基础上，实现气主导体系下的水合物生成条件预测，但对于油、气、水多相流体系下不同因素对水合物的生成影响研究较少。此外，水合物的生成涉及高压、低温环境，且在室内进行环道试验也存在一定风险。多相流在管内流动会影响水合物的传质传热过程，进而影响本征动力学，据此科罗拉多矿业大学研究了CSMHyK 模型用于水合物的预测，该模型不仅可以计算水合物聚集体的大小，还可计算水合物黏性。综上，基于OLGA 多相流软件和CSMHyK 水合物生成动力学模型，分别研究稳态、含水率变化、气油比变化和出口压力变化下的水合物生成规律，判断不同条件下水合物的生成区域和聚集程度，以期为不同时期海底管道的高效运行提供参考。

1 基础数据与计算模型

1.1 基础数据

以某海洋油田中心管汇至浅水平台的管道为例，该管道投产于2010 年，设计服役年限20 年，全长37.3 km，其中平管长36.1 km，立管长1.2 km，高程如图1 所示。平管和立管规格均为Φ457 mm×12.5 mm，设计腐蚀余量4 mm，均采用单层管不保温设计，总传热系数15 W/(m2·K)，埋深处海泥温度为5 ℃。输油量1×102m3/d，输气量1×104m3/d，含水率5%，入口温度28 ℃，出口压力5 MPa，气质组分（体积分数）见表1。

表1 管道气质组分 %

图1 管道高程图

1.2 计算模型

分别基于能量守恒和动量守恒对多相流管道的温度、压力进行求解。采用双流体模型，通过拉格朗日前缘跟踪格式实现相间传质和传质的关联[9]，即

式中：A——管道过流面积，m2；

ρi——各相密度，kg/m3；

i——取1、2、3，分别为油、气、水三相；

Ei——各相体积分数，%；

Cpi——各相定压比热容，J/(kg·K)；

vi——各相流速，m/s；

T——管道温度，K；

Te——海底环境温度，K；

Rt——热阻，K/W；

g——重力加速度，9.8m/s2；

θ——管道倾角，（°）；

p——管道压力，Pa；

Fr——摩擦压降，Pa；

z——管道长度，m。

基于水合物形成时颗粒间黏聚力与剪切力的平衡状态，通过非线性方程可以得到水合物聚集体的大小[10]，根据公式（3）、公式（4）可以得到水合物颗粒有效体积分数φeff。

式中：dA——水合物聚集体的直径，m；

dP——水合物单体的直径，m；

Fa——黏聚力，Pa；

φ——水合物占介质流体的体积分数，%；

φmax——水合物浆液中水合物的最大体积分数，%；

f——分形维数，取2.5；

μ0——油相粘度，Pa·s；

γ——剪切速率，s-1；

φeff——有效体积分数，%。

2 模拟分析

对表1数据进行水合物相平衡分析，分析结果如图2所示。添加气体饱和水溶液的条件下，气质组分与纯甲烷相比，相平衡曲线明显向右侧移动，说明在多相流环境下水合物颗粒与管壁更容易发生粘附沉积作用，且水合物颗粒的持续沉积生长速率更大，更易造成管道堵塞。与其余高含CH4的气体主导水合物沉积相比[11-12]，管道风险更大。

图2 水合物的相平衡曲线

2.1 稳产计算

按照1.1 节的基础数据，在OLGA 软件中设置入口流量节点、出口压力节点，管道网格步长为0.1 km，最大迭代时间步长1 s，最小迭代步长0.01 s，总模拟时间5 h。模型假设水合物达到相平衡条件即有水合物生成，忽略水合物生成诱导期对水合物沉积的影响。

考察不同时间下管道沿线压力、温度的变化，结果如图3所示。由图3（a）可知，平管处的压力直线下降，立管处的压力迅速下降，压力与管道高程变化呈反比，此时沿程压降主要用于克服摩阻和管道散热损失，水合物生成后有效管径减小，随时间延长沿程压力上升。由图3（b）可知，随着管道里程的增加，温度逐渐下降，水合物在成核和生长的过程中需将分子内能转化为动能，因此为放热反应，水合物生成区域的温度随时间延长不断增大，甚至原立管处的温降也因生成水合物导致了温升，当水合物稳定后，水合物浆液与原有介质共同流动，温度又有所下降。

图3 管道沿线压力、温度变化情况

考察不同时间下管道沿线水合物体积分数的变化，结果如图4所示。水合物体积分数随时间延长增大，在7.45 km处过冷度为0，满足水合物生成的热力学条件；不同时刻下平管的水合物峰值逐渐向管道后方移动，说明剪切作用与水合物浆液的流动有关，5 h下32.5 km处水合物含量较多，此处为立管前低洼处，压力较高，温度较低，水合物的成核驱动力较大；立管的温度降低最为明显，水合物含量最多，也是最高的风险点。

图4 管道沿线水合物体积分数变化情况

2.2 含水率变化对水合物生成的影响

随着油气田开发进入中后期，采出液中的含水率显著提高，油水分散状态会由完全分散体系转为部分分散体系，以往研究中未考虑不同开发阶段下含水率变化对水合物生成的影响[13-15]，故在此模拟稳态24 h情况下含水率对水合物生成的影响，模拟结果如图5所示。随着含水率增加，水合物的初始生成区域向后移动，生成范围变小，但高峰生成区域逐渐变大，是由于水的比热容远大于油和气，管道温降变小；当含水率增大至40%，沿程摩阻和截面持液率有所增加，需消耗更多的压能输送流体，沿程压降增大，且气相在水中的溶解度与含水率呈反比，导致水合物难以形成。

