大落差天然气管道水合物生成特点分析

许 娟，杨 斯

（1. 中国石油西南管道公司昆明输油气分公司， 云南 昆明 650228； 2. 中国石油管道建设项目经理部中缅项目部， 云南 昆明 650228）



大落差天然气管道水合物生成特点分析

许 娟1，杨 斯2

（1. 中国石油西南管道公司昆明输油气分公司， 云南 昆明 650228； 2. 中国石油管道建设项目经理部中缅项目部， 云南 昆明 650228）

摘 要：为了分析中缅天然气管道大落差管道的水合物生成情况，以龙陵输气站至弥渡输气站间总长度为250 km、最大相对高差为1 654 m的管段为研究对象，以PipelineStudio和PVTSIM软件为工具，建立了中缅天然气管道大落差管段仿真模型。以此为基础，计算了不同输量下管道沿线的压力、温度分布及水合物生成条件。通过沿线温度与水合物生成温度的对比，分析了水合物的生成情况。结果表明，受地形起伏影响，在管道的局部高点处，天然气的温度可低于地温7 ℃以上，使管道面临生成水合物的风险，提出了针对性的水合物防治措施。

关 键 词：大落差；天然气管道；水合物；计算

中缅天然气管道起自缅甸西海岸马德岛，从云南省进入中国境内，途径瑞丽市、保山市、大理市、楚雄市、昆明市等地［1］。管道国内段全长1 727 km，设计运行压力10 MPa、输量为120×108m3/a。管道依地势而建，在云南境内省，沿线高黎贡山等山脉连绵起伏，形成了很多大落差管段，管道在部分地区的相对高差甚至超过了1 000 m。

由于沿线地形复杂，管道的维抢修难度较大，因此如何准确的预测大落差管段的水合物生成情况是管道日常运行和管理过程中亟需解决的问题。在大落差地区，受重力作用，管道内的压力和温度都会随着地形的起伏而不断变化，进而对水合物生成情况产生影响［2，3］。这与平坦地区的长输天然气管道的压力、温度分布情况存在显著差异。

针对这些问题，本文以PipelineStudio和 PVTSIM软件为基础，建立了中缅天然气管道大落差管段仿真模型，分析了管道沿线的压力、温度分布、水合物生成条件以及沿线水合物生成的高风险地段，为大落差管道水合物生成风险的控制与评估提供了依据。

1 中缅天然气水合物生成条件

天然气管道内生成水合物的必要条件是适当的压力和温度，以及出现自由水。目前，在预测天然气的水合物生成条件时，常用的方法有图解法、经验公式法、相平衡方法和统计热力学方法。其中统计热力学方法具有较好的理论基础，对于含酸性和非烃类组分较少的天然气具有较高的适用精度［4-7］。本文以Calsep PVTSIM 19.0软件中内嵌的PR78方程和统计热力学模型为基础，计算了中缅天然气的水合物生成条件。天然气的组分及如表1所示，计算得到的天然气水合物生成温度、压力曲线如图1所示。

以图1为基础，拟合得到的中缅天然气水合物生成压力、温度条件，通过分析其联系得到计算关联式为：

表1 中缅天然气组分Table 1 Composition of natural gas

图1 天然气水合物生成压力、温度曲线Fig.1 Pressure-temperature curve for the natural gas hydrate formation

或

式中：T为水合物生成温度，℃；P为水合物生成压力，MPa。

2 大落差天然气管道水合物生成情况分析

中缅天然气管道国内段全长1 727 km，其中大落差管段主要位于龙陵输油气站至弥渡输油气站间，总长度为250 km，管材采用X80钢，管道的主要规格为φ1 016×17.5 mm。管道沿线高程如图2所示，在28.1～42.3 km处，管道的相对高差达到了1 654 m。

以PipelineStudio-3.2软件中的TGNET模块为基础，建立了该大落差管段的仿真模型。根据气象资料统计，管道埋深处在冬季的最低地温可达15 ℃，以此设定管道沿线地温。管壁绝对当量粗糙度为0.016 mm，管道总传热系数为1.2 W/（m2·℃）。根据管道的实际运行参数，设定龙陵站入口温度边界条件为20 ℃，弥渡站的出口压力为7.0 MPa。根据管道的近期输量和远期输量，分别设置龙陵站入口天然气流量边界条件为1 000×104、1 500×104、2 000×104、2 500×104、3 000×104m3/d。以此为基础，计算五种工况下，沿线的压力、温度分布情况。通过降管道沿线的计算温度与沿线压力所对应的水合物生成温度进行对比，分析水合物生成情况。计算得到的五种工况下沿线压力分布如图3所示。

图2 大落差管段沿线高程Fig.2 Elevation along the pipeline

图3 不同压输量下的沿线压力分布Fig.3 Pressure distribution curves along the pipeline with different transmission amount

