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天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制
天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制 摘 要：应用计算机对天然气的各种性质参数与长输管线输配工况下水化 物生成进行研究，获得水化物生成规律与不生成水化物的界限参数，提出控制天 然气初始参数防止水化物生成的有效方法。一、前言 天然气在长输管线中生成水化物将引起流通能力降低，甚至堵塞，是 天然气输送中应重视的问题。在各种天然气性质参数与管线输配工况下，正确测 算水化物生成的工况，生成地点与数量，获得不生成水化物的“初始界限参数”， 提出控制初始参数的方法以减少或防止水化物的生成。本文应用作者开发的计算 机软件进行上述工作。
二、主要计算公式 作者在开发计算机软件过程中，根据文献[1]等提供资料，部分公式 与系数采用曲线拟合等方式获得。主要计算公式如下：
三、计算与分析 1、不同流速下水化物生成状况 水蒸气饱和的纯天然气以四种不同日流量、由直径400MM管线输送， 并设定小时流量均匀，计算结果见表1。
表1 沿 管 线 地 点 注：天然气体积成分(％)：CH498.0、C3H8 0.3、C4H100.3、C5H12 0.4、N2 1.0，管线起点压力：6.0Mpa(相对压力)，管线起点天然气温度：20℃，水蒸 气含量：30g/NM3，管线埋深：IM，管线埋深出土壤温度：2℃。
由表1可见，由于流量不同而使水化物生成量出现较大差别。以单位 体积天然气用于生成水化物的水蒸气耗量HW衡量水化物的多少。对应于四种流 量分别为5.469g/NM3、9.716g/NM3、7.956g/NM3与7.603g/NM3。其中生成次数 少的场合，显然水蒸气耗量少，而生成次数相同时，水蒸气耗量随流量或流速的 降低而减少。对于一定工况必然存在一个水蒸气耗量最大的流量或流速，称之为 “最不利流量”或“最不利流速”，此流量或流速下生成最大量的水化物。对于表1 的工况，最不利流量为302X104NM3/日，此时水蒸气耗量为9.964g／NM3。因此 控制流量或流速，偏离以最不利流量或流速为峰值的不利区域，可以有 效降低或避免水化物的生成。
2、改变天然气水蒸气含量时水化物生成状况 设定管线起点天然气的水蒸气含量由表1饱和状态的30g/NM3降至未 饱和状态的15g/NM3，其余原始数据同表1，计算结果见表2。
表2 项 目VD400X104300X104200X104100X104 沿 管 线 地 点 对比表1与表2可见，当水蒸气含量降至15g／NM3，即不饱和状态时，在 流量或流速较大的场合，即流量为400X104NM3／日与300X104NM3／日出现水 化物不生成与生成次数减少而降低总生成量。而在流量或流速较小的场合，即流 量为200x104NM3／日与100x104NM3／日，水化物生成量分别增加2．714M3／ 日与1．116M3／日。因此盲目降低水蒸气含量有可能导致水化物增加，特别在 流量或流速较小的场合。进一步降低水蒸气含量至10g／NM3时，仅最小流量 100X104NM3／日场合生成水化物一次。因此对于各种工况，可以确定一个不生成水化物的界限初始含水量， 且此时天然气的初始温度可以高于管道埋深处的土壤温度。表1工况下，四种天 然气流量的界限初始含水量见表3，其随流量或流速的减少而降低，当初始含水 量大于此值时，即生成水化物。
表3 项 目VD400X104300X104200X104100X104BW18．713．310．49．2 3、改变输气压力时水化物生成状况 设定管线起点天然气压力由表1的6Mpa降至3Mpa，初始水蒸气含量 为58．951g/NM3(饱和状态)与15g/NM3(未饱和状态)，其余原始数据同表1。计算 结果是未饱和状态下四种流量场合均未生成水化物，而饱和状态仅流量为 100X10 4NM3/日时生成水化物一次，其水蒸气耗量为9．746g/NM3，该数值大 于起点压力为6Mpa的表1中数值，从而使水化物增加3．226M3／日，增幅达42． 43％。由此可见，降低天然气压力可以防止水化物生成，若结合水蒸气含量的降 低更为有效。但在较高水蒸气含量时降低压力，也可能使水化物生成量增加。
因此对于各种工况可以确定一个不生成水化物的界限初始压力。表1 工况下四种天然气流量的界限初始压力见表4，其随流量或流速的减少而降低。
当初始压力大于此值时，即生成水化物。
