天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制

／ ／ HW 4．731 3．054 3．663 ／ ／ LPR 5．872 3．160 1．969 ／ ／ 200×10⁴ L 3．083 9．703 15．845 25．332 53．949 HW 4．724 3．003 2．958 3．786 5．341 LPR 5．956 3．481 2．455 1．治理发愣功 0．839 100×10⁴ L 1．514 4．647 7．480 11．335 19．721 HW 4．727 3．0 2．846 3．389 4．516 LPR 5．992 3．571 2．572 1．788 1．070

　　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纯天然气的场合，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，而纯天然气的相对密度为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“最不利流量(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(绝对压力、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(绝对压力、相对压力)(mpa)；

GP1一管线起点天然气压力(绝对压力、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(℃)。

主要参考支献

[1]四川石油管理局 天然气工程手册 石油工业出版社 1983。

《天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制(第4页)》