CN112800626B - 一种模拟环流海底管道水合物堵塞的预警方法 - Google Patents

一种模拟环流海底管道水合物堵塞的预警方法 Download PDF

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Abstract

一种模拟环流海底管道水合物堵塞的预警方法，其属于管道流动安全技术领域。该方法中包括水合物生成、运输和沉积过程及受抑制剂影响对水活性造成对水合物生成的影响；实现了在不同种类、不同浓度抑制剂作用下区域性海底输气管道堵塞风险的预测，为现有的区域性海底输气管道流动安全风险预测和评估提供了解决方案；该方法能不仅能够预测该区域海底管道的整体水平，同时能较精确对不同风险的每段海底管道进行处理，降低海底管道输运风险，对海底输气管道的流动安全的被动监测和处理转为主动预测和应对。该方法可以对海底管路的流动安全进行的判断，具有成本低、覆盖广、效率高的特点，对流动安全问题提供数据和评价，提高海底天然气运输的安全性。

Description

一种模拟环流海底管道水合物堵塞的预警方法
技术领域
本发明属于海底输气管道预警技术领域，具体涉及一种含有抑制剂的水合物海底输气管道的流动安全预警方法及系统。
背景技术
天然气水合物作为一种笼型化合物，是甲烷气与水在低温、高压条件下形成的固体化合物。在油气开采和运输过程中，特别是深水环境下的低温高压更有利于水合物的生成，然而不能现场处置造成天然气水合物堵塞管路的情况，则会严重影响油气开采效率，因此，对管路中由于水合物堵塞引起的流动安全问题进行研究是解决以上问题的基本保障。
本模拟用的抑制剂主要针对工业上用的抑制剂，如甲醇、乙醇、乙二醇、氯化钠、氯化钾等。其中水合物热力学抑制剂(THIs)，主要包括甲醇、乙醇、乙二醇等，跟其他种类抑制剂不同的是这类抑制剂能够通过影响水的活性从而较大程度的降低管路系统中的过冷度，最终抑制水合物的生成。并在通过添加热力学抑制剂已经在油气生产中得到了广泛的应用，60多年来通过调节抑制剂的浓度成功抑制水合物在管路线中的生成。
目前的流动安全评价无法得到海底管道内水合物生成堵塞过程的实时图像，且目前没有针对不同浓度的热力学抑制剂影响下海底输气管道输运过程中的流动安全问题的解决方案。如何实现针对区域性海底管道堵塞风险的预测，将对海底管道流动的被动监测和处理转化为主动预测和应对是本领域亟待解决的问题。
发明内容
本发明的目的是针对现有技术的缺陷，提供了一种新的区域性考虑热力学抑制剂影响的海底输气管道堵塞风险预测方法及系统。本发明实现对区域性海底输气管道堵塞风险预测，实现成本低、覆盖广、处理效率高，达到提高海底管道流动的整体安全性。
为了实现以上目的，本发明采用以下技术方案：一种区域性海底输气管道堵塞风险预测方法，包括以下步骤：
S1、收集区域内所有管道的基础信息，包括管道内径、管道外径、管道长度、管道材料、环境温度、抑制剂种类、抑制剂浓度、流体温度、流体进口压力等。通过输入参数以及海底输气管道进口的流体压力以及流体温度得到水合物平衡三相点；
S2、根据抑制剂的种类以及抑制剂的浓度，从预设系统内调用相应的模型，得到海底管路系统水的活性，从而计算得出过冷度；
S3、基于管道系统过冷度，通过水合物生成的一阶动力学公式来计算水合物生成量，获得管路的水力直径随温度以及压力的变化趋势；
S4、当海底管道水利直径过小，管路进出口两端压差达到预设值时，认定海底管道发生堵塞，判断预警系统的状态，对平台设备提示预警信息。
进一步地，所述步骤S2包括：
ΔTsub＝(teq-ΔtI)-t；
ΔTsub代表为控制系统的过冷度，teq代表为控制系统的平衡温度，t代表为控制系统的温度，ΔtI代表由于抑制剂的存在导致的平衡温度的偏移。
ΔtI＝-72ln[αW·(1-xI)]；
当抑制剂为乙二醇时，
Figure GDA0003426527800000021
xI代表热力学抑制剂的分子摩尔浓度。
通过以上三个过冷度模块内设公式即可以计算得到相应热力学抑制剂在不同浓度下的管路系统的过冷度。
同理，当抑制剂为甲醇时，
Figure GDA0003426527800000031
当抑制剂为乙醇时，
Figure GDA0003426527800000032
当抑制剂为氯化钠时，
Figure GDA0003426527800000033
当抑制剂为氯化钾时，
Figure GDA0003426527800000034
