GBT 47444-2026《海底油气管道中天然气水合物生成预测与防控要求》

1海底油气管道中天然气水合物生成预测与防控要求警告：本文件不涉及与其应用有关的所有安全问题。在使用本文件前，使用者有责任制定相应的安全和保护措施，并明确其限定的适用范围。本文件适用于海底油气管道(含跨接管、水下管汇)中天然气水合物生成的预测和防控。2规范性引用文件下列术语和定义适用于本文件。天然气水合物naturalgashydrate在一定的温度和压力下，天然气中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、二氧化碳等和水形成的冰雪状晶体。热力学抑制剂thermodynamicinhibitor改变天然气水合物生成条件，在输送压力不变的情况下能够降低水合物生成温度或使水合物分解的水合物抑制剂。动力学抑制剂kineticinhibitor在天然气水合物成核和生长早期吸附在水合物颗粒表面降低水合物成核与生长速度的水合物抑制剂。阻聚剂anti-agglomerant不改变天然气水合物生成条件，但能控制水合物生成形态和生成量，防止水合物颗粒聚结的化学药剂。2过冷度sub-cooling海底油气管道运行温度与水合物生成温度之差。4.4海底油气管道天然气水合物防控方案应根据所输送的流体和工况及时进行动态调整和效果评估。5水合物生成预测5.1水合物生成温度实验测定5.1.1水合物生成温度实验测定时应进行天然气与水的取样。天然气取样应按照GB/T13609执行；水取样应按照GB/T4756执行。5.1.3每个样品的水合物生成温度测定点应不少于5个，且测定压力点分布应覆盖海底油气管道工况范围。5.2水合物生成温度模型计算5.2.1流体组分数据计算水合物生成温度时流体组分宜包含以下数据：5.2.2纯水体系teeuw,见附录A中的A.1)或陈-郭(Chen-Guo,见A.2)理论模型。5.2.3含热力学抑制剂体系或含盐体系3物生成温度；也可在纯水体系下的水合物生成温度计算结果基础上，再结合哈默施密特a)当体系中采用甲醇作为水合物抑制剂时，水合物生成温度计算经验模型宜采用哈默施密特模型；b)当体系中采用乙二醇作为水合物抑制剂时，水合物生成温度计算经验模型宜采用尼尔森模型；d)当体系中同时存在甲醇或乙二醇及盐组分时，水合物生成温度宜采用穆罕默迪模型计算。除上述体系外的其他体系水合物生成温度不宜通过模型计算，应通过实验测定。6水合物防控6.1通用要求海底油气管道中水合物防控常用方法包括化学药剂防控法、压力防控法、温度防控法和脱水防控法，每种方法应按照6.2～6.5的规定使用。注：其他水合物防控方法包括流体置换法与清管法等。海底油气管道天然气水合物防控可选择使用的化学药剂包括热力学抑制剂、动力学抑制剂与阻聚剂。选用化学药剂进行海底油气管道天然气水合物防控时，包括但不限于以下规则：a)化学药剂凝固点应比海底油气管道沿线任意位置的运行温度低5℃以上；d)海上平台热力学抑制剂储存空间受限且管道中流体气油比大于550时，可选用动力学抑制剂进行水合物防控；e)海上平台热力学抑制剂储存空间受限且管道中流体中液相含水率低于30%时，可选用阻聚剂进行水合物防控。使用热力学抑制剂进行水合物防控时，包括但不限于以下规则：水合物生成温度高5℃以上；46.2.3动力学抑制剂b)动力学抑制剂的生成诱导期时长应比流体从管道入口流动至出口的时间至少长5h;c)动力学抑制剂有效成分加注浓度宜为水溶液中浓度的0.5%～3.0%(以质量分数计),具体用量应根据实验室评价结果确定；d)在动力学抑制剂适用过冷度适用范围内，动力学抑制剂可单独使用；超出过冷度适用范围时，宜同热力学抑制剂复配联合使用，使得加入热力学抑制剂后的体系过冷度在动力学抑制剂适用过冷度范围内。b)阻聚剂加注浓度宜为水溶液中浓度的1.0%～3.0%(以质量分数计),具体用量应根据实验室使用压力防控法进行水合物防控时，管道中水合物生成温度应根据生产或者停输工况下的最高操作压力确定，应比管道沿线流体输送温度低5℃以上，不同压力下的水合物生成温度按5.2计算。