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天然氣長輸管線中水化物生成的工況分析與控制

時間：2023-02-20 22:41:35 化學(xué)化工論文我要投稿

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摘要：應(yīng)用計算機對天然氣的各種性質(zhì)參數(shù)與長輸管線輸配工況下水化物生成進行研究，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)重視的問題。在各種天然氣性質(zhì)參數(shù)與管線輸配工況下，正確測算水化物生成的工況，生成地點與數(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)用作者開發(fā)的計算機軟件進行上述工作。

二、主要計算公式

　　作者在開發(fā)計算機軟件過程中，根據(jù)文獻[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。主要計算公式如下：

三、計算與分析

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)定小時流量均勻，計算結(jié)果見表1。

表1

項目 VD 400X10⁴ 300X10⁴ 200X10⁴ 100X10⁴ 　

沿

管

線

地

點

1 L 44．807 25．253 15．597 7．616 W 18．810 17．160 16．749 16．622 HW 5．469 3．755 3．397 3．295 VHD 24．306 12．516 7．549 3．661 GPR 4．432 5．547 5．879 5．985 LPR 4．429 5．544 5．876 5．982 GT 8．220 10．10 10．590 10．740 2 L ／ 61．072 26．839 12．576 W ／ 13．415 13．361 13．337 HW ／ 5．961 4．559 4．308 VHD ／ 19．870 10．130 4．786 GPR ／ 4．859 5．793 5．976 LPR ／ 2．899 3．849 4．046 GT ／ 4．610 7．040 7．460

注：天然氣體積成分(％)：CH498.0、C3H8 0.3、C4H100.3、C5H12 0.4、N2 1.0，管線起點壓力：6.0Mpa(相對壓力)，管線起點天然氣溫度：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，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)少的場合，顯然水蒸氣耗量少，而生成次數(shù)相同時，水蒸氣耗量隨流量或流速的降低而減少。對于一定工況必然存在一個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。對于表1的工況，最不利流量為302X104NM³/日，此時水蒸氣耗量為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水化物生成狀況

　　設(shè)定管線起點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，計算結(jié)果見表2。

表2 項目 VD 400X10⁴ 300X10⁴ 200X10⁴ 100X10⁴ 　

沿

管

線

地

點

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

對比表1與表2可見，當水蒸氣含量降至15g／NM³，即不飽和狀態(tài)時，在流量或流速較大的場合，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合。進一步降低水蒸氣含量至10g／NM³時，僅最小流量100X104NM³／日場合生成水化物一次。

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

表3

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

3、改變輸氣壓力時水化物生成狀況

　　設(shè)定管線起點天然氣壓力由表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。計算結(jié)果是未飽和狀態(tài)下四種流量場合均未生成水化物，而飽和狀態(tài)僅流量為100X10 4NM3/日時生成水化物一次，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42．43％。由此可見，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降低壓力，也可能使水化物生成量增加。

　　因此對于各種工況可以確定一個不生成水化物的界限初始壓力。表1工況下四種天然氣流量的界限初始壓力見表4，其隨流量或流速的減少而降低。當初始壓力大于此值時，即生成水化物。

表-4

項目 VD 400X10⁴ 300X10⁴ 200X10⁴ 100X10⁴ BGPR 5．8 4．5 3．3 2．4

4、改變溫度時水化物生成狀況

　　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。計算結(jié)果見表5。

表-5

項目 VD 400X10⁴ 300X10⁴ 200X10⁴ 100X10⁴ 　

初

始

溫

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可見，在水蒸氣含量不變條件下，當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，在較大流量或流速場合，如400X104NM³／日與300X104NM³／日，可減少水化物生成，而在較小流量或流速場合，如200X104NM³／日與100X104NM³／日，增加水化物生成量。因此當初始溫度變化時，流量或流速對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)，可以確定一個界限初始溫度，其隨流量或流速的增大而降低。當初始溫度低于此值時生成水化物。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表6。

表6

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

5、不同成分天然氣的水化物生成狀況

　　對下列體積成分的油田伴生氣進行計算：CH4 81．7％、C3H8 6．2％、C4H10 4．86％、C5H12 4．94％、C02 0．3％、C02 0．2％、N21．8％，在管線起點被水蒸氣飽和，其余原始數(shù)據(jù)同表1。計算結(jié)果見表7。

表7 項目沿管線地點 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 ／／ 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 1．610 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

　　對比表1與表6可見，油田伴生氣除流量為400X104NM³／日場合外，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，油田伴生氣的相對密度為0．807，而純天然氣的相對密度為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。對于密度較大的天然氣，當流量或流速較低時，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，必須對上述因素綜合研究。

　　2、針對不同的天然氣性質(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”、“界限初始壓力”與“界限初始溫度”的概念與計算例。從而獲得通過控制天然氣性質(zhì)參數(shù)與輸配工況有效控制水化物生成的方法。

五、符號說明

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

GP1一管線起點天然氣壓力(絕對壓力、mpa)；

V—天然氣流量(NM3/H)；T—天然氣溫度(K)；

S一天然氣相對密度；

L一管線長度(KM)；D—管徑(MM)；

K—傳熱系數(shù)(kj／M2·H·℃)；

GT1—管線起點天然氣溫度(℃)；