天然氣長輸管線中水化物生成的工況分析與控制

天然氣長輸管線中水化物生成的工況分析與控制

摘 要：應用計算機對天然氣的各種性質參數與長輸管線輸配工況下水化物生成進行研究，獲得水化物生成規(guī)律與不生成水化物的界限參數，提出控制天然氣初始參數防止水化物生成的有效方法。

一、前言

　　天然氣在長輸管線中生成水化物將引起流通能力降低，甚至堵塞，是天然氣輸送中應重視的問題。在各種天然氣性質參數與管線輸配工況下，正確測算水化物生成的工況，生成地點與數量，獲得不生成水化物的“初始界限參數”，提出控制初始參數的方法以減少或防止水化物的生成。本文應用作者開發(fā)的計算機軟件進行上述工作。

二、主要計算公式

　　作者在開發(fā)計算機軟件過程中，根據文獻[1]等提供資料，部分公式與系數采用曲線擬合等方式獲得。主要計算公式如下：

三、計算與分析

1、不同流速下水化物生成狀況

　　水蒸氣飽和的純天然氣以四種不同日流量、由直徑400MM管線輸送，并設定小時流量均勻，計算結果見表1。

表1

沿

管

線

地

點

注：天然氣體積成分(％)：CH498.0、C3H8 0.3、C4H100.3、C5H12 0.4、N2 1.0，管線起點壓力：6.0Mpa(相對壓力)，管線起點天然氣溫度：20℃，水蒸氣含量：30g/NM³，管線埋深：IM，管線埋深出土壤溫度：2℃。

　　由表1可見，由于流量不同而使水化物生成量出現較大差別。以單位體積天然氣用于生成水化物的水蒸氣耗量HW衡量水化物的多少。對應于四種流量分別為5.469g/NM³、9.716g/NM³、7.956g/NM³與7.603g/NM³。其中生成次數少的場合，顯然水蒸氣耗量少，而生成次數相同時，水蒸氣耗量隨流量或流速的降低而減少。對于一定工況必然存在一個水蒸氣耗量最大的流量或流速，稱之為“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。對于表1的工況，最不利流量為302X104NM³/日，此時水蒸氣耗量為9.964g／NM³。因此控制流量或流速，偏離以最不利流量或流速為峰值的不利區(qū)域，可以有

效降低或避免水化物的生成。

2、改變天然氣水蒸氣含量時水化物生成狀況

　　設定管線起點天然氣的水蒸氣含量由表1飽和狀態(tài)的30g/NM3降至未飽和狀態(tài)的15g/NM³，其余原始數據同表1，計算結果見表2。

表2 項 目VD400X10⁴300X10⁴200X10⁴100X10⁴　

沿

管

線

地

點

對比表1與表2可見，當水蒸氣含量降至15g／NM³，即不飽和狀態(tài)時，在流量或流速較大的場合，即流量為400X104NM³／日與300X104NM³／日出現水化物不生成與生成次數減少而降低總生成量。而在流量或流速較小的場合，即流量為200x104NM³／日與100x104NM³／日，水化物生成量分別增加2．714M³／日與1．116M³／日。因此盲目降低水蒸氣含量有可能導致水化物增加，特別在流量或流速較小的場合。進一步降低水蒸氣含量至10g／NM³時，僅最小流量100X104NM³／日場合生成水化物一次。

　　因此對于各種工況，可以確定一個不生成水化物的界限初始含水量，且此時天然氣的初始溫度可以高于管道埋深處的土壤溫度。表1工況下，四種天然氣流量的界限初始含水量見表3，其隨流量或流速的減少而降低，當初始含水量大于此值時，即生成水化物。

表3

項 目VD400X10⁴300X10⁴200X10⁴100X10⁴BW18．713．310．49．2

3、改變輸氣壓力時水化物生成狀況

　　設定管線起點天然氣壓力由表1的6Mpa降至3Mpa，初始水蒸氣含量為58．951g/NM³(飽和狀態(tài))與15g/NM³(未飽和狀態(tài))，其余原始數據同表1。計算結果是未飽和狀態(tài)下四種流量場合均未生成水化物，而飽和狀態(tài)僅流量為100X10 4NM3/日時生成水化物一次，其水蒸氣耗量為9．746g/NM³，該數值大于起點壓力為6Mpa的表1中數值，從而使水化物增加3．226M³／日，增幅達42．43％。由此可見，降低天然氣壓力可以防止水化物生成，若結合水蒸氣含量的降低更為有效。但在較高水蒸氣含量時降低壓力，也可能使水化物生成量增加。