图3中输量为1 000万m3/d和3 000万m3的沿线压力对应的水合物生成温度与管道沿线计算温度的对比分别如图4和图5所示所示。

图3～图5表明，地形起伏对于大落差管段的温度和压力分布会产生很大的影响。在沿线的地势低洼地段，天然气压力和温度都较高；在局部高点处，天然气的压力会降低，温度也随之降低，这与地形平坦地区天然气长输管道的压力、温度分布规律显著不同。

当输量为1 000×104m3/d时，天然气的最低温度可达到9.3 ℃，远低于地温值。在管道的高点处，天然气的水合物生成温度高于管道沿线温度，管道中存在水合物生成风险。当输量为3 000×104m3/d时，天然气的最低温度可达到8.6 ℃，同样远低于地温值。由于沿线压力升高，水合物生成温度也随之升高，管道中大部分地区都存在水合物生成风险。

图4 输量为1 000×104 m3/d时沿线温度与水合物生成温度分布Fig.4 The gas temperature and hydrate formation temperature along the pipeline with 1 000×104m3/d

图5 输量为3 000×104 m3/d时沿线温度与水合物生成温度分布Fig.5 The gas temperature and hydrate formation temperature along the pipeline with 3 000×104m3/d

因此，受地形起伏影响，大落差天然气管道的沿线最低温度可远低于地温值。有可能由此引发道的高点处水合物生成，威胁管道的安全运行。为了防止水合物的生成，大落差天然气管道需要严格控制天然气的水露点。在必要的时候，可以在管道的局部高点处采用添加水合物抑制剂的方法。

3 结 论

（1）以PipelineStudio和PVTSIM软件为基础，建立了中缅天然气管道大落差管段仿真模型，分析了管道沿线的压力、温度分布、水合物生成条件。

（2）计算了不同输量下，大落差管道的沿线压力、温度分布。通过将沿线温度分布与水合物生成温度进行对比，分析了沿线水合物生成条件。结果表明，受地形起伏影响，在管道的局部高点处，天然气的温度可低于地温7 ℃以上，并存在较大的水合物形成风险。

（3）大落差管道应采用严格控制天然气水露点温度、添加水合物抑制等方法防止管道中形成水合物并堵塞管道。

参考文献：

［1］周子栋， 夏政， 徐娜，等. 中缅天然气管道清管试压关键技术［J］. 油气储运，2014， 32（3）：11-14.

［2］孙欧阳，李长俊. 高含H2S天然气水合物生成条件计算模型的改进［J］. 油气田地面工程， 2012， 31（3）：26-27.

［3］潘一， 杨双春. 天然气水合物研究进展［J］. 当代化工， 2012， 41 （4） ：401-404

［4］孟凡臣， 王仙之， 于长录. 苏里格天然气集输管道冻堵预测软件开发及应用［J］. 石油工程建设， 2014， 40（3）：59-61.

［5］狄永军， 郭正府， 李凯明. 天然气水合物成因探讨［J］.地球科学进展，2003， 18（1）：138-143.

［6］甘华阳， 王家生. 天然气水合物潜在的灾害和环境效应［J］.地质灾害与环境保护， 2004， 15（4）：5-8.

［7］刘俊杰，马贵阳，潘振，刘培胜.天然气水合物开采理论及开采方法分析［J］.当代化工， 2014， 43（11）：2293-2296.

Analysis on Natural Gas Hydrate Formation in Large Elevation Difference Gas Pipelines

XV Juan1，YANG Si2
（1. CNPC Southwest Pipeline Co. Ltd， Yunnan Kunming 650228，China；2. CNPC Pipeline Construction Project Manage， Yunnan Kunming 650228，China）

Abstract:In order to analyze the natural gas hydrate formation condition in China-Myanmar natural gas pipeline， a pipe section with the length of 250 km and the maximum elevation difference of 1 654 m was selected as the target pipeline. The software tools PipelineStudio and PVTSIM were utilized to construct the pipeline’s simulation model. As a result， the pressure， temperature and the hydrate formation conditions along the pipeline were obtained under the different transmission volumes. Finally， the hydrate formation conditions were analyzed by comparing the temperature of the pipeline and the hydrate formation temperature. The results demonstrate that the pipeline’s temperature in high points of the pipeline may drop below the ambient temperature to result in the hydrate formation. Thus， the water dew point must be controlled strictly to avoid the hydrate formation.

Key words:Big drop； Natural gas pipeline； Hydrate； Calculation

中图分类号：TE 8

文献标识码：A

文章编号：1671-0460（2016）02-0364-03

收稿日期：2015-11-11

作者简介：许娟（1986-），工程师， 2009年毕业于西南石油大学应用化学专业，现主要从事天然气管道运行和管理方面的工作。E-mail：182361008@qq.com。