天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制

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天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制

天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制化学与化工论文更新：2006-4-11 阅读：天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制

摘要：应用计算机对天然气的各种性质参数与长输管线输配工况下水化物生成进行研究，获得水化物生成规律与不生成水化物的界限参数，提出控制天然气初始参数防止水化物生成的有效方法。

一、前言

天然气在长输管线中生成水化物将引起流通能力降低，甚至堵塞，是天然气输送中应重视的问题。在各种天然气性质参数与管线输配工况下，正确测算水化物生成的工况，生成地点与数量，获得不生成水化物的“初始界限参数”，提出控制初始参数的方法以减少或防止水化物的生成。本文应用作者开发的计算机软件进行上述工作。

二、主要计算公式

作者在开发计算机软件过程中，根据文献[1]等提供资料，部分公式与系数采用曲线拟合等方式获得。主要计算公式如下：

三、计算与分析

1、不同流速下水化物生成状况

水蒸气饱和的纯天然气以四种不同日流量、由直径400MM管线输送，并设定小时流量均匀，计算结果见表1。

表1沿

管

线

地

点注：天然气体积成分(％)：CH498.0、C3H8 0.3、C4H100.3、C5H12 0.4、N2 1.0，管线起点压力：6.0Mpa(相对压力)，管线起点天然气温度：20℃，水蒸气含量：30g/NM3，管线埋深：IM，管线埋深出土壤温度：2℃。

效降低或避免水化物的生成。

2、改变天然气水蒸气含量时水化物生成状况

沿

管

线

地

点

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

3、改变输气压力时水化物生成状况

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

4、改变温度时水化物生成状况

表-5

初

始

温

度

表6

5、不同成分天然气的水化物生成状况

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。

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