天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制

200X10⁴ 100X10⁴ BGPR 5．8 4．5 3．3 2．4

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 VD 400X10⁴ 300X10⁴ 200X10⁴ 100X10⁴ 　

初

始

温

度

20℃ 1 L ／ 31．971 17．958 8．575 HW ／ 4．377 3．688 3．520 GT ／ 8．550 9．680 9．980 2 L ／ ／ 34．770 15．242 HW ／ ／ 4．958 4．616 GT ／ ／ 5．460 6．240 10℃ 1 L 0 0 0 0 HW 3．508 3．508 3．508 3．508 GT 10．0 10．0 10．0 10．0 2 L ／ 31．983 14．352 6．569 HW ／ 5．311 4．718 4．593 GT ／ 4．910 6．050 6．290

　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 VD 350X10⁴ 400X10⁴ 500X10⁴ BGT 20．2 13．2 10．2

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 1 2 3 4 5 VD 400 × 10⁴ L 7．048 ／ ／ ／ ／ HW 4．744 ／ ／ ／ ／ LPR 5．677 ／ ／ ／ ／ 300 ×10⁴ L 4．816 16．945 30．633

《天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制(第3页)》