表-4 项 目VD400X104300X104200X104100X104BGPR5．84．53．32．4 4、改变温度时水化物生成状况 设定水蒸气含量为15.785g/NM3，天然气在管线起点的温度为20℃与 10℃，后者为饱和状态，其余原始数据同表1。计算结果见表5。
表-5 项 目VD400X104300X104200X104100X104 初始 温 度 由表5可见，在水蒸气含量不变条件下，当提高天然气初始温度由饱和 状态变为不饱和状态时，在较大流量或流速场合，如400X104NM3／日与 300X104NM3／日，可减少水化物生成，而在较小流量或流速场合，如 200X104NM3／日与100X104NM3／日，增加水化物生成量。因此当初始温度变 化时，流量或流速对水化物的生成与否有显著影响。在较大流量或流速范围内， 可以确定一个界限初始温度，其随流量或流速的增大而降低。当初始温度低于此 值时生成水化物。而在较小流量或流速下的界限初始温度值较高，超过生成水化 物的临界温度。表5工况下，三种流量的界限初始温度见表6。
表6 项 目VD350X104400X104500X104BGT20．213．210．2 5、不同成分天然气的水化物生成状况 对下列体积成分的油田伴生气进行计算：CH4 81．7％、C3H8 6．2％、 C4H10 4．86％、C5H12 4．94％、C02 0．3％、C02 0．2％、N21．8％，在管 线起点被水蒸气饱和，其余原始数据同表1。计算结果见表7。
表7 项 目沿管线地点12345VD400 × 104L7．048／／／／HW4．744／／ ／／LPR5．677／／／／300 ×104L4．81616．94530．633／／HW4．7313．0543． 663／／LPR5．8723．1601．969／／200×104L3．0839．70315．84525．33253． 949HW4．7243．0032．9583．7865．341LPR5．9563．4812．4551．6100． 839100×104L1．5144．6477．48011．33519．721HW4．7273．02．8463．3894． 516LPR5．9923．5712．5721．7881．070 对比表1与表6可见，油田伴生气除流量为400X104NM3／日场合外， 其他三种流量的水化物生成次数与总量均大于纯天然气的场合，单位体积天然气 的水蒸气总耗量分别高1．732g/NM3、11．856g/NM3与10．875g/NM3，后两者 耗于水化物的水蒸气量约为初始饱和水蒸气量的2／3左右。以上现象的产生是由 于在相同温度下，水化物生成的极限压力是随天然气密度的增加而降低，油田伴生气的相对密度为0．807，而纯天然气的相对密度为0．575，因此前者的极限压 力显著低于后者。流量或流速较小的场合，管线中压力下降较缓。因此油田伴生 气生成水化物的次数增加，水化物总量也随之增加。对于密度较大的天然气，当 流量或流速较低时，宜以较低压力输送。
四、结论 1、天然气的压力、温度、水蒸气含量、密度等性质参数与输配工况 是天然气水化物生成的主要影响因素。研究水化物生成状况，以及防止或减少水 化物的生成，必须对上述因素综合研究。
2、针对不同的天然气性质参数与输配工况的研究，掌握水化物生成 与否，生成地点与生成量等状况，在此基础上提出“最不利流量(流速)”，“界限初 始含水量”、“界限初始压力”与“界限初始温度”的概念与计算例。从而获得通过 控制天然气性质参数与输配工况有效控制水化物生成的方法。
五、符号说明 LP、LPR—极限压力(绝对压力、相对压力)(mpa)；
ALP、BLP、CLP、DLp、A、B、Cd、Aspw、Bspw、Cspw、Dspw、AspH、 BspH、CspH、DspH—有关系数；
GT—天然气温度(℃)；
W—天然气中水蒸气量(g/NM3)；
GP、GPR—天然气压力(绝对压力、相对压力)(mpa)；
GP1一管线起点天然气压力(绝对压力、mpa)；
V—天然气流量(NM3/H)；
T—天然气温度(K)；
S一天然气相对密度；
L一管线长度(KM)；
D—管径(MM)；
K—传热系数(kj／M2·H·℃)；
GT1—管线起点天然气温度(℃)；
LT—土壤温度(℃)；
SPW、SPH—水蒸气饱和压力(对水、对水化物)(Pa)；
VD—天然气流量(NM3／日)；
HW—单位体积天然气耗于生成水化物的水蒸气量(g/NM3)：
VHD—水化物体积(M3／日)：
BW—界限初始含水量(g/NM3)；
BGPR一界限初始压力(相对压力、MPa)；
BGT—界限初始温度(℃)。
主要参考支献 [1]四川石油管理局 天然气工程手册 石油工业出版社 1983。