αW代表海底管道系统中水的活性，xI代表热力学抑制剂的分子摩尔浓度。因此当不同管路系统抑制剂不同时，从预警系统内调用不同的方程来对管路流动安全进行预测。
进一步地，所述步骤S3包括：
Figure GDA0003426527800000035
其中
Figure GDA0003426527800000036
表示单位时间内水合物生成量，Fk代表水合物的生成系数，其取值跟海底管道中流体的流型有关，C1、C2是常数，Mg代表系统流体的平均摩尔质量，
Figure GDA0003426527800000037
代表系统流体的平均密度，A代表控制系统内气水交界面积。
A＝Adrop+Afilm；
其中Adrop代表系统内分散在气相中的液滴其气水交界面积，Afilm代表系统内海底管道管壁上液膜其气水交界面积。
Figure GDA0003426527800000038
Figure GDA0003426527800000039
代表单位长度上温度变化，即温度梯度，βJT代表焦汤系数，U代表控制系统内流体与环境的综合传热系数，T代表控制系统内流体的温度，Text代表环境温度，ΔH代表水合物生成时的放热量，Qm代表单位时间内的管路中流体的流量，ρm代表控制系统内混合流体的平均密度，Cpm代表控制系统内混合流体的热容。
Qm＝Qg+Ql；
Qg代表控制系统内单位时间气体的流量，Ql代表控制系统内单位时间液体的流量。
进一步地，所述步骤S4包括：
Figure GDA0003426527800000041
Figure GDA0003426527800000042
代表管路中单位长度上的压力变化，f代表摩擦系数，ρns代表无滑动摩擦时的控制系统内的流体密度，
Figure GDA0003426527800000043
代表管路系统的水力直径，vm代表控制系统内混合流体的流速。
该方法通过向后迭代的方法进行模拟，通过以上公式能知道在抑制剂的影响下控制体内的压力和温度变化以及由于水合物的水利直径变化，导致管路进口、出口两端压差不断增大直至预警模块预设值，由以上参数对管路的安全性进行综合判断。
通过引入抑制剂使预测系统更贴近实际生产情况，之后再利用一阶水合物生成公式计算管路中的水合物生成量，从而对管路中水合物的堵塞的判断更精准。本发明还提出一个安全性预测系统，用于实现本发明所述的区域性海底输气管道流动安全性预测方法，包括：
采集模块，收集区域内所有管道的基础信息，包括管道内径、管道外径、管道长度、管道材料、环境温度、流体温度、流体流量、流体进口压力、抑制剂种类、浓度及体积占比、含水率占比；
过冷度模块，热力学抑制剂已经在油气领域实际应用了60余年，并取得了显著的效果，现在已经被绝大多数石油开采平台采用。本模块根据热力学抑制剂的浓度来计算得到水的活性，从而得到输气管路系统的过冷度；
水合物生成模块，基于海底管道系统的过冷度以及气水交界面积，利用水合物生成的一阶动力学方程，得到系统总的水合物生成量。基于物理条件，水合物生成量不能为负值，所以限定若在过冷度模块中，得到的过冷度为负值或者等于0则认为没有水合物生成，若过冷度大于0则认定管路中发生相变，传热和压力分布都会由于相变发生剧烈变化。
水力直径模块，在抑制剂浓度较低的情况下，虽然水合物的生成受到抑制作用，但依旧有一定数量的水合物生成，其大部分会随着流体的流动直至排出管道。其中一小部分由于重力及流动因素会沉降并附着在管壁上，造成流体的流通直径变小，描述这个流通直径的量称为水利直径，水力直径在海底管路流量一定的情况下，是对系统中流体流速的限定；
传热模块，在该系统中包含3个大块，分别是焦耳-汤姆生效应、与环境的交互以及相变产生的热量。焦耳-汤姆生效应是指流体在管道流动中因为压力的剧烈变化因此的温度变化；环境交互，是指海底管道运输的流体温度通常高于环境温度，因此在海底长距离输送过程中管内流体温度不断下降至水合物稳定区；相变引起的温度变化，水合物在高压低温的情况下容易生成，而海底管道的环境正是水合物生成的区间，其反应是气体分子与液体水分子发生反应变为固体的一种放热反应。
压力模块，实地测量中，由于海底管道系统的特殊性，能够直接检测的数据有限，大部分相关数值都是由监测压力变化通过经验公式来得到一个大致范围，因此流体进口与流体出口的压力变化对整个管路系统中的流动安全进行评估有着重大意义。水合物生成以及水力直径变小等都会使压降变大，水合物的生成是流体的黏度增大，系统需要更大的能量来带动流体前进；而由于水合物的吸附沉降造成管道水利直径变小对压降也有很大的影响，除此之外，生成水合物造成的气体和液体的损耗也同样会使进口、出口的压差变大。
