王海秀 洪清霖 鐘曦

摘 要：在管道輸送天然氣中，準確預測水合物生成位置及其影響因素分析，對管道安全運行十分重要。為此，基于長輸管線溫度、壓力計算與水合物生成條件預測模型，建立了長輸管線水合物生成位置預測程序，并對具體實例進行分析，結(jié)果表明，管徑越小、輸量越大、保溫材料導熱系數(shù)越小、天然氣中H2S含量越低、CO2含量越高，水合物生成范圍縮小。該程序?qū)﹂L輸天然氣管道設計、安全管理、天然氣脫硫處理提供了技術(shù)支持。

關 鍵 詞：長輸管道；天然氣水合物；生成預測；影響因素；天然氣

中圖分類號：TE 832 文獻標識碼： A 文章編號： 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

管道輸送是天然氣運輸?shù)囊环N主要方式，隨著天然氣工業(yè)的迅速發(fā)展和天然氣需求量的急劇增加，管道輸送顯得越來越重要。管線越長，穿跨越環(huán)境越復雜，氣體輸送過程中形成天然氣水合物的風險就越大，給管道安全運行帶來的危害也更大。為了有效控制天然氣水合物的形成，必須掌握水合物預測方法，正確分析其形成區(qū)域及生成影響因素。

1 長輸天然氣管線溫度及壓力分布

上式即為水合物生成條件預測模型，從中可以看出，給定某溫度T，即可算出該溫度下水合物生成壓力P。其中 為T0、p0時，水在空水合物相與水相間的化學位之差；T0為273.15 K；p0為0； 、 、 分別為T0時空水合物相與水相間的熱容差、摩爾焓差、體積差，J/（mol·K）、J/mol、cm3/mol；b為熱容的溫度系數(shù)，J/（mol·K2）； 為富水相中水的摩爾分數(shù)。

應用長輸管線溫度及壓力計算并結(jié)合水合物生成條件預測模型，即可預測管線內(nèi)天然氣水合物生成區(qū)域，其計算流程如圖1所示。

3 實例應用

3.1 不同管徑

管徑的大小影響管線內(nèi)溫度、壓力分布，同時與管道運營成本直接相關。因此，管徑的選取在滿足生產(chǎn)要求前提下，還要確保管線安全運行。利用前面的模型和計算程序，分析不同管徑下天然氣水合物的生成狀況。

某天然氣管線全長400 km，埋深為1.2 m，管線埋地溫度為3 ℃，所輸天然氣相對密度為0.6125，具體組分見表1，輸量為70×108m3/a，起點溫度為55 ℃，起點壓力為9 MPa，終點壓力為4 MPa，采用保溫材料聚氨酯，其導熱系數(shù)為0.12 W/（m·K）。不同管徑下管線壓力與天然氣水合物生成壓力曲線圖見圖2。

從圖2可以看出，管線沿程壓力曲線與水合物生成壓力曲線的交點即為管道中水合物初始生成位置，隨著氣體輸送距離越長，天然氣水合物生成壓力逐漸降低，降的幅度由大變小。管徑增大后，水合物生成壓力曲線明顯往左往下移，初始生成位置前移，擴大水合物生成區(qū)域，而且沿程壓力與水合物生成壓力差值越大，越容易生成。這是因為管徑增大后，沿程溫度下降，對應溫度下水合物生成壓力也下降。

3.2 不同輸量

管線在設計時都要考慮最大設計輸量，但實際輸送時輸量受到上游氣田產(chǎn)量和下游用戶需求量的雙重影響。結(jié)合管線數(shù)據(jù)，分析不同輸量的影響。管徑為0.8m，年任務輸量分別為50×108m3/a、60×108m3/a、70×108m3/a，其它條件同上。不同輸量下管線壓力與天然氣水合物生成壓力曲線圖見圖3。

