天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制

项 目 VD 400X10⁴ 300X10⁴ 200X10⁴ 100X10⁴ 　

沿

管

线

地

点

1 L ／ 37．324 20．308 9．645 W ／ 15．005 15．002 15．0 HW ／ 4．801 3．965 3．766 VHD ／ 16．005 8．811 4．184 GPR ／ 5．324 5．843 5．982 LPR ／ 4．080 4．787 4．985 GT ／ 7．530 8．870 9．210 2 L ／ ／ 47．521 19．066 W ／ ／ 11．041 11．242 HW ／ ／ 5．212 4．841 VHD ／ ／ 11．582 5．379 GPR ／ ／ 5．632 5．964 LPR ／ ／ 2．671 3．014 GT ／ ／ 3．890 4．950

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 VD 400X10⁴ 300X10⁴ 200X10⁴ 100X10⁴ BW 18．7 13．3 10．4 9．2

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 VD 400X10⁴ 300X10⁴

《天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制(第2页)》