预警模块，当系统判定前后的压降达到预定值，则对操作平台提出预警，或者进行相关管路安全性操作，比如加热管道或者进行管道清理等。
该方法设计模拟实际输送管道流动过程中物理、化学变化，揭示在不同浓度的抑制剂影响下海底管道内水合物的形成、沉降模式以及流动堵塞情况，以期为海底管道安全方案设计提供参考，更好地为海域水合物开采提供技术支撑，具有现实和科学意义。与现有技术相比，本发明具有如下优点：
(1)该方法实现了在不同种类、不同浓度抑制剂作用下区域性海底输气管道堵塞风险的预测，克服了现有的预测管道流动安全的问题，为现有的区域性海底输气管道流动安全风险预测和评估提供了解决方案；
(2)根据现场数据以及实验观测，本发明考虑得抑制剂影响管路系统的过冷度，从而影响水合物的生成，最终可使预测系统能更准确的预测海底输气管道的流动情况，对海底管道流动整体安全性预测有明显的提高。
(3)该方法能更准确的进行区域海底输气管道评价，不仅能够预测该区域海底管道的整体水平，同时能较精确对不同风险的每段海底管道进行处理，降低海底管道输运风险，对海底输气管道的流动安全的被动监测和处理转为主动预测和应对。
附图说明
图1是一种模拟环流海底管道水合物堵塞的预警方法的结构图。
图2是一种模拟环流海底管道水合物堵塞的预警方法的流程图。
具体实施方式
图1和图2示出了该预警方法的流程图，该方法包括包括以下步骤：
S1、收集区域内所有管道的基础信息，包括管道内径、管道外径、管道长度、管道材料、环境温度、抑制剂种类、抑制剂浓度、流体温度、流体进口压力等。通过输入参数以及海底输气管道进口的流体压力以及流体温度得到水合物平衡三相点；
S2、根据抑制剂的种类以及抑制剂的浓度，从预设系统内调用相应的模型，得到海底管路系统水的活性，从而计算得出过冷度；
S3、基于管道系统过冷度，通过水合物生成的一阶动力学公式来计算水合物生成量，获得管路的水力直径随温度以及压力的变化趋势；
S4、当海底管道水利直径过小，管路进出口两端压差达到预设值时，认定海底管道发生堵塞，判断预警系统的状态，对平台设备提示预警信息。
采用上述方案工作时，首先我们根据收集到的第i段的管路相关数据及所处环境数据，计算出第i段管路的平衡温度，再计算得出第i段管路系统的过冷度，得到第i段管路中水合物的生成量，之后可得到第i段管路的水利直径随时间的变化值，水力直径随时间的变化影响到第i+1段的温度及压力初始状态，进而不断迭代从而求出从流体进口到出口的所有值。具体过程如下所示：
(1)根据收集模块收集到的信息对系统的初始条件进行设定，并根据管路系统中添加的抑制剂种类调用不同的公式。
收集到的数据包括：第i段环境温度t为277K，第i段管路Di内直径为0.02m，第i段管路Do外直径为0.025m，管路长度Δx为0.2m，第i段进口压力与第i-1段的出口压力保持一致，第i段进口温度与第i-1段的出口温度保持一致，第i段管路的气体流量Qg为170L/min，第i段管路的液体流量为2.0L/min；
抑制剂用的是乙二醇即MEG，则调用抑制剂为乙二醇的公式来计算水的活性，进一步根据系统中添加的抑制剂的量，如本实施案例乙二醇的物质的量浓度为20％，最终得出可以得出第i段管路系统的过冷度大约为2.2℃。
(2)当得到第i段的过冷度则根据过冷度判断是否有水合物生成。
因为第i段的过冷度是一个大于0的值，所以认定第i段有水合物生成，调用水合物一阶动力学生成公式，计算出第i段水合物生成量为0.4L/min。得出水合物沉积厚度为0.002m，计算得出第i段管路的水利直径为0.018m。通过压力梯度以及温度梯度公式计算得出第i段的压降为4.7KPa，温度梯度为0.0118℃，将数据保存，并代入到下一迭代即第i+1段的初始条件中。
(3)当计算完某个时间t的管道的流动安全情况，将管道出口的压力减去管道进口的压力得到的压差，与预警系统的预设值进行比较判断。
系统默认监测的每100m管道的压差值为1.2MPa，若模拟系统计算得出的压差值大于该值，如本实施案例计算得出的压差值为0.9MPa，则认定管路未发生堵塞，不启动预警模块。本发明不限于这里所述的特定实施例，对本领域技术人员来说能够进行各种明显的变化、重新调整和替代而不会脱离本发明的保护范围。因此，虽然通过以上实施例对本发明进行了较为详细的说明，但是本发明不仅仅限于以上实施例，在不脱离本发明构思的情况下，还可以包括更多其他等效实施例，而本发明的范围由所附的权利要求范围决定。

