硕士论文-天然气管道水合物的预测和防治研究.doc

摘 要一些情况下，输气干线或输气站某些管段（弯头）阀门、节流装置等设施处可能形成水合物，这不仅会影响天然气流量计量的准确性（如果水合物在节流孔板处形成），且有可能因为严重堵塞而导致压力升高，造成设备破坏和人员伤害事故，给管道公司带来经济和商誉损失，影响工业生产和人民的生活用气。同时，由于天然气长输管道所经地区的自然环境一般比较脆弱，环境一旦遭受破坏恢复困难。因此，一旦管道因为冰堵而引起管道泄漏、停输或减输，必将造成严重的经济损失和恶劣的社会影响。加强管道自身运行安全的监测，特别是强化管道水合物或冰堵的形成、发展及其危害的监测，更是一项至关重要的工作。论文通过调查分析国内外管道冰堵解堵技术的研究状况，结合我国天然气管道的实际情况，研究了我国天然气管道冰堵的解堵技术方法。论文完成的主要研究工作如下： （1）调研和分析了国内外天然气管道水合物的预防和解堵措施（2）分析了形成水合物的主要影响因素根据形成水合物必不可少的几个条件出发，从压力、温度、含水量以及地形条件入手分析形成水合物的可能性，分别从影响因素和受力角度进行剖析水合物形成的可能性，其中影响因素包含着流体自身的性质(比如流体的密度、粘度、温度、压力、流量、流速)、环境因素(比如管路倾角、环境温度和管道的管径及其粗糙度和传热系数等)以及流型。这些因素并不孤立的对管道产生影响，导致水合物形成，因此需要通过分析其相间相互作用关系来深入研究。（3）天然气水合物对输气站场及管线的影响包括天然气水合物对站场设备的危害，形成的主要原因，形成的具体位置，并罗列出各防治措施及其技术要求；预测模型的建立，假设条件及边界条件的设定。（4）软件开发及结果预测通过对水合物的定性分析和预测模型的假设，编制出水合物预测软件，预测川气东送管道水合物形成的可能性，并通过对措施经济性与实用性的比较，提出可行性建议。关键词：水合物；冰堵；预测；天然气管道；站场AbctractIn some cases, hydrates may be formed in elbow and valves of pipe, throttling device and other facilities in trunkline or gas station. If the hydrates are formed in orifice plates, the measurement accuracy of natural gas flow will be affected. And in the condition of congestion in pipeline the pressure will increase much high, resulting in equipment damage and personal injury accidents and causing economic loss for gas company. Meantime, due to the fragility of environment along the gas pipeline, it is very difficult to restore the destroyed environment if accident occur on pipeline. therefore, once the leakage, shutdown of cutting throughput are caused by ice block, the economic loss and bad influence in society will be very serious and great. Strengthen the monitoring of safe operation of gas pipeline itself, especially the monitoring of the formation, development and hazard is a critical work. In this paper, by investigation domestic and international pipeline hydrate block solution technologies, combining the actual situation of Chinas natural gas pipeline, domestic solution technologies of pipeline hydrate block is analyzed. The main studying works in this paper are as follows:Prevention and anti-block measurements for gas pipelines in domestic and