长输天然气管道水合物生成预测及影响因素分析

王海秀 洪清霖 钟曦

摘 要：在管道输送天然气中，准确预测水合物生成位置及其影响因素分析，对管道安全运行十分重要。为此，基于长输管线温度、压力计算与水合物生成条件预测模型，建立了长输管线水合物生成位置预测程序，并对具体实例进行分析，结果表明，管径越小、输量越大、保温材料导热系数越小、天然气中H2S含量越低、CO2含量越高，水合物生成范围缩小。该程序对长输天然气管道设计、安全管理、天然气脱硫处理提供了技术支持。

关 键 词：长输管道；天然气水合物；生成预测；影响因素；天然气

中图分类号：TE 832 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）08-1926-04

Abstract： It is very important for safe operation of pipeline to perform accurate prediction of the gas hydrate formation location and analyze the influencing factors in natural gas transportation by pipeline.The program of hydrate formation location prediction in long-distance pipeline was established based on temperature and pressure calculation of pipeline and hydrate formation prediction model.Practical examples were analyzed by the program. The results show that the hydrate formation scope will be narrow when the pipe diameter becomes smaller， the transportation amount becomes greater， the thermal conductivity of heat preservation material becomes smaller， the H2S content in natural gas becomes lower， the CO2 content becomes higher. The program can provide technical support for design and safe management of the long-distance natural gas pipeline and natural gas desulfurization process.

Key words： long-distance pipeline； natural gas hydrate； formation prediction； influencing factors； natural gas

管道輸送是天然气运输的一种主要方式，随着天然气工业的迅速发展和天然气需求量的急剧增加，管道输送显得越来越重要。管线越长，穿跨越环境越复杂，气体输送过程中形成天然气水合物的风险就越大，给管道安全运行带来的危害也更大。为了有效控制天然气水合物的形成，必须掌握水合物预测方法，正确分析其形成区域及生成影响因素。

1 长输天然气管线温度及压力分布

上式即为水合物生成条件预测模型，从中可以看出，给定某温度T，即可算出该温度下水合物生成压力P。其中 为T0、p0时，水在空水合物相与水相间的化学位之差；T0为273.15 K；p0为0； 、 、 分别为T0时空水合物相与水相间的热容差、摩尔焓差、体积差，J/（mol·K）、J/mol、cm3/mol；b为热容的温度系数，J/（mol·K2）； 为富水相中水的摩尔分数。

应用长输管线温度及压力计算并结合水合物生成条件预测模型，即可预测管线内天然气水合物生成区域，其计算流程如图1所示。

3 实例应用

3.1 不同管径

管径的大小影响管线内温度、压力分布，同时与管道运营成本直接相关。因此，管径的选取在满足生产要求前提下，还要确保管线安全运行。利用前面的模型和计算程序，分析不同管径下天然气水合物的生成状况。

某天然气管线全长400 km，埋深为1.2 m，管线埋地温度为3 ℃，所输天然气相对密度为0.6125，具体组分见表1，输量为70×108m3/a，起点温度为55 ℃，起点压力为9 MPa，终点压力为4 MPa，采用保温材料聚氨酯，其导热系数为0.12 W/（m·K）。不同管径下管线压力与天然气水合物生成压力曲线图见图2。

从图2可以看出，管线沿程压力曲线与水合物生成压力曲线的交点即为管道中水合物初始生成位置，随着气体输送距离越长，天然气水合物生成压力逐渐降低，降的幅度由大变小。管径增大后，水合物生成压力曲线明显往左往下移，初始生成位置前移，扩大水合物生成区域，而且沿程压力与水合物生成压力差值越大，越容易生成。这是因为管径增大后，沿程温度下降，对应温度下水合物生成压力也下降。

3.2 不同输量

管线在设计时都要考虑最大设计输量，但实际输送时输量受到上游气田产量和下游用户需求量的双重影响。结合管线数据，分析不同输量的影响。管径为0.8m，年任务输量分别为50×108m3/a、60×108m3/a、70×108m3/a，其它条件同上。不同输量下管线压力与天然气水合物生成压力曲线图见图3。

图3表明，随着流量增大，水合物生成压力曲线明显往右往上移，水合物初始生成位置后移，减小水合物生成区域，而且生成难度越大。这是因为流量增大后，气体流速也增大，与外界热交换时间减少，温度下降减慢，此时水合物生成压力也就增大。

3.3 不同酸性气体含量

管线输量为60×108m3/a，管径为0.8m，所输天然气具体组分见表2，其它条件不变。不同CO2/ H2S含量下管线压力与天然气水合物生成压力曲线图见图4。

由图4可知，随着天然气中CO2含量提高，水合物生成压力曲线明显往右往上移，初始生成位置后移，缩小水合物生成区域，而且越难生成。而随着天然气中H2S含量提高，水合物生成压力曲线却向相反的方向移动，初始生成位置前移，水合物生成区域扩大，而且越易生成，并且相同含量下，CO2比H2S难生成水合物，这说明H2S的存在促进水合物生成，含量越高越显著，CO2的存在抑制了水合物的生成。这是因为H2S占据水合物中大孔穴的比例高，起到了支撑笼子的作用。

3.4 不同保温材料

保温材料是管道经济安全运行极为重要的部分。保温材料选用超细玻璃棉毡、聚氨酯、聚丙烯，导热系数分别为0.035 W/（m·K）、0.12 W/（m·K）、0.35 W/（m·K）。不同保温材料管线压力与天然气水合物生成压力曲线图见图5。

由图5可知，保温材料导热系数越大，管道中水合物越早越容易生成，这是因为导热系数大，管道总传热系数增大，温度下降更快，水合物生成压力也随之下降，水合物越容易生成。

4 结 论

（1）将长输管线温度及压力计算与水合物生成条件预测模型结合起来，建立长输管线水合物生成位置预测程序。并应用该程序对不同工况下某长输管线水合物生成情况进行分析。结果表明：在不同工况下，管道内都有水合物生成，其中不同管径时，初始形成位置在距管道起点大约110～140 km区间内，其它工况下，初始形成位置在距管道起点大约80～120 km区间内。因此，为了管道运行安全，应在80 km处设置首座加热站，提高天然气温度，防止生成水合物。

（2）分析了不同输送工况对管道中水合物初始形成位置的影响。随着管径增大，水合物初始生成位置前移；随着输量增大，生成位置后移；天然气中CO2含量越高，生成位置后移，而H2S则含量越高，生成位置却前移；选用导热系数越小的保温材料，生成位置后移。由上述分析得出，在满足正常输送要求的前提下，合理选取管径、输量、保温材料、控制含硫量，可以有效避免水合物生成。

（3）天然气中酸性组分对水合物生成条件的影响截然不同，CO2的存在抑制了水合物的生成，而H2S则相反，含量越高，促进水合物生成越显著。因此，管输之前必须做好天然气脱硫处理，严格控制天然气中含硫量。

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