許 娟，楊 斯

（1. 中國(guó)石油西南管道公司昆明輸油氣分公司， 云南 昆明 650228； 2. 中國(guó)石油管道建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)理部中緬項(xiàng)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(diǎn)分析

許 娟1，楊 斯2

（1. 中國(guó)石油西南管道公司昆明輸油氣分公司， 云南 昆明 650228； 2. 中國(guó)石油管道建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)理部中緬項(xiàng)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(zhǎng)度為250 km、最大相對(duì)高差為1 654 m的管段為研究對(duì)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(chǔ)，計(jì)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(guò)沿線溫度與水合物生成溫度的對(duì)比，分析了水合物的生成情況。結(jié)果表明，受地形起伏影響，在管道的局部高點(diǎn)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(fēng)險(xiǎn)，提出了針對(duì)性的水合物防治措施。

關(guān) 鍵 詞：大落差；天然氣管道；水合物；計(jì)算

中緬天然氣管道起自緬甸西海岸馬德島，從云南省進(jìn)入中國(guó)境內(nèi)，途徑瑞麗市、保山市、大理市、楚雄市、昆明市等地［1］。管道國(guó)內(nèi)段全長(zhǎng)1 727 km，設(shè)計(jì)運(yùn)行壓力10 MPa、輸量為120×108m3/a。管道依地勢(shì)而建，在云南境內(nèi)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(qū)的相對(duì)高差甚至超過(guò)了1 000 m。

由于沿線地形復(fù)雜，管道的維搶修難度較大，因此如何準(zhǔn)確的預(yù)測(cè)大落差管段的水合物生成情況是管道日常運(yùn)行和管理過(guò)程中亟需解決的問題。在大落差地區(qū)，受重力作用，管道內(nèi)的壓力和溫度都會(huì)隨著地形的起伏而不斷變化，進(jìn)而對(duì)水合物生成情況產(chǎn)生影響［2，3］。這與平坦地區(qū)的長(zhǎng)輸天然氣管道的壓力、溫度分布情況存在顯著差異。

針對(duì)這些問題，本文以PipelineStudio和 PVTSIM軟件為基礎(chǔ)，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(fēng)險(xiǎn)地段，為大落差管道水合物生成風(fēng)險(xiǎn)的控制與評(píng)估提供了依據(jù)。

1 中緬天然氣水合物生成條件

天然氣管道內(nèi)生成水合物的必要條件是適當(dāng)?shù)膲毫蜏囟?，以及出現(xiàn)自由水。目前，在預(yù)測(cè)天然氣的水合物生成條件時(shí)，常用的方法有圖解法、經(jīng)驗(yàn)公式法、相平衡方法和統(tǒng)計(jì)熱力學(xué)方法。其中統(tǒng)計(jì)熱力學(xué)方法具有較好的理論基礎(chǔ)，對(duì)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(nèi)嵌的PR78方程和統(tǒng)計(jì)熱力學(xué)模型為基礎(chǔ)，計(jì)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(jì)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(chǔ)，擬合得到的中緬天然氣水合物生成壓力、溫度條件，通過(guò)分析其聯(lián)系得到計(jì)算關(guān)聯(lián)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(guó)內(nèi)段全長(zhǎng)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(zhǎng)度為250 km，管材采用X80鋼，管道的主要規(guī)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(duì)高差達(dá)到了1 654 m。

以PipelineStudio-3.2軟件中的TGNET模塊為基礎(chǔ)，建立了該大落差管段的仿真模型。根據(jù)氣象資料統(tǒng)計(jì)，管道埋深處在冬季的最低地溫可達(dá)15 ℃，以此設(shè)定管道沿線地溫。管壁絕對(duì)當(dāng)量粗糙度為0.016 mm，管道總傳熱系數(shù)為1.2 W/（m2·℃）。根據(jù)管道的實(shí)際運(yùn)行參數(shù)，設(shè)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(jù)管道的近期輸量和遠(yuǎn)期輸量，分別設(shè)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(chǔ)，計(jì)算五種工況下，沿線的壓力、溫度分布情況。通過(guò)降管道沿線的計(jì)算溫度與沿線壓力所對(duì)應(yīng)的水合物生成溫度進(jìn)行對(duì)比，分析水合物生成情況。計(jì)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(wàn)m3/d和3 000萬(wàn)m3的沿線壓力對(duì)應(yīng)的水合物生成溫度與管道沿線計(jì)算溫度的對(duì)比分別如圖4和圖5所示所示。

圖3～圖5表明，地形起伏對(duì)于大落差管段的溫度和壓力分布會(huì)產(chǎn)生很大的影響。在沿線的地勢(shì)低洼地段，天然氣壓力和溫度都較高；在局部高點(diǎn)處，天然氣的壓力會(huì)降低，溫度也隨之降低，這與地形平坦地區(qū)天然氣長(zhǎng)輸管道的壓力、溫度分布規(guī)律顯著不同。

當(dāng)輸量為1 000×104m3/d時(shí)，天然氣的最低溫度可達(dá)到9.3 ℃，遠(yuǎn)低于地溫值。在管道的高點(diǎn)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(fēng)險(xiǎn)。當(dāng)輸量為3 000×104m3/d時(shí)，天然氣的最低溫度可達(dá)到8.6 ℃，同樣遠(yuǎn)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(qū)都存在水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。

圖4 輸量為1 000×104 m3/d時(shí)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(shí)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(yuǎn)低于地溫值。有可能由此引發(fā)道的高點(diǎn)處水合物生成，威脅管道的安全運(yùn)行。為了防止水合物的生成，大落差天然氣管道需要嚴(yán)格控制天然氣的水露點(diǎn)。在必要的時(shí)候，可以在管道的局部高點(diǎn)處采用添加水合物抑制劑的方法。

3 結(jié) 論

（1）以PipelineStudio和PVTSIM軟件為基礎(chǔ)，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(jì)算了不同輸量下，大落差管道的沿線壓力、溫度分布。通過(guò)將沿線溫度分布與水合物生成溫度進(jìn)行對(duì)比，分析了沿線水合物生成條件。結(jié)果表明，受地形起伏影響，在管道的局部高點(diǎn)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(fēng)險(xiǎn)。

（3）大落差管道應(yīng)采用嚴(yán)格控制天然氣水露點(diǎn)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。

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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(hào)：TE 8

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1671-0460（2016）02-0364-03

收稿日期：2015-11-11

作者簡(jiǎn)介：許娟（1986-），工程師， 2009年畢業(yè)于西南石油大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，現(xiàn)主要從事天然氣管道運(yùn)行和管理方面的工作。E-mail：182361008@qq.com。