international are analyzed. The main factors of formation of hydrates are analyzed. The possibility of hydrate formation is analyzed based on formation condition including pressure, temperature, moisture content and terrain condition respectively and on influencing factors including fluid property, environmental factors and flow type. The fluid property are mainly pressure, temperature, density, visc osity, flow rate and flow, and the environmental factors includes pipe diameter, roughness, heat transfer coefficient, the pipe inclination and ambient temperature. The hydrate formation is influenced in the combination of all above factors, which need the in-depth study. The impact of gas hydrate gas station and pipeline.The content of this part includes gas hydrates hazards for station equipment, the main reason of hydrate formation, specific location of formation. The prevent and resolution measurements are listed, and the prediction model for gas hydrates is built based on assumptions and boundary conditions.Software development and result prediction.Gas hydrate prediction software is developed based on qualitative analysis of hydrate and assumption for model. The possibility of gas hydrate in the east gas transmission pipeline is predicted. Practical suggestions are proposed by comparison of economy and practicability of measurements.Key words: Hydrate, Ice block, Forecasts, Gas pipes, Gas station目 录第1章 绪论1 1.1 研究背景及意义1 1.2 国内外研究现状1 1.2.1 国外相关技术现状2 1.2.2 国内相关技术现状3 1.3 研究内容3 1.3.1 研究目标3 1.3.2 研究内容3 1.4 技术路线4第2章 形成水合物的影响因素6 2.1 引言6 2.2 天然气水合物介绍6 2.2.1 水合物的结构6 2.2.2 水合物形成的条件及机理7 2.3 天然气管道水合物形成影响因素分析8 2.3.1 温度、压力8 2.3.2 天然气含水量对水合物形成的影响9 2.3.3 起伏地形对流体性质的影响10 2.3.4 起伏地形对流体-管道力学作用的影响13第3章 天然气管道站场水合物形成预测分析14 3.1 引言14 3.2 站场水合物对输气场站设备危害分析14 3.2.1 调压装置的影响14 3.2.2 关键设备控制失灵14 3.2.3 冻裂设备14 3.3 站场水合物形成原因及位置分析15 3.4 站场水合物形成条件预测方法15 3.4.1 查图表法15 3.4.2 模型预测法16第4章 天然气管道线路水合物形成研究17 4.1 天然气水合物对干线输气管道的影响17 4.1.1 产生冰堵17 4.1.2 腐蚀管线17 4.2 输气管道水合物处理步骤17 4.3 天然气水合物临界生成温度预测模型18 4.3.1 预测模型遵循的原则18 4.3.2 预测模型建立过程18 4.3.3 压力分布计算25 4.3.4 输气管道热力计算28 4.3.5 管线水合物预测模型假设条件29 4.3.6 天然气管道水合物预测分析步骤29第5章 天然气水合物防治方法研究30 5.1 