天然氣長(zhǎng)輸管線中水化物生成的工況分析與控制

天然氣長(zhǎng)輸管線中水化物生成的工況分析與控制

摘 要：應(yīng)用計(jì)算機(jī)對(duì)天然氣的各種性質(zhì)參數(shù)與長(zhǎng)輸管線輸配工況下水化物生成進(jìn)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(shù)，提出控制天然氣初始參數(shù)防止水化物生成的有效方法。

一、前言

　　天然氣在長(zhǎng)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(yīng)重視的問(wèn)題。在各種天然氣性質(zhì)參數(shù)與管線輸配工況下，正確測(cè)算水化物生成的工況，生成地點(diǎn)與數(shù)量，獲得不生成水化物的“初始界限參數(shù)”，提出控制初始參數(shù)的方法以減少或防止水化物的生成。本文應(yīng)用作者開(kāi)發(fā)的計(jì)算機(jī)軟件進(jìn)行上述工作。

二、主要計(jì)算公式

　　作者在開(kāi)發(fā)計(jì)算機(jī)軟件過(guò)程中，根據(jù)文獻(xiàn)[1]等提供資料，部分公式與系數(shù)采用曲線擬合等方式獲得。主要計(jì)算公式如下：

三、計(jì)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(shè)定小時(shí)流量均勻，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表1。

表1

沿

管

線

地

點(diǎn)

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(diǎn)壓力：6.0Mpa(相對(duì)壓力)，管線起點(diǎn)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(jiàn)，由于流量不同而使水化物生成量出現(xiàn)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(duì)應(yīng)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(shù)少的場(chǎng)合，顯然水蒸氣耗量少，而生成次數(shù)相同時(shí)，水蒸氣耗量隨流量或流速的降低而減少。對(duì)于一定工況必然存在一個(gè)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(duì)于表1的工況，最不利流量為302X104NM³/日，此時(shí)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(shí)水化物生成狀況

　　設(shè)定管線起點(diǎn)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(shù)據(jù)同表1，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 項(xiàng) 目VD400X10⁴300X10⁴200X10⁴100X10⁴　

沿

管

線

地

點(diǎn)

對(duì)比表1與表2可見(jiàn)，當(dāng)水蒸氣含量降至15g／NM³，即不飽和狀態(tài)時(shí)，在流量或流速較大的場(chǎng)合，即流量為400X104NM³／日與300X104NM³／日出現(xiàn)水化物不生成與生成次數(shù)減少而降低總生成量。而在流量或流速較小的場(chǎng)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(dǎo)致水化物增加，特別在流量或流速較小的場(chǎng)合。進(jìn)一步降低水蒸氣含量至10g／NM³時(shí)，僅最小流量100X104NM³／日?qǐng)龊仙�成水化物一次�?/p>

　　因此對(duì)于各種工況，可以確定一個(gè)不生成水化物的界限初始含水量，且此時(shí)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(jiàn)表3，其隨流量或流速的減少而降低，當(dāng)初始含水量大于此值時(shí)，即生成水化物。

表3

項(xiàng) 目VD400X10⁴300X10⁴200X10⁴100X10⁴BW18．713．310．49．2

3、改變輸氣壓力時(shí)水化物生成狀況

　　設(shè)定管線起點(diǎn)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(shù)據(jù)同表1。計(jì)算結(jié)果是未飽和狀態(tài)下四種流量場(chǎng)合均未生成水化物，而飽和狀態(tài)僅流量為100X10 4NM3/日時(shí)生成水化物一次，其水蒸氣耗量為9．746g/NM³，該數(shù)值大于起點(diǎn)壓力為6Mpa的表1中數(shù)值，從而使水化物增加3．226M³／日，增幅達(dá)42．43％。由此可見(jiàn)，降低天然氣壓力可以防止水化物生成，若結(jié)合水蒸氣含量的降低更為有效。但在較高水蒸氣含量時(shí)降低壓力，也可能使水化物生成量增加。