　　因此對于各種工況可以確定一個不生成水化物的界限初始壓力。表1工況下四種天然氣流量的界限初始壓力見表4，其隨流量或流速的減少而降低。當初始壓力大于此值時，即生成水化物。

表-4

項 目VD400X10⁴300X10⁴200X10⁴100X10⁴BGPR5．84．53．32．4

4、改變溫度時水化物生成狀況

　　設定水蒸氣含量為15.785g/NM³，天然氣在管線起點的溫度為20℃與10℃，后者為飽和狀態(tài)，其余原始數據同表1。計算結果見表5。

表-5

項 目VD400X10⁴300X10⁴200X10⁴100X10⁴　

初

始

溫

度

　由表5可見，在水蒸氣含量不變條件下，當提高天然氣初始溫度由飽和狀態(tài)變?yōu)椴伙柡蜖顟B(tài)時，在較大流量或流速場合，如400X104NM³／日與300X104NM³／日，可減少水化物生成，而在較小流量或流速場合，如200X104NM³／日與100X104NM³／日，增加水化物生成量。因此當初始溫度變化時，流量或流速對水化物的生成與否有顯著影響。在較大流量或流速范圍內，可以確定一個界限初始溫度，其隨流量或流速的增大而降低。當初始溫度低于此值時生成水化物。而在較小流量或流速下的界限初始溫度值較高，超過生成水化物的臨界溫度。表5工況下，三種流量的界限初始溫度見表6。

表6

項 目VD350X10⁴400X10⁴500X10⁴BGT20．213．210．2

5、不同成分天然氣的水化物生成狀況

　　對下列體積成分的油田伴生氣進行計算：CH4 81．7％、C3H8 6．2％、C4H10 4．86％、C5H12 4．94％、C02 0．3％、C02 0．2％、N21．8％，在管線起點被水蒸氣飽和，其余原始數據同表1。計算結果見表7。

表7 項 目沿管線地點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

　　對比表1與表6可見，油田伴生氣除流量為400X104NM³／日場合外，其他三種流量的水化物生成次數與總量均大于純天然氣的場合，單位體積天然氣的水蒸氣總耗量分別高1．732g/NM³、11．856g/NM³與10．875g/NM³，后兩者耗于水化物的水蒸氣量約為初始飽和水蒸氣量的2／3左右。以上現象的產生是由于在相同溫度下，水化物生成的極限壓力是隨天然氣密度的增加而降低，油田伴生氣的相對密度為0．807，而純天然氣的相對密度為0．575，因此前者的極限壓力顯著低于后者。流量或流速較小的場合，管線中壓力下降較緩。因此油田伴生氣生成水化物的次數增加，水化物總量也隨之增加。對于密度較大的天然氣，當流量或流速較低時，宜以較低壓力輸送。

四、結論

　　1、天然氣的壓力、溫度、水蒸氣含量、密度等性質參數與輸配工況是天然氣水化物生成的主要影響因素。研究水化物生成狀況，以及防止或減少水化物的生成，必須對上述因素綜合研究。

　　2、針對不同的天然氣性質參數與輸配工況的研究，掌握水化物生成與否，生成地點與生成量等狀況，在此基礎上提出“最不利流量(流速)”，“界限初始含水量”、“界限初始壓力”與“界限初始溫度”的概念與計算例。從而獲得通過控制天然氣性質參數與輸配工況有效控制水化物生成的方法。

五、符號說明

LP、LPR—極限壓力(絕對壓力、相對壓力)(mpa)；

ALP、BLP、CLP、DLp、A、B、Cd、Aspw、Bspw、Cspw、Dspw、AspH、BspH、CspH、DspH—有關系數；

GT—天然氣溫度(℃)；

W—天然氣中水蒸氣量(g/NM³)；

GP、GPR—天然氣壓力(絕對壓力、相對壓力)(mpa)；

GP1一管線起點天然氣壓力(絕對壓力、mpa)；

V—天然氣流量(NM3/H)；T—天然氣溫度(K)；

S一天然氣相對密度；

L一管線長度(KM)；D—管徑(MM)；

K—傳熱系數(kj／M2·H·℃)；

GT1—管線起點天然氣溫度(℃)；

LT—土壤溫度(℃)；

SPW、SPH—水蒸氣飽和壓力(對水、對水化物)(Pa)；

VD—天然氣流量(NM³／日)；

HW—單位體積天然氣耗于生成水化物的水蒸氣量(g/NM3)：

VHD—水化物體積(M³／日)：

BW—界限初始含水量(g/NM³)；

BGPR一界限初始壓力(相對壓力、MPa)；

BGT—界限初始溫度(℃)。

主要參考支獻

[1]四川石油管理局 天然氣工程手冊 石油工業(yè)出版社 1983。

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