防治方法概述30 5.2 管道站场水合物形成的防治措施30 5.2.1 调压节流30 5.2.2 注醇31 5.2.3 加热34 5.3 管道线路水合物处理和防范措施38 5.3.1 对水合物的监测38 5.3.2 利用加热方法预防水合物形成38 5.3.3 降压法39 5.3.4 清管39 5.3.5 通过注醇41 5.4 水合物防治方法的选择43 5.4.1 适用性分析43 5.4.2 经济性分析44第6章 水合物预测软件开发48 6.1 引言48 6.2 开发环境及配置需求48 6.3 软件设计49 6.3.1 总体设计49 6.3.2 计算方法49 6.4 软件应用及功能51 6.4.1 软件安装51 6.4.2 软件运行51 6.4.3 用户界面概述52 6.4.4 用户操作53 6.4.5 计算结果和结果输出55 6.5 精度分析55 6.6 软件特点57第7章 水合物预测及防治技术在川气东送天然气管道上的应用58 7.1 川气东送管道概况58 7.2 站场水合物形成条件预测分析60 7.2.1 金坛站基本情况分析60 7.2.2 设计输量下水合物的预测分析结果65 7.2.3 运行输量下水合物的预测分析结果66 7.3 管道线路水合物形成预测分析69 7.3.1 管线实际运行条件下水合物预测分析69 7.3.2 管线历年最低温度条件下水合物预测分析81 7.4 川气东送管道水合物防治方法及实施94 7.4.1 改变站场工艺94 7.4.2 注醇97 7.4.3 加热97 7.4.4 清管98 7.4.5 注醇和加热经济性对比分析98第8章 结论与建议103 8.1 结论103 8.2 建议103致 谢104参考文献105攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果108 III西南石油大学硕士研究生学位论文第1章 绪论1.1 研究背景及意义随着西气东输、西部原油成品油管道等重点工程建成投产，截止2010年底，我国已经建成的油气管道总长度约8.5104km，其中包括4.5104km天然气管道，2.2104km原油管道和1.8104km的成品油管道，形成了横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、连通海外的油气管网格局1。而在中共中央“十二五”期间，我国将加快西北、东北、西南和海上进口油气战略通道建设。重点建设项目包括中哈（原油管道二期）、中缅（油气管道境内段）、中亚(天然气管道二期)，以及西气东输三线、四线工程。中共中央“十二五”期间，全国将会有4.5104km天然气管道、0.9104km原油管道、2104km成品油管道陆续建成，到2015年我国油气管道总长度将达到1.5105km左右2。这样，作为油气输送尤其是天然气输送主要方式的长距离管道，其安全运营不仅关系管道公司的声誉和经济效益，也与国民经济的发展、国计民生、社会稳定的联系越来越紧密3。由于天然气长输管道所经地区的自然环境一般比较脆弱，环境一旦遭受破坏恢复困难4；天然气是重要的能源，管道停输会给管道公司带来经济损失，给社会生产和人民的生活带来巨大的不便；一旦输气干线或输气站某些管段（弯头）阀门、节流装置等设施处形成水合物，不仅可能会影响天然气流量计量的准确性（如果水合物在节流孔板处形成），且有可能因为严重堵塞而导致压力升高，造成设备破坏和人员伤害事故，影响用户的正常用气5。因此，一旦管道因为冰堵而引起管道泄漏、停输或减输，必将造成严重的经济损失和恶劣的社会影响。加强管道自身运行安全的监测，特别是强化管道水合物或冰堵的形成、发展及其危害的监测，更是至关重要 6。本论文是结合川气东送管道特点进行的研发和应用，不仅可预测天然气管道冰堵条件，而且可对天然气管道投产和试运行方案提供科学的参考和依据，提高管道运营的安全性和经济性。同时，该研究成果可适用于我国所有的天然气长输管道，具有很好的产业化前景和市场推广潜力，成果的应用可很到地保护管道的安全，保证沿线天然气供应的稳定，保证沿线社会的稳定和促进国民经济的快速发展，对国家环境保护也着有重要意义，具有很好的社会效益。1.2 国内外研究现状自1810年，历史上就开始有关于气体水合物的研究，最早是一位来自英国的化学家名叫Davy偶然发现的，这种氯气水合物是在摄氏零度以上的水中加入氯气使得水变成了固体而得到的。其研究历程大致可以分为如下3个阶段：18101934年为第一阶段，此阶段为纯粹的实验室研究；19341993年是第二阶段，此阶段为水合物快速发展期，研究目标主要是确定水合物的热力学生成条件和抑制方法，这一阶段的主要特点是工业界的介入，水合物研究具有应用目标，即防治油气输送管线中的水合物堵塞；1993年至今是第三阶段，以第一届国际水合物会议为标志，为水合物研究全面发展和研究格局基本形成阶段7。1.2.1 国外相关技术现状l 国外现有的常用防治天然气生成水合物方法1升温8,9通过维持原来的压力状态采用加热的方式直接提高天然气流动温度的方法既可以用于防止水合物生成，也可以用来排除已生成的水合物。