天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制

　　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椒ㄒ约跎倩蚍乐顾锏纳伞１疚挠τ米髡呖⒌募扑慊砑猩鲜龉ぷ鳌?/P>

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

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zui大的流量或流速，称之为“zui不利流量”或“zui不利流速”，此流量或流速下生成zui大量的水化物。对于表1的工况，zui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zui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

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zui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

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

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

　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

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

　　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“zui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（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（压力、相对压力）（mpa）；

GP1一管线起点天然气压力（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（℃）。