Claims (1)

1.一种模拟环流海底管道水合物堵塞的预警方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、收集区域内所有管道的基础信息，包括管道内径、管道外径、管道长度、管道材料、环境温度、抑制剂种类、抑制剂浓度、流体温度、流体进口压力；
S2、根据抑制剂的种类以及抑制剂的浓度，计算得出过冷度；
ΔTsub＝(teq-ΔtI)-t；
ΔTsub代表为控制系统的过冷度，teq代表为控制系统的平衡温度，t代表为控制系统的温度，ΔtI代表由于抑制剂的存在导致的平衡温度的偏移；
ΔtI＝-72ln[αW·(1-xI)]；
当抑制剂为乙二醇时，
Figure FDA0003426527790000011
当抑制剂为甲醇时，
Figure FDA0003426527790000012
当抑制剂为乙醇时，
Figure FDA0003426527790000013
当抑制剂为氯化钠时，
Figure FDA0003426527790000014
当抑制剂为氯化钾时，
Figure FDA0003426527790000015
αW代表海底管道系统中水的活性，xl代表热力学抑制剂的分子摩尔浓度；
通过以上过冷度模块内设公式，计算得到相应热力学抑制剂在不同浓度下的管路系统的过冷度；当不同管路系统抑制剂不同时，从预警系统内调用不同的方程来对管路流动安全进行预测；
S3、基于管道系统过冷度，通过水合物生成的一阶动力学公式来计算水合物生成量，获得管路的水力直径随温度以及压力的变化趋势：
Figure FDA0003426527790000016
其中
Figure FDA0003426527790000017
表示单位时间内水合物生成量，Fk代表水合物的生成系数，其取值跟海底管道中流体的流型有关，C1、C2是常数，Mg代表系统流体的平均摩尔质量，
Figure FDA0003426527790000018
代表系统流体的平均密度，A代表控制系统内气水交界面积；
A＝Adrop+Afilm；
其中Adrop代表系统内分散在气相中的液滴其气水交界面积，Afilm代表系统内海底管道管壁上液膜其气水交界面积；
Figure FDA0003426527790000021
Figure FDA0003426527790000022
代表单位长度上温度变化，即温度梯度；βJT代表焦汤系数，U代表控制系统内流体与环境的综合传热系数，T代表控制系统内流体的温度，Text代表环境温度，ΔH代表水合物生成时的放热量，Qm代表单位时间内的管路中流体的流量，ρm代表控制系统内混合流体的平均密度，Cpm代表控制系统内混合流体的热容；
Qm＝Qg+Ql；
Qg代表控制系统内单位时间气体的流量，Ql代表控制系统内单位时间液体的流量；
S4、当海底管道水利直径过小，使得管路进出口两端压差达到预设值时，认定海底管道发生堵塞，判断预警系统的状态，对平台设备提示预警信息：
Figure FDA0003426527790000023
Figure FDA0003426527790000024
代表管路中单位长度上的压力变化，f代表摩擦系数，ρns代表无滑动摩擦时的控制系统内的流体密度，Dh代表管路系统的水力直径，vm代表控制系统内混合流体的流速。
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