常在配气站采用，因为需要经常较大幅度的降低天然气的压力，由于节流效应会使温度降得很低，从而使节流阀、孔板等发生冻结。但不适用于干线输气管道中，主要原因低因为消耗能量大，而如前所述，冷却气体是增加输气管道道流量的一个有效方法，特别是对于压缩机站数较多的干线输气管道。2降压10在维持原来的温度状态下，通过降低天然气压力而使水合物温度曲线下降来防止水合物生成。此法主要通过放空管放空来排除已经形成的水合物，降压后必须经过一段时间(从几秒钟到几个小时)，以分解水合物。要注意，当用放空降压来分解输气管道中形成的水合物时，必须在环境温度高于0以上的条件下进行。否则，水合物分解了，但又立即转化为冰塞。如干线输气管道中天然气的最低温度接近于零度，在此温度下，生成水合物的平衡压力约为1.5MPa。而一般的输气压力大于5MPa，因此，用降压来防止干线输气管道中天然气生成水合物并不是很有效11,12,18,40,75。3清管和干燥管道投产前进行清管和干燥工作，主要是为保证管道安全运行，而已运行的管道可以通过选择合适的设备和方法，根据运行参数和沿线气质确定清管周期进行多次清管操作，以保证清管质量 13。4添加抑制剂添加抑制剂主要是降解已经形成的水合物，包括热力学抑制剂和动力学抑制剂两种，注入时要根据流动过程和对积水点的溶入作用分段注入14-17。5增加流体的盐度增加管线中流体盐度可影响压力边界条件，抑制水合物生成。有关实验表明，在低温条件下，单一地增加流体的盐度和加入抑制剂不能有效地控制输气管线中水合物的生成，增加流体的盐度和加入阻碍剂的联合应用，可以更为有效地抑制水合物的形成18-24。为了更有效的防治水合物生成，针对不同的管线，根据输气环境和气候条件的差异因地制宜或将几种措施结合起来运用。1.2.2 国内相关技术现状目前，我国油气管道建设进入了一个新的发展时期。随着各天然气管道的纷纷投产和试运行，管道水合物造成的堵塞问题也就日益突出。西南油气田分公司天然气管道、塔里木油田管道、陕京天然气管道、西气东输管道均发生过不同程度的冰堵，造成了较恶劣的影响。因此，对天然气水合物的研究国内外开始较早，但直到近年来，才对天然气水合物冻堵问题日益重视，并进行了一些研究25,26。目前，从天然气水合物的形成机理着手，建立了一些水合物形成的条件预测模型，也对水合物形成的位置进行了少量的研究，并提出了一些切实可行的治理水合物的解堵方法，如加热、注醇、改变工艺等。但总的来讲，目前，国内对于天然气管道水合物的解堵技术研究还较少，深度也不够，其方法的经济性考虑较少，因此由运营工况与设计工况差异而导致的冰堵情况还屡有发生。本项目针对天然气管道，结合川气东送管道的实际情况，从气质、工况、设备及工艺等方面综合分析了管道水合物形成的机理和防治方法，并进行了决策优化方法研究，可以在一定程度上弥补该技术的某些方面的空白。1.3 研究内容1.3.1 研究目标论文通过调查分析国内外管道水合物形成情况，结合我国天然气管道的实情，研究了我国天然气管道水合物的防治方法。本论文是结合川气东送管道特点进行的研究和应用，不仅可预测天然气管道水合物形成条件，而且可提高管道运营的安全性和经济性，保证沿线天然气供应的稳定，促进国民经济快速发展，保护国家环境。1.3.2 研究内容天然气管道是一个复杂系统，由线路和各类附属站场组成，论文的研究对象只针对天然气管道线路（直管段）和具有调压功能典型输气站场（不包括压缩机站等）。主要内容有：（1）调研和分析了国内外天然气管道水合物的预防和解堵措施（2）分析了形成水合物的主要影响因素根据形成水合物必不可少的几个条件出发，从压力、温度、含水量以及地形条件入手分析形成水合物的可能性，分别从影响因素和受力角度进行剖析水合物形成的可能性，其中影响因素包含着流体自身的性质(包括流体的压力、温度、密度、粘度、流速、流量)、环境因素(包括管道的管径、粗糙度、传热系数、管路倾角以及环境温度)以及两相之间作用的方式(即流型)。而这些因素之间并不是孤立的对管道压差乃至水合物形成产生影响，需要通过分析它们之间互相作用的关系以来深入研究。（3）天然气水合物对输气站场及管线的影响概括了天然气水合物对站场设备的危害，形成的主要原因，形成的具体位置，并罗列了各防治措施及其技术要求；预测模型的建立，假设条件及边界条件的设定；（4）软件开发及结果预测通过对水合物的定性分析和预测模型的假设，编制出简单又适用于川气东送管道水合物预测的软件模型，对软件的安装、运行及特点进行了详细阐述，并利用软件预测出川气东送管道水合物形成的可能性，并通过对措施经济性与实用性的比较，提出可行性建议。1.4 技术路线本论文采用现场调查、实验分析、理论分析、数值计算和实际应用相结合的方法进行研究，具体技术路线如下：1对天然气管道水合物包括冰堵解堵技术进行调研分析，比较、归纳和综合相关领域研究成果，为论文研究提供科学依据。2根据水合物的结构及形成机理，从温度、压力、地形条件等方面综合分析水合物及冰堵形成的影响因素。