川气东送天然气管道线路水合物形成预测.pdf

2 0 1 3 年 第5 期 管通技木 P i p e l i n eT e c h n i q u e 5设各 a n d E q u i p m e n t 2 0 1 3 N o ．5 川气东送天然气管道线路水合物形成预测 陈利琼1 ，卢德秀1 ，沙晓东2 ，张淳3 1 ．西南石油大学，四川成都6 1 0 5 0 0 ；2 ．中国石化天然气川气东送管道分公司，湖北武汉4 3 0 0 0 0 ； 3 ．中国石油工程设计有限公司新疆设计院，新疆克拉玛依8 3 4 0 0 0 摘要为了更好地预测、分析和处理水合物造成的不良后果，以川气东送管道为例讨论了天然气水 合物的形成原因，提出了输气管线水合物预测模型，并建立了水合物形成预测的压力和温度计算模型， 编制了“水合物预测软件”，预测该管道线路和场站的水合物形成条件和易形成水合物的区域。文中通 过以上方法很好地预测了川气东送管道水舍物的形成区域及情况，该预测方法可用于天然气管道线路 水合物的形成预测。 关键词水合物；形成条件；预测模型；川气东送；天然气管道 中图分类号T E 8 3 2文献标识码A 文章编号1 0 0 4 9 6 1 4 2 0 1 3 0 5 0 0 0 4 0 3 P r e d i e t i o no ft h eF o r m a t i o no ft h eH y d r a t e so nt h eN a t u r a lG a s P i p e l i n eR o u t ei nt h eS i c h u a n - E a s tG a sT r a n s p o r tP r o j e c t C H E NL i q i o n g ‘，L UD e x i u l ，S H AX i a o - d o n 9 2 ，Z H A N GC h u n ’ 1 ．S o u t h w e s tP e t r o l e u mU n i v e r s i t y ，C h e n g d u6 1 0 5 0 0 ，C h i n a ； 2 ．C h i n aP e t r o c h e m i c a lN a t u r a lG a sS i c h u a n - E a s tG a sT r a n s m i s s i o nP i p e l i n eC o m p a n y ，W u h a n4 3 0 0 0 0 ，C h i n a ； 3 ．T h eX i n j i a n gD e s i g nI n s t i t u t eo fC h i n aP e t r o l e u mE n g i n e e r i n gC o ．，L t d ．，K a r a m a y8 3 4 0 0 0 ，C h i n a A b s t r a c t H y d r a t eh a v er e p e a t e d l yc a s u e dc o r r o s i o na n di c ep l u gp h e n o m e n a ，t h u sa f f e c t i n gt h en o r m a lp r o d u c t i o na n ds a f e o p e r a t i o no fg a st r a n s p o r tl i n e ，a n de v e nl e dt os o m es h u t d o w ne v e n t s ．I no r d e rt ob e t t e rt h ef o r e c a s t ，a n a l y s i sa n dt r e a t m e n to ft h e h y d r a t e sc a s u e db ya d v e r s ec o n s q u e n e e s ，w i t ht h eS i e h u a n - E a s tg a st r a n s p o r tp i p e l i n et a k e na s ap a r t i c u l a re x a m p l et od i s c u s st h e r e a s o nf o rt h en a t u r a lg a sh y d r a t e sf o r m a t i o n ，t h i sp a p e rp r o p o s e sg a sp i p e l i n eh y d r a t ep r e d i c t i n gm o d e la s s u m p t i o n sa n df o e e a s ta n a l y s i ss t e p s ．I tm a k e st h eh y d r e a t e sf o r m a t i o np r e d i c t i o no ft h ep r e s s u r ea n dt e m p e r a t u r ec a l c u l a t i o nm o d e l ，a n dp m g r a m m e s “t h e h y d r a t ep r e d i c t i o ns o f t w a r e ”t op r e d i c tS i e h u a n E a s tg a st r a n s p o r tp i p e l i n en u t u r a lg a sp i p e l i n ea n ds t a t i o n so fh y d r a t ef o r m a t i o n c o n d i t i o n sa n dg a sh y d r a t e se a s i e rf o r m a t i o nr e g i o n ．