大落差天然氣管道水合物生成特點分析

許 娟，楊 斯

（1. 中國石油西南管道公司昆明輸油氣分公司， 云南 昆明 650228； 2. 中國石油管道建設項目經理部中緬項目部， 云南 昆明 650228）

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大落差天然氣管道水合物生成特點分析

許 娟1，楊 斯2

（1. 中國石油西南管道公司昆明輸油氣分公司， 云南 昆明 650228； 2. 中國石油管道建設項目經理部中緬項目部， 云南 昆明 650228）

摘 要：為了分析中緬天然氣管道大落差管道的水合物生成情況，以龍陵輸氣站至彌渡輸氣站間總長度為250 km、最大相對高差為1 654 m的管段為研究對象，以PipelineStudio和PVTSIM軟件為工具，建立了中緬天然氣管道大落差管段仿真模型。以此為基礎，計算了不同輸量下管道沿線的壓力、溫度分布及水合物生成條件。通過沿線溫度與水合物生成溫度的對比，分析了水合物的生成情況。結果表明，受地形起伏影響，在管道的局部高點處，天然氣的溫度可低于地溫7 ℃以上，使管道面臨生成水合物的風險，提出了針對性的水合物防治措施。

關 鍵 詞：大落差；天然氣管道；水合物；計算

中緬天然氣管道起自緬甸西海岸馬德島，從云南省進入中國境內，途徑瑞麗市、保山市、大理市、楚雄市、昆明市等地［1］。管道國內段全長1 727 km，設計運行壓力10 MPa、輸量為120×108m3/a。管道依地勢而建，在云南境內省，沿線高黎貢山等山脈連綿起伏，形成了很多大落差管段，管道在部分地區的相對高差甚至超過了1 000 m。

由于沿線地形復雜，管道的維搶修難度較大，因此如何準確的預測大落差管段的水合物生成情況是管道日常運行和管理過程中亟需解決的問題。在大落差地區，受重力作用，管道內的壓力和溫度都會隨著地形的起伏而不斷變化，進而對水合物生成情況產生影響［2，3］。這與平坦地區的長輸天然氣管道的壓力、溫度分布情況存在顯著差異。

針對這些問題，本文以PipelineStudio和 PVTSIM軟件為基礎，建立了中緬天然氣管道大落差管段仿真模型，分析了管道沿線的壓力、溫度分布、水合物生成條件以及沿線水合物生成的高風險地段，為大落差管道水合物生成風險的控制與評估提供了依據。

1 中緬天然氣水合物生成條件

天然氣管道內生成水合物的必要條件是適當的壓力和溫度，以及出現自由水。目前，在預測天然氣的水合物生成條件時，常用的方法有圖解法、經驗公式法、相平衡方法和統計熱力學方法。其中統計熱力學方法具有較好的理論基礎，對于含酸性和非烴類組分較少的天然氣具有較高的適用精度［4-7］。本文以Calsep PVTSIM 19.0軟件中內嵌的PR78方程和統計熱力學模型為基礎，計算了中緬天然氣的水合物生成條件。天然氣的組分及如表1所示，計算得到的天然氣水合物生成溫度、壓力曲線如圖1所示。

以圖1為基礎，擬合得到的中緬天然氣水合物生成壓力、溫度條件，通過分析其聯系得到計算關聯式為：

表1 中緬天然氣組分Table 1 Composition of natural gas

圖1 天然氣水合物生成壓力、溫度曲線Fig.1 Pressure-temperature curve for the natural gas hydrate formation

或

式中：T為水合物生成溫度，℃；P為水合物生成壓力，MPa。

2 大落差天然氣管道水合物生成情況分析

中緬天然氣管道國內段全長1 727 km，其中大落差管段主要位于龍陵輸油氣站至彌渡輸油氣站間，總長度為250 km，管材采用X80鋼，管道的主要規格為φ1 016×17.5 mm。管道沿線高程如圖2所示，在28.1～42.3 km處，管道的相對高差達到了1 654 m。