3在分析天然气管道水合物对管道线路及站场运营的危害基础上，从气质、工况、设备及工艺等方面，提出管道水合物的防治技术及适应性。4从动力学和热力学的角度，分析天然气管道水合物形成条件，并编制软件对一定条件下水合物及冰堵形成位置及区域预测进行理论研究。5利用软件对川气东送管道进行预测，对不同预测结果提出防治措施，并分析其经济合理性，以达到用最经济的方法解决管道水合物防治难题，提高管道运营安全的目的。综合上述，本项目的技术路线见如框图所示（见图1-1）。图1-1 技术路线框图第2章 形成水合物的影响因素2.1 引言温度不同，压力不同，天然气的饱和含水量就不同，根据参考文献15中的表1可知，压力越高，温度越低，天然气中的饱和含水量就越少；而压力越低，温度越高，天然气中的饱和含水量就越多。管道输送的天然气是经过处理的干气，在压力为 4.5 MPa，温度为-13时，天然气标准饱和含水量在0.052 g/m3以下，仅在温度低于-20时，才达到实际饱和含水量，因而在管道运行中天然气不易析出游离水。经分析发现，输气管道内游离水的含量与管道所处的地形、地貌及清管次数密切相关。天然气长输管道中液态水和水蒸气是造成管道内部腐蚀的主要原因，同时也是形成天然气水合物的必要条件，水合物在输气干线和集气站某些管段（如弯头、阀门、节流装置等）形成后，天然气的流通面积减少，形成局部堵塞，其上游的压力增加，流量减少，下游的压力降低，因而影响了平稳的为用户供气27。同时，水合物若在孔板处形成，会影响计量，以至于使上游天然气压力上升较大，引起事故的发生，造成人员伤害及设备损失，应及时排除28。2.2 天然气水合物介绍2.2.1 水合物的结构天然气水合物外观为结晶笼状固体，是在一定温度和压力条件下，由甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷及N2、CO2、H2S等分子与游离水结合而成。其中水分子(主体分子)借助氢键形成主体结晶网络，晶格中的孔穴充满轻烃或非轻烃分子(客体分子)，主体分子和客体分子之间依靠范德华力形成稳定性不同的水合物，气体分子和水分子之间没有化学计量关系，其稳定性和结构与客体分子的大小、种类及外界条件等因素有关。天然气水合物有两种分类方法：一按产出环境或温度压力机制，天然气水合物可以分为海底和极地两种天然气水合物类型。这两种产出环境代表两种截然不同的压力温度机制。通常把在海洋过渡带、边缘海和内陆海等世界海底蕴藏的天然气水合物都称为海底天然气水合物。在海洋中，甲烷天然气水合物是储量最丰富的一种类型，常出现在深海中或极地大陆上。1m3完全饱和的甲烷天然气水合物包含164m3的甲烷和0.87m3的水。极地天然气水合物是在较低的压力和温度下形成的，蕴藏的深度相对比较浅。极地天然气水合物可作为水-冰混合物出现在陆地的永久冻土带或大陆架的永久冻土带，在永久冻土带之下的油气田中也可能出现。由于极地天然气水合物的分布在很大程度上受地域的限制，因此其总量少于海底天然气水合物。 二按结构类型分，天然气水合物的结构一般可分为I型、II型和H型三种，见图2-1。从晶体化学和结构化学观察，天然气水合物是天然气和水结合形成的笼形结构物。其中，水分子依靠氢键形成主体结晶网络，网络中的空穴内充满着天然气小分子。石油天然气工业中的天然气水合物结构一般为I型和II型29,42,78。图2-1 天然气水合物的三种结构I型天然气水合物为立方晶体结构，水分子形成的网络空穴中能容纳CH4、C2H6、N2、CO2、H2S、O2等小气体分子。这种水合物中甲烷普遍存在的形式是构成CH4 nH2O的几何格架，水合物的每个单元晶胞由96个水分子组成，包含2个正五边形十二面体结构，近似球形的小空腔和6个变形扁平的十四面体结构，近似椭圆体的大空腔，在自然界分布最为广泛。II型天然气水合物为菱型晶体结构，其网络空穴不仅可以容纳CH4、C2H6、N2、CO2、H2S、O2等小气体分子，还可以容纳C3H8、iso-C4H10等体积稍大的烃类分子。每个单元晶胞由136个水分子组成，包括16个正五边形十二面体，与I型相同的小空腔和8个十六面体，近似球形的大空腔。有4个六边形和12个五边形组成了笼形空间构架。结构H型，属于金刚石晶体立方结构，可由含分子大于乙烷小于戊烷的烃形成。结构H型，属于六面体结构(取英文字母H代表)，可由挥发油和汽油等大分子形成。其大空腔可以容纳比iso-C4H10还要大的气体分子。H型天然气水合物的单元晶胞有34个水分子组成。每个单元晶胞含有6个空腔，分为3种形式：小空腔与I型、II型相同，为正五边形十二面体。中空腔是由3个正四边形、6个正五边形和3个正六边形构成的多面体。大空腔则由12个正五边形和8个正六边形组成的。结构H型气水合物早期仅存在于实验室，1993年才在墨西哥湾大陆斜坡发现其天然产物。H型和H型水合物比I型水合物更稳定。除墨西哥外，在格林大峡谷地区也发现了I、II、H型三种气水合物共存的现象。