圖3表明，隨著流量增大，水合物生成壓力曲線明顯往右往上移，水合物初始生成位置后移，減小水合物生成區(qū)域，而且生成難度越大。這是因為流量增大后，氣體流速也增大，與外界熱交換時間減少，溫度下降減慢，此時水合物生成壓力也就增大。

3.3 不同酸性氣體含量

管線輸量為60×108m3/a，管徑為0.8m，所輸天然氣具體組分見表2，其它條件不變。不同CO2/ H2S含量下管線壓力與天然氣水合物生成壓力曲線圖見圖4。

由圖4可知，隨著天然氣中CO2含量提高，水合物生成壓力曲線明顯往右往上移，初始生成位置后移，縮小水合物生成區(qū)域，而且越難生成。而隨著天然氣中H2S含量提高，水合物生成壓力曲線卻向相反的方向移動，初始生成位置前移，水合物生成區(qū)域擴大，而且越易生成，并且相同含量下，CO2比H2S難生成水合物，這說明H2S的存在促進水合物生成，含量越高越顯著，CO2的存在抑制了水合物的生成。這是因為H2S占據(jù)水合物中大孔穴的比例高，起到了支撐籠子的作用。

3.4 不同保溫材料

保溫材料是管道經(jīng)濟安全運行極為重要的部分。保溫材料選用超細玻璃棉氈、聚氨酯、聚丙烯，導熱系數(shù)分別為0.035 W/（m·K）、0.12 W/（m·K）、0.35 W/（m·K）。不同保溫材料管線壓力與天然氣水合物生成壓力曲線圖見圖5。

由圖5可知，保溫材料導熱系數(shù)越大，管道中水合物越早越容易生成，這是因為導熱系數(shù)大，管道總傳熱系數(shù)增大，溫度下降更快，水合物生成壓力也隨之下降，水合物越容易生成。

4 結(jié) 論

（1）將長輸管線溫度及壓力計算與水合物生成條件預測模型結(jié)合起來，建立長輸管線水合物生成位置預測程序。并應用該程序?qū)Σ煌r下某長輸管線水合物生成情況進行分析。結(jié)果表明：在不同工況下，管道內(nèi)都有水合物生成，其中不同管徑時，初始形成位置在距管道起點大約110～140 km區(qū)間內(nèi)，其它工況下，初始形成位置在距管道起點大約80～120 km區(qū)間內(nèi)。因此，為了管道運行安全，應在80 km處設置首座加熱站，提高天然氣溫度，防止生成水合物。

（2）分析了不同輸送工況對管道中水合物初始形成位置的影響。隨著管徑增大，水合物初始生成位置前移；隨著輸量增大，生成位置后移；天然氣中CO2含量越高，生成位置后移，而H2S則含量越高，生成位置卻前移；選用導熱系數(shù)越小的保溫材料，生成位置后移。由上述分析得出，在滿足正常輸送要求的前提下，合理選取管徑、輸量、保溫材料、控制含硫量，可以有效避免水合物生成。

（3）天然氣中酸性組分對水合物生成條件的影響截然不同，CO2的存在抑制了水合物的生成，而H2S則相反，含量越高，促進水合物生成越顯著。因此，管輸之前必須做好天然氣脫硫處理，嚴格控制天然氣中含硫量。

參考文獻：

[1] 王海秀，周錫堂，唐忠順. 長輸管線中水合物生成條件的預測研究[J]. 管道技術(shù)與設備，2010（4）：3-5.

[2] 劉培培. 管輸天然氣水合物形成位置預測模型研究[D]. 西安：西安石油大學，2011.

[3] 李玉星，鄒德永，馮叔初. 高壓下預測天然氣水合物形成方法研究[J]. 天然氣工業(yè)，2002，22（4）：91-94.

[4] 劉云，盧淵，伊向藝，等. 天然氣水合物預測模型及其影響因素[J]. 巖性油氣藏，2010，22（3）：124-127.

[5] 胡順渠. 天然氣水合物預測綜合模型及其應用[D]. 成都：西南石油學院，2003.