　　因此對(duì)于各種工況可以確定一個(gè)不生成水化物的界限初始?jí)毫�。�?工況下四種天然氣流量的界限初始?jí)毫σ?jiàn)表4，其隨流量或流速的減少而降低。當(dāng)初始?jí)毫Υ笥诖酥禃r(shí)，即生成水化物。

表-4

項(xiàng) 目VD400X10⁴300X10⁴200X10⁴100X10⁴BGPR5．84．53．32．4

4、改變溫度時(shí)水化物生成狀況

　　設(shè)定水蒸氣含量為15.785g/NM³，天然氣在管線起點(diǎn)的溫度為20℃與10℃，后者為飽和狀態(tài)，其余原始數(shù)據(jù)同表1。計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表5。

表-5

項(xiàng) 目VD400X10⁴300X10⁴200X10⁴100X10⁴　

初

始

溫

度

　由表5可見(jiàn)，在水蒸氣含量不變條件下，當(dāng)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(shí)，在較大流量或流速場(chǎng)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(chǎng)合，如200X104NM³／日與100X104NM³／日，增加水化物生成量。因此當(dāng)初始溫度變化時(shí)，流量或流速對(duì)水化物的生成與否有顯著影響。在較大流量或流速范圍內(nèi)，可以確定一個(gè)界限初始溫度，其隨流量或流速的增大而降低。當(dāng)初始溫度低于此值時(shí)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(guò)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(jiàn)表6。

表6

項(xiàng) 目VD350X10⁴400X10⁴500X10⁴BGT20．213．210．2

5、不同成分天然氣的水化物生成狀況

　　對(duì)下列體積成分的油田伴生氣進(jìn)行計(jì)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(diǎn)被水蒸氣飽和，其余原始數(shù)據(jù)同表1。計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表7。

表7 項(xiàng) 目沿管線地點(diǎn)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(duì)比表1與表6可見(jiàn)，油田伴生氣除流量為400X104NM³／日?qǐng)龊贤�，其他三種流量的水化物生成次數(shù)與總量均大于純天然氣的場(chǎng)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(xiàn)象的產(chǎn)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(duì)密度為0．807，而純天然氣的相對(duì)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(chǎng)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(shù)增加，水化物總量也隨之增加。對(duì)于密度較大的天然氣，當(dāng)流量或流速較低時(shí)，宜以較低壓力輸送。

四、結(jié)論

　　1、天然氣的壓力、溫度、水蒸氣含量、密度等性質(zhì)參數(shù)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(duì)上述因素綜合研究。

　　2、針對(duì)不同的天然氣性質(zhì)參數(shù)與輸配工況的研究，掌握水化物生成與否，生成地點(diǎn)與生成量等狀況，在此基礎(chǔ)上提出“最不利流量(流速)”，“界限初始含水量”、“界限初始?jí)毫Α迸c“界限初始溫度”的概念與計(jì)算例。從而獲得通過(guò)控制天然氣性質(zhì)參數(shù)與輸配工況有效控制水化物生成的方法。

五、符號(hào)說(shuō)明

LP、LPR—極限壓力(絕對(duì)壓力、相對(duì)壓力)(mpa)；

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

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(duì)壓力、相對(duì)壓力)(mpa)；

GP1一管線起點(diǎn)天然氣壓力(絕對(duì)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(duì)密度；

L一管線長(zhǎng)度(KM)；D—管徑(MM)；

K—傳熱系數(shù)(kj／M2·H·℃)；

GT1—管線起點(diǎn)天然氣溫度(℃)；

LT—土壤溫度(℃)；

SPW、SPH—水蒸氣飽和壓力(對(duì)水、對(duì)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?jí)毫?相對(duì)壓力、MPa)；

BGT—界限初始溫度(℃)。

主要參考支獻(xiàn)

[1]四川石油管理局 天然氣工程手冊(cè) 石油工業(yè)出版社 1983。

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