2.2.2 水合物形成的条件及机理天然气水合物的生成主要需要以下三个条件30-34,44,70,89。(1) 压力，只有当系统中气体的压力大于它的水合物分解压力时，饱和水蒸汽的气体才能自发生成水合物；(2) 温度，天然气形成水合物有一个临界温度，只有当系统中的温度小于这个临界温度时才有可能形成水合物；(3) 水分，天然气中含有足够的水分以形成空穴结构。此外，根据现场的实际经验，气体压力波动，气体流动方向突变而产生的涡流，酸性气体的存在，微小水合物晶核的诱导等因素对水合物的形成也具有一定的影响。导致集输管线中形成水合物除了上述的温度、压力和含水量等三个主要因素外，还与油井的产量，管线的长度，油管直径，油管中气流的温度、压力的变化以及管线埋藏处地温等有关。首先，从热力学方面分析 35：A先决条件是管道中含有形成水合物水分和小分子烃类，H20，CO2等；B温度压力条件符合形成稳定水合物的要求；C气流中存在形成水合物的结晶中心。不同组成的天然气其相对密度也不同36。相对密度愈高的天然气愈容易形成水合物，而且研究表明：重质烃的很少含量就会使水合形成需要的压力大幅度降低。其次，从管道工况条件看：管道工况主要指的是管道中气体的温度和压力条件。较低的温度和较高的压力是形成稳定水合物的重要热力学条件37,38。密度相同的天然气，压力愈高则形成水合物的温度也愈高，但值得注意的是每种气体均有形成水合物的临界温度，高于此温度，无论压力多高也不会形成水合物。另一方面，压力对临界温度也有影响。如甲烷，在天然气输送的常见压力下，临界温度为21.5 C，压力在33 76 MPa范围内，临界温度则上升至28.8。第三：节流效应天然气在管道中经过突然缩小的断面(如管道的变径管、针形阀、孔板、过滤器等)，产生强烈的涡流，使压力下降这种现象称为节流39。节流时压力降低会使温度下降，则气体中的水蒸气会凝析出并使气体与水的混合物达到水合形成的必要条件。第四：输送流速国外研究表明：对容易形成水合物的天然气在输送时应采用较高的流速，一般应高于3 m/s，因为高流速可以维持高的输气温度，也可加强气体扰动以抑制水合物的形成和聚集40。2.3 天然气管道水合物形成影响因素分析2.3.1 温度、压力系统的压力越高，温度越低，越容易生成水合物。温度低时，水便容易形成亚稳态的晶格框架；而压力越高则越容易使气体分子进入晶格空腔中41。值得注意的是：天然气生成水合物有一个临界温度，若超过这个温度，不论压力多大，也不会生成气体水合物。表 2-1列出了各种天然气组分生成水合物的临界温度。表2-1 天然气组分生成水合物的临界温度名称CH4C2H6C3H6i-C3H10n-C4H10CO2H2S温度21.514.55.52.51.010.029.0其中，形成水合物的关键是有自由水存在。当天然气输入管道后，由于输气管道内温度高于水汽露点温度，天然气未被饱和，没有自由水析出，也就不会形成水合物。随着管道内压力、温度不断变化，天然气温度可能逐渐降到天然气水露点温度，形成饱和气体，开始有水析出，并且在一定压力、温度下可能形成水合物。水合物一旦形成后，就会减少管道的流通面积，产生节流，加速水合物的进一步形成。由于节流产生的温降使温度降低，水合物还可能导致管道堵塞，管道运营带来损失42。2.3.2 天然气含水量对水合物形成的影响温度、压力和气体的组成不同，水汽的含量不同。压力不变，温度愈高，单位体积内的水汽含量就愈多；温度不变，压力升高，水汽减少；气体的分子质量愈高，水汽含量会减少；含有二氧化碳和硫化氢时，水汽含量增多；含有氮气时，水汽含量减少；含水天然气的特征常用露点来表示43。1天然气含水量的变化44随着压力温度变化，天然气在管道中流动时饱和含水量也发生着变化。如图2-2 所示，曲线p、T为天然气沿管道压力温度分布曲线，曲线abcd为对应输气管道的压力温度下的饱和含水量曲线。在输气管的前半部（ac段），压力下降不大， 而温度急剧下降，饱和含水量也随之下降，在输气管的后半部（cd段），温度下降平缓，接近于周围介质温度，而压力则急剧下降，对应的饱和含水量逐步上升，c点的饱和含水量最小。图2-2 输气管道含水量变化原理天然气输入管道后，由于温度高于露点，气体未被水蒸气饱和，含水量相当于h点，气体向前流动含水量并不改变，由于温度下降，至b点而饱和，从b点至c点含水量逐步减小，沿途有水析出，但bc段一直饱和，气体的水蒸气分压等于该温度下水的饱和蒸气压，bc段的气体露点也就是该段输气管的温度， 由于水的析出，c点以后含水量不可能再增大，直至e点始终保持最小的含水量，从饱和变至不饱和，水蒸气分压逐步变低，气体的露点则愈低于输气管温度。在水合物析出的管段，水合物会聚集，或在适当的温度和压力条件下结冰，缩小管道的输气管道的截面积，形成节流效应，压力和温度进一步降低，进一步恶化水合物冰堵情况。2游离水对天然气水露点的影响一般新投产运营的管道都会有一定的游离水存在，这给天然气形成水合物提供了一个良好的条件，一般游离水存在于管道低洼处和复杂管段。