管输天然气清管时水合物堵塞机理和工况预测研究

天 然 气 工 业 2005年4月 管输天然气清管时 水合物堵塞机理和工况预测研究* 陈 科 刘建仪 张烈辉 刘建华 (1．“油气藏地质及开发”国家重点实验室 ·西南石油学院 2．中国石油塔里木油田分公司塔西南勘探开发公司) 陈科等．管输天然气清管时水合物堵塞机理和工况预测研究．天然气工业，2005；25(4)：134～136 摘 要 现场清管作业时清管器经常被卡堵，严重时会影响正常生产。针对这一问题，文章对清管器的运动 特征和堵塞机理进行分析，阐述了清管过程中可能引起清管器堵塞的原因，重点分析了天然气通过清管器节流生 成水合物造成清管器堵塞。研究明，清管器是 以脉动方式向前推进 的，清管器通过管线突变处 、积液处或遇到杂 物将减速或停止，天然气在清管器处发 生节流效应 ，生成水合物堵塞。文章还提 出了清管器冰堵工况预测方法，可 以确定出清管器上游温度与生成水合物节流压差的关系，结果表明清管器上游温度越低，生成水合物的清管器上 下游压差越小。该方法能够用于现场清管作业时清管器堵塞工况预测。 主题词 天然气 管道输送 清管器 水合物 堵塞 节流 一 、清管器堵塞机理研究 一 般输气管线内的流量是不变的，清管器开始 清管作业时是从静止状态开始被天然气推动，速度 逐渐从零开始被加速到与管内天然气的流速一致。 清管器在运动过程 中会 和管 内壁发生碰撞 产生摩 擦 ，速度会减缓。由于清管器受到管 内天然气的恒 速推动，清管器很快又会被加速到与天然气的流速 一 致。在进行清管作业时，清管器的速度随时间变 化以天然气流速为上限脉动变化。清管器在管线内 进行清管作业时被堵塞的原因可以分为两类。 第一类堵塞是输气管线的不平直和管 内沉积杂 物造成的，杂物主要有石块、金属碎屑等。现场使用 的清管器大多是圆柱体形状，清管器通过管线突变 处本来就很容易被堵塞 ，杂物的存在就会使堵塞更 易发生。这类堵塞是输气管线和清管器自身的原因 而造成的，与管线内输送的天然气性质无关。要解 决这类堵塞问题 比较容易，只要在管线压力允 许的范围内提高清管器的上游压力，依靠增大清管 器上下游的压差来强行推动被堵塞的清管器。 第二类堵塞是天然气在管输过程中会析出液 体，这些液体会在管线低洼处聚积，当清管器通过管 线低洼积液处推动积液前进时，天然气容易在清管 器处发生节流效应，生成水合物堵塞清管器。这类 堵塞是 由管线和水合物两者综合影响造成的，需要 综合分析天然气组分以及清管器上下游的压差和温 度的影响。解决这类堵塞不能够依靠提高清管器的 上游压力，这样做只会增大清管器上下游的压差，加 速水合物的生成，使堵塞变得更为严重。 目前现场 解决这类堵塞的办法就是停止输气直至节流处温度 恢复到清管器上游温度使水合物 自然融化。 现场清管作业时清管器堵塞多为两类堵塞同时 发生。清管器被堵塞后，不停止输气就会使清管器 上游憋压，超过管线设计压力就会引起爆炸。图 1 是某输气管线在进行清管作业时清管器被管线内生 成 的水合物堵塞后输气管线人口压力和流量的变 ． 皇 2 一 删 纂 一 — 图 1 清管作业时清管器被堵塞后某输气管线入口参数 *本文获中国石油天然气集团公司创新基金项目“天然气水合物相态行为及动力学研究”资助(编号 04E7047)。 作者简介：陈科，1980年生，在读研究生；现从事油气田开发、天然气水合物方面的研究。地址：(610500)四川省成都市新 都区西南石油学院研究生院。电话：(028)83032901。E-mail：itisck@163．com · 134 · 维普资讯 http://www.cqvip.com 第25卷第4期 天 然 气 工 业 化。清管器被堵塞后只有人为将流量 由 40× 10 m。／d降至2×10 m。／d，从压力曲线还可看出，流 量很低时入 口处压力还是持续上升。因此，停止输 气是唯一解决办法 ，但停止输气会造成巨大的经济 损失 ，预防这类堵塞发生才是解决问题的关键，这也 是笔者研究的关键。 二、清管器冰堵工况预测方法 1．清管器下游水合物生成温度预测 笔者采用气体一水(或冰)一水合物三相相平衡 理论预测水合物生成温度。水合物生成温度的预测 模型见参考文献[2]。 2．清管器下游温度预测。 利用等焓节流过程计算清管器下游温度。清管 器上游压力和下游压力可以利用输气管线的压降计 算方法，由管输起点压力和终点压力计算 ，清管器上 游温度可视为管输温度。由清管器上游压力和温度 计算出清管器上游天然气的焓，由下式得清管器下 游天然气的焓： H l— H 2 式中：H，为上游天然气的焓；H 为下游天然气 的 焓。 根据状态方程，由清管器下游压力和焓值计算 出清管器下游温度。 3．清管器冰堵的判断 将清管器下游温度与下游压力对应的水合物生 成温度进行比较，若清管器下游温度低于水合物的 生成温度就有水合物生成。 三、算 例 1．某管输装置基本数据 某装置输气管线的设计压力为 6．4 MPa，管输 起点压力为 4 MPa，终点压力为 3．2 MPa，输气量为 5O×10 m。／d，天然气组成是 ：C，为 87．8955 ，C 为 6．2300％，C。为 2．2305％，iC 为 0．0594 ，nC 为 0．4007 ，iC5为 0．0882 ，nC5为 0．1726 ，C 为 0．0615 ，CO2为 0．0916 ，N2为 2．7700 。 2．清管器下游压力对应的水合物生成温度 使用工况预测中水合物生成预测模型求得该装 置出站天然气在不同清管器下游压力条件下的水合 物生成温度，见表 1。 3．