稠油火驱尾气集输管网水合物抑制剂筛选及应用

王春生，郑 杰,2，褚会娟，孙英蕃，田明磊，徐玉健

（1. 东北石油大学石油工程学院，黑龙江 大庆 163000； 2. 大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163000）

稠油火驱尾气集输管网水合物抑制剂筛选及应用

王春生1，郑 杰1,2，褚会娟1，孙英蕃1，田明磊1，徐玉健1

（1. 东北石油大学石油工程学院，黑龙江 大庆 163000； 2. 大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163000）

在一定温度和压力条件下，集气系统不可避免的会形成水合物。辽河油田曙光采油厂在冬季生产过程中，由于温度低、部分管线埋地浅、尾气携液量大等原因，在输送过程中易形成游离水及水合物，在冬季生产过程中经常发生冻堵现象。预防天然气水合物形成的方法有很多，其中在气井中注入水合物抑制剂的方法较为普遍。现针对此问题，以水合物减少的百分数为衡量标准，通过软件计算，对常用的水合物抑制剂进行筛选，对筛选出的冻堵防治抑制剂进行优化用量并制定冻堵防治方案，以达到减少冻堵情况发生的目的，此举对曙光采油厂实际运行具有一定的指导意义。

水合物；游离水；冻堵；抑制剂

预防水合物使用最多的方法是注入化学抑制剂。根据化学抑制剂作用的机理不同，可将其分为热力学抑制剂、动力学抑制剂、阻聚剂和复合型抑制剂[1]。

国内外研究和应用实践表明：热力学抑制剂需要在高浓度下才能见效、成本较高、其本身在起到预防水合物生成的同时也能起到溶解水合物的作用，但仍是目前应用最为广泛和有效的水合物抑制剂。低用量动力学水合物抑制剂(LDHI)还不成熟，并未得到广泛应用[2-4]。当前很多现场如多相混输管线、气井等大多还采用甲醇、乙二醇等热力学抑制剂。而目前出现的防聚剂是仅在油和水共存时才能防止气体水合物的生成，作用效果与油相组成、含水量和水相含盐量有关，因此在实际应用中也存在诸多限制，综合现场实际情况，本次研究使用的热力学抑制剂。

1 水合物抑制剂注入量计算方法

设要求水合物生成温度降低Δt，水相内所需抑制剂最低质量浓度可根据Hammerschmidt（1939）提出的半经验公式计算：

式中：

Cm—抑制剂最低质量分数，%；

Δt—水合物生成的温度降，℃；

M—抑制剂相对分子质量；

KH—经验常数，甲醇1297、乙二醇和甘二醇2220（乙二醇1222，甘二醇2427）。

式中：

P—系统出口处压力，MPa；

T—系统出口处温度，℃。

式中：Gs—液相中甲醇量，mg/m3

W1—入口处含水饱和度，mg/m3；

W2—出口处含水饱和度，mg/m3；

C—注入甲醇的浓度，%。

式中：Gm—甲醇注入量，kg/d；

Q—尾气流量，m3/d。

加入系统内的甘醇抑制剂常为水溶液，在随气体流动中吸收气体内的水分使抑制剂质量浓度降低，流出系统时抑制剂浓度最小、该浓度必需大于式（1）表示的最低质量浓度Cm才能有效地抑制水合物的形成。

2 水合物抑制剂筛选

本次研究采用甲醇、乙二醇、二甘醇作为抑制剂，针对本次研究中的三种抑制剂进行筛选，现以Y-12管段为例，利用OLGA软件进行注抑制剂模拟计算，抑制剂浓度为70%，用量均为35 m3/d对比三种抑制剂在实际工况下对水合物的抑制效果。

通过对比计算发现，注入不同抑制剂后，BEHYD最大值分别为74.94%、13.73%、6.4%、0.56%，此用量下的抑制剂加入能够明显改善管线冻堵现象，由于该段管前部分为弯管，持液率多少与集气段流量有关，注入抑制剂后可以有效减少水合物生成量，由于节流造成的压降损失减小，其中加入甲醇抑制剂后压力降至0.864 MPa，水合物截面百分数为1.56%，计算结果显示，弯管处气体流速增大，主要是由于高持液率造成，当流体通过弯管后，没有水合物对流体造成节流，流量基本与管段入口持平。管道能够正常运行[5,6]。

3 设计冻堵防治方案及效果模拟

3.1 方案要求

（1）充分利用现场已设置的甲醇注入位置，由于支线管线较细，针对产气量较大，气液比较高的井，采取井口加注的方式。针对易产生冻堵的集气干线，采取上游井口加注，特殊位置加注的方式。

（2）分析数值模拟结果以及现场实际加注经验，针对不同加注位置，设计不同加注量，由于实际井口每天产气量及气液比相差较大，通过上述计算分析得出最适合加注范围，指导现场施工注入。

（3）根据经验，甲醇连续注入量超过0.11 m3/h时不经济，而甘醇适用于温度较高的场合，否则容易上冻。故设计方案时应当注意以上因素。

3.2 冻堵防治方案确定

以下方案根据56号联合站2013年12月-2014年1月现场实际生产运行数据计算，通过数值模拟计算分析，每个注入量值取5%的余量，以增加操作弹性。为后续生产提供参考。

将冻堵情况分析的结论与现场实际冻堵位置相结合，针对易冻堵管段，确定抑制剂注入点位置，注入点位置分布如图1所示。

图1 注醇点布置图Fig.1 The injection point location distribution

3.3 抑制剂注入量确定

该脱硫站冻堵类型为“井至站”部分冻堵，水合物抑制剂注入量可以根据注入量计算方法中公式计算，由于现场尾气产量每天均发生变化，故可以根据上述计算方法，编制出抑制剂注入量计算程序，根据站内输量及温度、压力等因素实时计算抑制剂注入量[7-10]。其中，现场工况情况下，水合物形成温度一般在-5 ℃左右，而实际该地区历史最低温度可达到-20 ℃，冬季平均气温在-12 ℃左右，该程序中需要根据当日最低气温计算抑制剂最低质量分数及抑制剂用量。现针对现场2013年冬季某天生产运行参数及环境条件进行模拟，通过计算得出各注剂点抑制剂注入量，并取一定安全余量值计算结果如表1所示。

4 结 论

（1）通过计算比较，确定甲醇为现场防冻堵抑制剂。

（2）确定了甲醇注入位置、用量及加注方式，为现场实际生产提供参考。

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

东北石油大学研究生创新科研项目，项目编号：YJSCX2014-015NEPU。

2015-04-15

王春生（1977-），男，吉林通化人，副教授，博士，2011年毕业于东北石油大学油气井工程专业，研究方向：复杂流体流动与数值模拟。E-mail：wcsfcj@163.com。

郑杰（1989-），女，硕士，研究方向：复杂流体流动与数值模拟。E-mail：zhengjiesmile@126.com。