见表5。

表-5





项 目
VD

400X104
300X104
200X104
100X104

　

初

始

温

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可见，在水蒸气含量不变条件下，当提高天然气初始温度由饱和状态变为不饱和状态时，在较大流量或流速场合，如400X104NM3／日与300X104NM3／日，可减少水化物生成，而在较小流量或流速场合，如200X104NM3／日与100X104NM3／日，增加水化物生成量。因此当初始温度变化时，流量或流速对水化物的生成与否有显著影响。在较大流量或流速范围内，可以确定一个界限初始温度，其随流量或流速的增大而降低。当初始温度低于此值时生成水化物。而在较小流量或流速下的界限初始温度值较高，超过生成水化物的临界温度。表5工况下，三种流量的界限初始温度见表6。

表6





项 目
VD

350X104
400X104
500X104

BGT
20．2
13．2
10．2

5、不同成分天然气的水化物生成状况

　　对下列体积成分的油田伴生气进行计算：CH4 81．7％、C3H8 6．2％、C4H10 4．86％、C5H12 4．94％、C02 0．3％、C02 0．2％、N21．8％，在管线起点被水蒸气饱和，其余原始数据同表1。计算结果见表7。

表7



项 目
沿管线地点

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

　　对比表1与表6可见，油田伴生气除流量为400X104NM3／日场合外，其他三种流量的水化物生成次数与总量均大于纯天然气的场合，单位体积天然气的水蒸气总耗量分别高1．732g/NM3、11．856g/NM3与10．875g/NM3，后两者耗于水化物的水蒸气量约为初始饱和水蒸气量的2／3左右。以上现象的产生是由于在相同温度下，水化物生成的极限压力是随天然气密度的增加而降低，油田伴生气的相对密度为0．807，而纯天然气的相对密度为0．575，因此前者的极限压力显著低于后者。流量或流速较小的场合，管线中压力下降较缓。因此油田伴生气生成水化物的次数增加，水化物总量也随之增加。对于密度较大的天然气，当流量或流速较低时，宜以较低压力输送。

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。