在输气管段初始端到有游离水的低洼处这一管段，随首压力和温度的降低，天然气中的饱和含水量也随之下降，由于在起始段，天然气经过脱水，水含量一般较低，露点也低于天然气温度，当天然气到达游离水存在的管段，一方面，在合适的压力和温度条件下会形成天然气水合物，严重时堵塞管道；另一方面，未达到饱和的天然气会吸收水蒸气，增大含水量，同时露点值陡增，如果水露点高于天然气温度又会有水份析出，尤其是在温度骤然降低（如调压节流）时，就会有大量的水分析出，甚至造成严重的冰堵。2.3.3 起伏地形对流体性质的影响由于地形起伏会造成部分管道有较大的高差。由于管道高差的存在，管道压力会发生较大变化，天然气扰动也会加大，扰动主要是影响水合物成核速率45。当扰动强度增加，气体和水就可获得较大的接触面积，而较大的接触面积可以使气相进入液相的速度加快， 因此， 在一定时间内水中有了较高浓度的气体， 水合物成核就较快。同时，在低洼处很容易聚集大量的游离水，这些因素都会加大天然气形成水合物的概率。因此，高低起伏的复杂地形也是影响水合物形成的非常重要的影响因素46。首先对影响因素归类，按照性质分，影响可以分为流体自身的性质(比如流体的密度、温度、粘度、压力、流量、流速等)、环境因素(比如管路倾角、环境温度和管道的管径及其粗糙度和传热系数等)以及流型47-49。而这些因素之间并不是孤立的对管道压差乃至水合物形成产生影响，但同时都会对持液率产生影响，因此只需要通过分析它们之间互相作用的关系以及对气体持液带来的影响来深入研究持液机理，从而得出起伏地形对水合物的影响即可。(1) 粘度：流体粘度越大，越不易发生位移，持液率越大。(2) 密度：密度大，动能大，对液体做功能力就大，携液能力就越强，就会携带更多的液体向前流动。(3) 速度：流体的速度是影响持液率的关键50。气体速度越大，流体在流动时，两相之间会产生碰撞摩擦剪切之类的作用，从而产生能量和质量的传递，所以气体就越具有较强的持液能力。并且滑脱比也是考察气体持液能力的一个方面。在两相流量一定的情况下，如果滑脱比比较小，就意味着液体与气体的流动速度越接近，说明气体的持液能力强，反之，如果滑脱比比较大，就会有较少的液体被携带。(4) 流量：流体的流量也是影响持液率的重要因素。在滑脱比一定的情况下，如果气液比大，含的气体越多，气体的动能就越大，冲击携带作用就会强，所以持液率就会变小。而对于小液量情况，由于液体质量少，气体相对液体而言，具有很大的动能，可以给液体很大的冲量，所以比较大液量而言，气体会携带较多的液体前进。根据气体状态方程，管道的压降和温降对十气体的密度而言，他们的变化趋势呈相互抵消之势，所以这时候管道沿程的持液量不一定会增大51。(5) 温度：温度主要通过影响物性和气液相间相变传质，进而影响流量变化。(6) 压力：和温度一样，通过影响物性和相间传质进而影响流速和流量变化52,53。如果压力发生变化，根据气体状态方程，流体的密度也会受到影响。所以流体就会发生膨胀或收缩，流体的体积流量就会增大或减小，如果界面含液率不变，单相流体的过流面积就不变，流体的流速就会增大，两相之间会产生碰撞摩擦剪切之类的作用会增大，气体就会携带更多液体向前，截面持液率就会下降，液体的过流面积减小，这样直至两相重新达到新的平衡。(7) 管径：如果流速不变，管径发生变化，会造成流体的过流面积发生变化，流体的体积流量就会变大，因为流体的质量流量不变，所以流体的密度会减小，这样流体的动能就会减小，尤其以气体最严重。这时候两相之间摩擦剪切碰撞之类的作用就减弱，持液率就会增大，这时候又会势必增大液体的过流面积，这样最终直至两相重新达到流动平衡。(8) 倾角：重力和浮力做功，导致倾角变化，影响到动能，从而影响到持液率。此外，倾角也会影响到流型，从而影响持液率。(9) 管路粗糙度：如果管路粗糙度发生变化，就会影响管路的摩擦剪切力，会导致剪切力做功发生变化，同样影响动能和速度。(10) 流型：流型不同，气液之间作用的形式就不同54。所谓流型，就是流动形式，气液两相流动中两相介质的几何分布状况，或称为两相流动机构。可以采用观察法、高速摄影法、射线衰减法等方法来识别，流型不同，两相流体的流体力学特性和传热特性也不相同，目前，对气液两相流动流型的划分有以下两大类55。第一类划分方法：它是根据气液两相介质分布的外形划分的，以Alves流型划分法为代表，将气液两相水平或微倾斜管路的流型划分为以下七种：(1) 气泡流，此时气体流量很小，气体以气泡的形式在管道中与液体一同等速流动。(2) 气团流，随着气量增大，形成较大的气团，在管路上部同液体交替流动。(3) 分层流，气量在增加，气团再增加形成连续相，气液相间有较光滑的界面。(4) 波状流，气量进一步增大，气体流速提高，在气液界面上出现波浪。(5) 冲击流，又称段塞流。气体流速更大时，波浪加剧，波峰高达管顶时形成液塞，阻碍高速气体的通过，进而又被气体吹散并带走一部分液体。(6) 环状流，气体的量和流速继续提高，要求更大的断面积供其通过。起初，气体将液体的断面压缩成新月形。