清管作业时清管器下游温度 利用工况预测 中的方法 ，可求得该装置出站天 然气在不同清管器上游温度条件下的焓值和清管器 下游温度。清管器上游温度为 14℃、24℃、34℃ 时 ，清管器下游焓值和温度分别见表 2、表 3和表 4。 表 1 天然气水合物生成温度 清管器下游压力(MPa) 天然气水合物生成温度 (℃) 3．O 10．19 3．1 10．44 3．2 lO．67 3．3 10．9O 3．4 11．12 3．5 11．34 表 2 天然气在清管器上游温度为 14℃时 的焓值和清管器下游温度 上游压力 (MPa) 4 4．5 5 5．5 6 3．5 11．15O 8．289 5．419 2．548 一 O．32O 下 3．4 lO．568 7．694 4．8ll 1．927 —O．954 游 3．3 9．98l 7．094 4．199 1．3O1 —1．594 压 3．2 9．39O 6．491 3．582 0．671 —2．239 力 3．1 8．795 5．883 2．961 0．O36 —2．888 3．O 8．196 5．270 2．335 ——0．604 — 3．542 焓值” 2125．83 2096．48 2067．OO 2037．45 2007．87 注：1)焓值的单位为 cal／mol；lcal=4．1868 J。表 3，表 4同。 表 3 天然气在清管器上游温度为 24℃时 的焓值和清管器下游温度 上游压力 4 4 ． 5 5 5．5 6 (MP a) 3．5 21．35O 18．695 16．O39 13．386 1O．740 下 3．4 20．809 18．143 15．477 12．813 10．155 ' 游 3．3 20．264 1 7．588 14．91l 12．235 9．567 压 3．2 19．716 17．029 14．341 11．654 8．974 力 3．1 19．163 16．466 13．767 11．O69 8．377 3．O l8．6O7 l5．899 l3．189 lO．479 7．776 焓值” 2230．19 2203．O5 2l75．89 2148．73 2121．62 表 4 天然气在清管器上游温度为 34℃时 的焓值和清管器下游温度 上游压力 4 4 ． 5 5 5．5 6 (MP a) 3．5 31_531 29．O62 26．595 24．136 21．687 下 3．4 31．O27 28．549 26．O74 23．605 21．147 游 3．3 3O．52O 28．033 25．549 23．O7l 20．604 压 3．2 30．009 27．514 25．020 22．533 20．O56 力 3．1 29．496 26．991 24．488 21．992 19．5O5 3．O 28．978 26．465 23．953 21．447 l8．95l 焓值” 2334．18 2308．96 2283．77 2258．65 2233．63 · 135 · 维普资讯 http://www.cqvip.com 天 然 气 工 业 2005年4月 4．结果分析 由表 2～表 4的数据，得到清管器上游温度与生 成水合物的清管器上下游压差之 间的关 系(图 2)。 由此可见，清管器上游温度越低，清管器下游温度 越小。 一 p 一 楚 l上 箍 拉 逛 l4℃ 24℃ 34℃ O 2 4 6 8 10 l2 清管器上游压力 (MPa) 图 2 清管器上游压力与对应的下游温度关系 由图 2可以得到，不同清管器上游温度下对应 的清管器下游温度曲线与清管器下游压力为 3．2 MPa对应的水合物温度线 的交点，当清管器上游温 度为 14℃、24℃、34℃时清管器处开始生成水合物 的上下游压差分别为 0．5 MPa、2．5 MPa、4．9 MPa， 将清管器上游温度与生成水合物的上下游压差绘制 成曲线(图 3)。 O lO 2O 3O 40 清管器上游温度(℃) 图 3 清管器下游压 力为 3。2 MPa时清管器上游温度与 生成水合物的节流压差关系 · 136 · 由图 3可见，清管器上游温度越低，生成水合物 的上下游压差越小。因此 ，合理控制清管器上下游 压差是预防清管器被水合物堵塞的关键 。 四、结 论 (1)对清管器的运动特征和堵塞机理分析结果 表明，清管器是以脉动方式 向前推进 的，清管器通过 管线突变处、积液处或遇到杂物将减速或停止，天然 气在清管器处发生节流效应 ，生成水合物堵塞 。 (2)提出了清管器冰堵工况预测方法，可以确定 出清管器上游温度与生成水合物节流压差的关系。 该方法能够用于现场清管作业时清管器堵塞工况预 测。 (3)由于清管器上游温度越低 ，生成水合物的清 管器上下游压差越小，在清管作业时，清管器上下游 压差不能超过生成水合物的节流压差，以防止清管 器冰堵 。 参 考 文 献 1 李士伦等．天然气工程．北京：石油工业 出版社 ，2000 2 刘建仪，杜志敏等．一个新的水合物生成条件预测模型． 天然气工业 ，2004；24(12) 3 李颖川等。天然气节流降温模型机理．天然气工业，2003； 23(5) 4 李玉星等．气嘴流动特性及降温计算方法。油气储运， 2002；21(2) 5 聂廷哲等．高压天然气绝热节流系数的确定．煤气与热 力，2004；24(2) 6 杨继盛，刘建仪．采气实用计算。北京：石油工业出版社， 1994 7 曾丹苓等．工程热力学．第二版 ，北京 ：高等教育出版社 ， 1 986 (收稿 日期 2005—02—03 编辑 韩晓渝) 6 5 4 3 2 l O —p一 赠簌l稚啦蛏 维普资讯 http://www.cqvip.com