6.4温度防控法a)提高管道温度可使用热介质循环加热、电加热等方法，管道加热方法原理见附录C;b)管道可设置保温层减少管道输送温降，保证管道沿线运行温度高于水合物生成温度；c)若海底油气管道入口位于平台，可通过加热法提高运行温度，保证管道沿线任意位置的运行温度均比水合物生成温度高5℃以上。6.5脱水防控法6.5.1若海底油气管道入口位于海上油气处理平台且平台建有脱水工艺设施，可使用脱水法进行海底油气管道水合物防控。6.5.2使用脱水法进行海底油气管道水合物防控时，脱水后的天然气水合物生成温度应比管道内流体最低温度低5℃以上。5(资料性)水合物生成温度计算模型A.1范德·瓦耳斯-普拉图(vanderWaals-Platteeuw)模型对于含水合物的相平衡体系，各组分在气相、液烃相、水相(冰相)和水合物相的化学势均相等。对于液态水体系应满足公式(A.1),对于冰点以下体系应满足公式(A.2)。以假定的空水合物晶格的化学势作为参考态，平衡准则可改写为公式(A.3)～公式(A.7)。对于含水合物的相平衡体系，式中：μw.H——水在水合物相的化学势，单位为焦耳每摩尔(J/mol);4w.1.——水在液态水相的化学势，单位为焦耳每摩尔(J/mol)。μw.H=μw.I式中：μw.1——水在冰相的化学势，单位为焦耳每摩尔(J/mol)。△μw.H=△μw.L△μw.H——空水合物晶格中的化学势与水在水合物相的化学势之差，单位为焦耳每摩尔(J/mol);△μw.1.—空水合物晶格中的化学势与水在液态水相的化学势之差，单位为焦耳每摩尔(J/mol)。△μw.H=△μw.I△μw.——空水合物晶格中的化学势与水在冰相的化学势之差，单位为焦耳每摩尔(J/mol)。式中：μs——空水合物晶格中的化学势，单位为焦耳每摩尔(J/mol)。△μw.L.=μβ-μW.L△μw.I=μβ-μw.I应用巨正则配分函数推导水在水合物相的化学势可表达为孔穴中客体分子占有率的公式(A.8)或公式(A.9)。若孔穴客体分子占有率越大，水在水合物相的化学势越小，表明水合物结构越稳定。式中：4w.B——空水合物晶格中的化学势，单位为焦耳每摩尔(J/mol);K—玻尔兹曼常量，单位为焦耳每开尔文(J/K);T——温度，单位为开尔文(K);neav——孔穴类型总数；cmp——组分总数；i—孔穴类型序号，1,2,…,ncav;v;——水合物结构特性常数，表示每个水分子所拥有的第i类孔穴数目(结构I型水合物大孔取67g)检验收敛条件f(Tnyu)是否小于收敛容差(可取10⁻⁵),若满足条件跳出循环，得到给定压力P下水合物生成温度Tbyu;若不满足条件，则采用正割法或二分法调整水合物相平衡温度H₂O+λ₂G→Ga2·H₂OG——气体客体分子；到公式(A.14)和公式(A.15);若假设大笼为联结孔，小笼为络合孔，则表达式转为公式(A.16)和△w——空水合物晶格中的化学势与水在液态水相或冰相的化学势之差，单位为焦耳每摩尔λ1——小笼与水分子的比值，对于结构I型水合物该值为1/23,对于结构Ⅱ水合物该值为λ2——大笼与水分子的比值，对于结构I型水合物该值为3/23,对于结构Ⅱ水合物该值为89f(aw)=awW/a²模型在非纯水体系的扩展应用，含有热力学抑制剂或盐类物质的水活度的计算式分别为公aw=xwexp[(1-xw)²×(AA+Ag)利用公式(A.23)或(A.24)计算fr,0;下水合物生成温度Tnya;若不满足条件，则采用正割法或二分法调整水合物相平衡温度Thyd——含抑制剂体系的水合物生成温度，单位为开尔文(K);Tbydw——纯水体系的水合物生成温度，单位为开尔文(K);K—常数，抑制剂为甲醇时取1297,抑制剂为乙二醇时取2222;M——抑制剂相对分子质量；W——抑制剂浓度，以质量分数计。A.4尼尔森(Nielsen)模型尼尔森模型见公式(A.30)。Thbydw-Thyad=-72·[b·x²+In(1-x)]………………Tbyd——含抑制剂体系的水合物生成温度，单位为开尔文(K);Tbydw—纯水体系的水合物生成温度，单位为开尔文(K);b——马居尔系数，取值见表A.1;x—抑制剂摩尔分数。