图5 含水率变化对水合物生成的影响

考察含水率变化对过冷度的影响（稳态24 h），结果如图6所示。含水率从5%增至30%，水合物初始生成区域分别为7.45 km、8.85 km、10.15 km和12.45 km，含水率为40%时，沿线过冷度始终未超过0 ℃，说明没有水合物生成。此外，在立管阶段的过冷度快速上升，说明此处热力学的成核驱动力较大，水合物堵管的风险较大，与之前的分析结果相符。

图6 含水率变化对过冷度的影响

2.3 气油比变化对水合物生成的影响

考察稳态24 h情况下气油比变化对水合物生成的影响，结果如图7所示。当气油比较小时，流体中气相含量较小，在含水率不变的前提下，没有足够的气体与水结合，故水合物含量为0；随着气油比的增大，气体的低比热容和汤姆焦耳逊效应逐渐凸显，管道温降增大，水合物初始生成区域向前移动，生成范围变大，峰值区域也向前移动，堵塞风险增大。

对比气油比变化下过冷度的变化情况（稳态24 h），如图8所示。气油比从50 Sm3/Sm3增加至150 Sm3/Sm3，水合物初始生成区域分别为11.85 km、7.45 km 和5.31 km；气油比为5 Sm3/Sm3时，沿线过冷度始终未超过0 ℃，说明没有水合物生成。此外，立管处的截面持气率增大，摩阻降低，举升流体所需的压能减小，流体压力增大，水合物在此处更容易形成。

图8 气油比变化对过冷度的影响

2.4 出口压力变化对水合物生成的影响

根据地质产能和下游用户需求，不同生产阶段下的井口节流压力有所不同，导致管道出口压力不同，目前也少有文献对出口压力变化下的水合物生成情况进行梳理。此外，当水合物出现堵塞时，也可采用降压的方式进行解堵。考察稳态24 h 情况下出口压力变化对水合物生成的影响，结果如图9 所示。随着出口压力降低，水合物的相平衡条件得到破坏，水合物初始生成区域逐渐向后移动，生成范围变小，峰值区域也变窄，堵塞风险降低。

图9 出口压力变化对水合物生成的影响

出口压力对过冷度的影响与2.2节的分析过程类似，出口压力从6 MPa降至4 MPa，水合物初始生成区域分别为4.05 km、7.45 km和25.25 km；出口压力为3 MPa时，只有立管处有少量水合物生成，最大体积分数为1.43%，此时的水合物浆液黏性比为1.25，未超过2，说明此时管道的堵塞风险较小，少量的水合物可以顺利流动。

2.5 水合物抑制剂注入优化

采用加热、脱水、降压或添加化学抑制剂等防治水合物，但加热、脱水多适用于陆上油田的中央处理厂，降压法只有在气源压力允许的紧急条件下才能使用，因此添加化学抑制剂是应用最为广泛的水合物抑制方法。目前，尚未见文献对高压环境下不同水合物抑制剂的单位含量抑制效果进行对比。在表1气质组分条件下，考察不同抑制剂的抑制效果，结果如图10 所示。在依次加入10%摩尔分数的抑制剂时，抑制剂单位含量的效果有所不同，其中甲醇、乙二醇和三甘醇的抑制效果逐渐增大，这是由于抑制剂加入气-水基团后会降低水的活度，抑制水合物空腔的形成，且单一非电荷基团对水分子的范德华力不断增大，导致抑制效果增强；二甘醇的抑制效果几乎不变，这是由于虽然非电荷基团在争夺水分子的过程中，使水分子间的氢键难以形成，但水合物的形成同样需要克服这种阻力，两者作用下抑制效果处于平衡状态。与沿线压力、温度曲线对比，二甘醇和三甘醇在摩尔分数为40%时，依然未能对水合物进行有效抑制；甲醇在摩尔分数10%～20%、乙二醇在摩尔分数20%～30%时，取得了较好的抑制效果。虽然甲醇的单位用量更小，但考虑到其更易溶解在油气中，再生及回收难度大，且具有中等毒性，在一些国外交接天然气的过程中，存在关于甲醇含量的限制。综合考虑，当需要连续注入时，采用乙二醇作为抑制剂更为合理，通过Parametric Study 模块进行敏感性分析，得到乙二醇的最佳用量为27.6%，折合注入量为0.978 6～0.997 1 kg/s，保守考虑为1 kg/s。

图10 不同抑制剂的抑制效果

3 结 论

（1）海底管道在高压、低温环境易形成水合物风险，稳产条件下，水合物峰值逐渐向管道后方移动，平管地势低洼处和立管的水合物成核驱动力较大，水合物生成风险较大。

（2）在含水率高于40%、气油比低于10 Sm3/Sm3、出口压力小于3 MPa时，管道沿线过冷度小于0或水合物浆液黏性比小于2，水合物生成风险较小。

（3）不同水合物抑制剂单位含量的效果有所不同，甲醇、乙二醇和三甘醇的抑制效果逐渐增大，二甘醇的抑制效果几乎不变，综合考虑经济性和实用性，确定乙二醇的最佳用量为27.6%，折合注入量为1 kg/s。