随着气体流速的继续增大，液体断面进一步变薄，并目且沿管壁形成环状截面，此时气体携带着液滴以较高的速度在环状液流的中央通过。(7) 雾状流，当气体流速更大时，环状液层被气体吹散，以液雾的形式随高速气流向前流动。第二类划分方法：是按照流动的数学模型划分的，以便于进行数学处理。(1) 弥散流，包括气泡流和雾状流，在这种流型下，气体或液体以气泡或液滴的形式均匀地分散于另一相中。(2) 分离流，包括分层流、波状流和环状流，在流动中气液两相均为连续相，相互之间没有掺混作用。(3) 间歇流，包括气团流和段塞流，其特征是气液两相间歇流动，对于整条管路来讲气相和液相都不是连续相。分离流主要是摩擦作用，间歇流主要是冲击作用和摩擦作用，弥散流主要是夹带作用。可以从作用的气强度上分析气体的持液能力56。其中，液相的流速可以认为是相同的，所以夹带作用的强度最大，弥散流类似于均相流，而均相流模型假定各相流体具有相同的流动速度。此时，气液混合物可看作气、液相间无滑脱的均匀混合物。均相流的假设条件为：气、液相速度相等；气液两相介质已经达到热力学平衡状态；气、液相间无相互作用。根据均相流模型的假设条件，得到均相流基本流动方程57：连续性方程： (2-1)动量方程： = (2-2)能量方程：= (2-3)式中 x-表示气液两相流体流动方向；t-时间；-持液率；,-气、液相密度，kg/m3；，-气、液相单位长度剪切力，N/m；P-气液相界面压力，Pa； ,-气、液相单位质量的内能，J；Q-流体与环境的热量交换，J； -管道倾角，弧度。因此，弥散流的气体持液能力最强。其次为间歇流，因为由于存在液塞，气体有时会冲击液体向前流动，使液体流速加快，所以导致持液率降低。最后为分离流，因为气体与液体之间只通过界面上的摩擦剪切力发生作用，而且液体与管壁之间存在较大的粘滞力，所以气体持液能力小，持液率比较大。2.3.4 起伏地形对流体-管道力学作用的影响将流体-管壁作为研究对象进行受力分析，主要有压力、气体对液体的作用力(包括摩擦剪切、冲击以及火带作用)，液体与管壁之间的摩擦力，还有由于倾角作用而受到的重力作用。这些力按照方向分为动力（与管流方向相同）与阻力（与管流方向相反）。当动力阻力时，部分液体加速运动，被气体携带向前，持液率会下降，但是如果动力阻力，速度减小，液体积聚象，持液率增加58。一般而言，气体对液体的摩擦、冲击和火带作用属于动力，而被携带液体与其他部分液体或管壁的摩擦属于阻力。上倾管路，倾角不为零，重力作用是管道倾角的作用体现。重力作用使得液体回流，浮力作用使得气体向上加速运动，增大了滑脱比，较多液体滞后于气体，气体的持液能力下降。即便是气体速度增大带来的相间作用力增大，也较重力作用弱。下倾管路，重力作用使得液体沿着流动方向有加速的趋势，而气体受浮力作用，有沿着管线向上流动的加速度，所以滑脱比减小，气体持液能力增强，虽然气体流速的下降减弱了相间作用力，但重力对液体的加速作用要大得多59。第3章 天然气管道站场水合物形成预测分析3.1 引言天然气分输站场一般担负着分离、清管、节流、降压等功能。通常情况下，水合物形成的主要部位包括：（1）管道的弯头、孔板、阀门、粗糙的管壁等；（2）高压容器的放空阀和安全阀等阀门；（3）清管球发射筒和接收筒内；（4）冬季所有仪表系统的取压管线（天然气系统）。3.2 站场水合物对输气场站设备危害分析3.2.1 调压装置的影响由于天然气的的节流效应，天然气气流在节流处会产生急剧的温降，节流压降越大，温降就越大60。而这时如果气体或管线中有水，在冬天就非常容易形成水合物，从而导致冰堵现象的发生，影响正常输气生产和在运管线安全，严重的可导致停输事件发生。这一类的冰堵经常发生的部位为调压装置上或者调压装置后。调压装置在正常分输时，主要用来调节压力和输气量，起节流作用的，特别是一些节流大的场站，如分输站进站的压力较高而下游用户要求的压力过低，从而加大了压降，如果在冬季运行，因为气温较低，就非常容易发生冰堵现象，具体表现在调压装置上，经常有下面一些现象发生：阀门卡住不动作、指挥器失灵、阀门内部膜片或其它部件损坏。这些故障都意味着调压装置丧失调压功能，无法正常对下游用户进行分输。3.2.2 关键设备控制失灵由于水合物的存在，会导致控制系统全部或部分失灵。如由于水合物的存在，加上环境温度过低，导致气液联动阀电子控制单元引压管堵塞，从而不能正确的反映管线压力变化有的甚至导致阀门的误关断。天然气中的水合物造成安全泄放阀气源管路堵塞，导致两边压差超定值泄放，从而安全泄放阀所属功能不能实现。3.2.3 冻裂设备由于管线中水合物的存在，造成阀门或管线冻裂。尤其是在投产初期和冬季气温较低的地区，当口径小的管线弯曲处有积水，部分阀门阀腔内有积水，易结冰，体积膨胀导致设备冻裂。3.3 站场水合物形成原因及位置分析天然气长输管线由于分输站场较多，输压较高，站场背压升高为水合物形成提供了有利条件；站场分离器的分离效果不好，孔板上会留有大小不一的水珠，下阀腔排污有大量的水存在使得在站内的一、二级节流处和各变送器导压管等处易形成水合物