表A.1不同抑制剂对应的马居尔系数b最大适用浓度(以质量分数计)甲醇乙醇乙二醇A.5尤西夫(Yousif)模型尤西夫模型见公式(A.31)～公式(A.37)。式中：Thyd——含抑制剂体系的水合物生成温度，单位为开尔文(K);Tbydw—-纯水体系的水合物生成温度，单位为开尔文(K);Xin——抑制剂在溶液中的总体折算摩尔分数，计算方法见公式(A.32)～公式(A.37)。分别按公式(A.32)计算不同盐在水中的离化度(L):L;=a·x³+b·x²+c·x;+dL;——第i种盐在水中的离化度；x;—第i种盐在水中的浓度(以质量分数计),不同盐的参数见表A.2。表A.2不同盐的参数盐abcd一0.029771然后用公式(A.33)计算盐类混合物的离化度(Lm):再计算各种盐的表观分子质量(Ma):式中：Mw,——第i种盐的相对分子质量；n——每种盐分子的离子数，NaCl为2,CaCl₂为3;盐、水混合物总的摩尔分数N,:第i种盐的折算摩尔分数X:盐混合物总的折算摩尔分数Xi:Xm=∑x;…………A.6穆罕默迪(Mohammadi)模型穆罕默迪模型见公式(A.38)。Thydw-Tbyd=-a·[ln(1-Xolune)+b·Xcue+∑(c.·w;+c2.;·w²+c3.·w³)]Thyd——含抑制剂体系的水合物生成温度，单位为开尔文(K);Thydw——纯水体系的水合物生成温度，单位为开尔文(K);Xolute——溶液中有机物质总的摩尔分数；W;——溶液中第i种盐的质量分数。a、b、c1,;、C2.;、C3,;——模型参数，其中，a=-72,甲醇与不同盐混合的模型参数见表A.3,乙二醇与不同盐混合的模型参数见表A.4。表A.3甲醇与不同盐混合的模型参数盐甲醇b一5.86440表A.4乙二醇与不同盐混合的模型参数盐乙二醇bC1.;/10³注：虽然理论上此模型能够计算多种盐混合时的水合物生成温度，但实际过程中盐的种类可能多达数十种，其模型参数无法拟合。在计算过程中，将各种盐的质量分数折算累加成其中的一种盐的质量分数后进行计算。(资料性)水合物热力学抑制剂用量的确定实际生产中，甲醇、乙二醇是最常用的2种水合物热力学抑制剂，其中甲醇具有强挥发性。注入气流中的抑制剂用量，不仅应满足防止在水溶液相中形成水合物的量，还应分析气相中与水溶液相呈平衡的抑制剂含量以及抑制剂在液烃中的溶解量。注入气管道的抑制剂一部分与管道中的液态水混合，形成抑制剂的水溶液，另一部分挥发至气相。消耗于前一部分的抑制剂，称作抑制剂的液相用量。消耗于后一部分的抑制剂，称为抑制剂的气相蒸发量。抑制剂的实际用量计算方法见公式(B.1)。W,=W₁+W式中：W,——抑制剂的实际用量，单位为千克(kg);W₁—抑制剂的液相用量，单位为千克(kg);Wg——制剂的气相蒸发量，单位为千克(kg)。天然气水合物形成温度降主要决定于抑制剂的液相用量，进入气相的抑制剂对水合物形成条件影响较小。对于给定的水合物形成温度降，抑制剂在液相水溶液中质量分数最低值可按哈默施密特模型计算，计算方法见公式(B.2)。C——抑制剂在液相水溶液中质量分数最低值；M—-—抑制剂的相对分子质量；K——常数，甲醇取1297,乙二醇取2222;T₁——管道最高操作压力下天然气的水合物形成的平衡温度，单位为开尔文(K);T₂——管输气体的最低流动温度，单位为开尔文(K)。已知水溶液中抑制剂的质量分数，并考虑到随抑制剂气相蒸发部分代入系统的水量时，在液相中抑制剂用量的计算方法见公式(B.3)。式中：C₁——注入的抑制剂中有效部分的质量分数；W——水溶液中抑制剂的质量分数；W₁——在液相中浓度为C的抑制剂用量，单位为千克每天(kg/d);Wg——抑制剂气相蒸发量，按浓度为C的抑制剂计算，单位为千克每天(kg/d);Ww——单位时间内系统产生的液态水量，单位为千克每天(kg/d)。(资料性)管道加热方法表C.13种管道加热方法的特点与应用情况在平台上采用常规的热介质可达50km,热介质循环技术应采用27km,采用管中管(PIP)问题，避免了采用双管输费用的限制，目前最长的回接距离为田，回接距离为43km,水深370km,采用PIP结构电伴热除了具有直接电加热的优点的功能，