以PipelineStudio-3.2軟件中的TGNET模塊為基礎，建立了該大落差管段的仿真模型。根據氣象資料統計，管道埋深處在冬季的最低地溫可達15 ℃，以此設定管道沿線地溫。管壁絕對當量粗糙度為0.016 mm，管道總傳熱系數為1.2 W/（m2·℃）。根據管道的實際運行參數，設定龍陵站入口溫度邊界條件為20 ℃，彌渡站的出口壓力為7.0 MPa。根據管道的近期輸量和遠期輸量，分別設置龍陵站入口天然氣流量邊界條件為1 000×104、1 500×104、2 000×104、2 500×104、3 000×104m3/d。以此為基礎，計算五種工況下，沿線的壓力、溫度分布情況。通過降管道沿線的計算溫度與沿線壓力所對應的水合物生成溫度進行對比，分析水合物生成情況。計算得到的五種工況下沿線壓力分布如圖3所示。

圖2 大落差管段沿線高程Fig.2 Elevation along the pipeline

圖3 不同壓輸量下的沿線壓力分布Fig.3 Pressure distribution curves along the pipeline with different transmission amount

圖3中輸量為1 000萬m3/d和3 000萬m3的沿線壓力對應的水合物生成溫度與管道沿線計算溫度的對比分別如圖4和圖5所示所示。

圖3～圖5表明，地形起伏對于大落差管段的溫度和壓力分布會產生很大的影響。在沿線的地勢低洼地段，天然氣壓力和溫度都較高；在局部高點處，天然氣的壓力會降低，溫度也隨之降低，這與地形平坦地區天然氣長輸管道的壓力、溫度分布規律顯著不同。

當輸量為1 000×104m3/d時，天然氣的最低溫度可達到9.3 ℃，遠低于地溫值。在管道的高點處，天然氣的水合物生成溫度高于管道沿線溫度，管道中存在水合物生成風險。當輸量為3 000×104m3/d時，天然氣的最低溫度可達到8.6 ℃，同樣遠低于地溫值。由于沿線壓力升高，水合物生成溫度也隨之升高，管道中大部分地區都存在水合物生成風險。

圖4 輸量為1 000×104 m3/d時沿線溫度與水合物生成溫度分布Fig.4 The gas temperature and hydrate formation temperature along the pipeline with 1 000×104m3/d

圖5 輸量為3 000×104 m3/d時沿線溫度與水合物生成溫度分布Fig.5 The gas temperature and hydrate formation temperature along the pipeline with 3 000×104m3/d

因此，受地形起伏影響，大落差天然氣管道的沿線最低溫度可遠低于地溫值。有可能由此引發道的高點處水合物生成，威脅管道的安全運行。為了防止水合物的生成，大落差天然氣管道需要嚴格控制天然氣的水露點。在必要的時候，可以在管道的局部高點處采用添加水合物抑制劑的方法。

3 結 論

（1）以PipelineStudio和PVTSIM軟件為基礎，建立了中緬天然氣管道大落差管段仿真模型，分析了管道沿線的壓力、溫度分布、水合物生成條件。

（2）計算了不同輸量下，大落差管道的沿線壓力、溫度分布。通過將沿線溫度分布與水合物生成溫度進行對比，分析了沿線水合物生成條件。結果表明，受地形起伏影響，在管道的局部高點處，天然氣的溫度可低于地溫7 ℃以上，并存在較大的水合物形成風險。

（3）大落差管道應采用嚴格控制天然氣水露點溫度、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。

參考文獻：

［1］周子棟， 夏政， 徐娜，等. 中緬天然氣管道清管試壓關鍵技術［J］. 油氣儲運，2014， 32（3）：11-14.

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［3］潘一， 楊雙春. 天然氣水合物研究進展［J］. 當代化工， 2012， 41 （4） ：401-404

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［5］狄永軍， 郭正府， 李凱明. 天然氣水合物成因探討［J］.地球科學進展，2003， 18（1）：138-143.

［6］甘華陽， 王家生. 天然氣水合物潛在的災害和環境效應［J］.地質災害與環境保護， 2004， 15（4）：5-8.

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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

中圖分類號：TE 8

文獻標識碼：A

文章編號：1671-0460（2016）02-0364-03

收稿日期：2015-11-11

作者簡介：許娟（1986-），工程師， 2009年畢業于西南石油大學應用化學專業，現主要從事天然氣管道運行和管理方面的工作。E-mail：182361008@qq.com。