“H y d r a t ep r e d i c t i o ns o f t w a r e ”c o m p o s e do ft w op a r t si sd e s i g n e db yt h eM a t - l a bs o f t w a r e ．F o ru s ei nt h ep r e d i c t i o nm o d u l eo fn a t u r a lg a sh y d r a t e sf o r m a t i o nt e m p e r a t u r e sa n di nt h ep i p e l i n eo fn a t u r a lg a sh y d r a t e sf o r m a t i o nc o n d i t i o n ．I nt h i sp a p e r ，w i t ht h ea b o v em e t h o df o rag o o dp r e d i c t i o no fs i t u a t i o n si nt h eS i c h u a n E a s tg a sh y d r a t e f o r a m t i o nr e g i o ，w ec a l lk n o wt h a tt h em e t h o dc a nb ew e l lu s e di nn a t u r a lg a sp i p e l i n eh y d r a t e sf o r m a t i o np r e d i c t i o n ． K e yw o r d s h y d r a t e ；f o r m a t i o nc o n d i t i o n ；p r e d i c t i o nm o d e l ；S i c h u a n - E a s tg a st r a n s m i s s i o n ；n a t u r a lg a sp i p e l i n e 1 川气东送管道水合物形成原因分析 川气东送管道投产初期，由于施工试压等原因， 管道中存在着一些残余游离水，尤其是在低洼处或是 清管较少的复杂管段，在冬天温度较低时就非常容易 形成水合物，曾多次腐蚀冰堵现象，影响了正常输气 生产和在运管线安全，甚至导致了停输事件发生。 分析川气东送管道水合物形成原因o ，主要有以 下几点 基金项目国家自然科学基金国际合作 交流 项目 5 0 9 7 4 1 0 5 ；中国石 油科技创新基金研究项目 2 0 1 2 D 一5 0 0 6 0 6 0 2 收稿日期2 0 1 2 1 0 2 7收修改稿日期；2 0 1 3 一0 4 1 8 1 ．1 天然气气质条件 川I 气东送管输天然气中C H 。的含量基本大于 9 7 ％，并含有微量的C O 和H S ，虽然含量很小，但对 水合物形成也有一定影响。 1 ．2 游离水的存在 该管道属于新投产的管道，施工和试压期间残留 有游离水，即便清管也难以很快清除低洼处和复杂地 形的管段内游离水，这给天然气形成水合物提供了一 个良好的条件。 1 ．3 地形条件对水合物形成影响 川气东送管道所经的复杂起伏地形造成了部分 万方数据 第5 期陈利琼等川气东送天然气管道线路水合物形成预测 5 管道有较大的高差，管道压力会发生较大变化，天然 气扰动也会加大，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该管道水合物形 成的一个重要影响因素。 2 管线水合物预测模型假设条件旧o 1 高差在2 0 0m 以下的管道，按平坦地区输气 管道水力计算，不考虑高差对输气管道水力计算的影 响；对于高差在2 0 0m 以上的管道，按起伏地区输气管 道水力计算； 2 管道输送干气，管道中不存在游离水或有少 量游离水，并忽略对模型的影响； 3 对于起伏地区，忽略流速增加或降低变化的 影响； 4 采用苏霍夫温降公式，在离起点一段距离后， 天然气温度接近或低于地温，近似地将地温设为定 值； 5 对于选定管道，以管道始端测得的天然气水 露点为准，忽略沿管线压力和温度以及游离水的影 响； 6 管道内无影响管道输送的污物及杂质。 3 天然气管道水合物预测分析步骤 1 选择要分析的管段； 2 搜集参数，包括输量、起点压力、终点压力、管 径、气质组成以及温度； 3 分析管道压力分布； 4 计算压力条件下可能形成水合物的温度； 5 将水合物临界温度与天然气温度以及水露点 温度进行对比，判断是否有水合物生成。 4 温度压力预测模型 4 ．1 压力分布计算 由于川气东送管道普光首站到宜昌输气站主干 线高差较大，考虑高差对水力计算的影响；对于平坦 地区输气管道 高差在2 0 0m 以下 ，不考虑高差对输 气管道水力计算的影响。 4 ．1 ．1 平坦地区输气管道压力分布情况分析 如图l 所示，一段输气管道表示为A C ，长为￡，以 戈表示管段上任意一点B 至起点A 的距离，输气管道 沿线任一点的压力可由式 1 计算 旷再Q - P Q - P z T 式中p Q 为输气管道初始端压力，P a ；p z 为输气管道终 端压力，P a ；x 为输气管道曰点与初始点的距离，m ；p ， 为距输气管道初始点石处的压力，P a ；L 为管段长度， m ． P。Px取 图1 输气管道沿线任意点压力 由该式可以看出，输气管道沿线的压力是按抛物 线的规律变化的，如图2 所示。 图2 输气管遭压降曲线 靠近起点的管段压力降比较缓慢，距离起点越 远，压力降越快，在前3 ／4 的管段上，压力损失约占一 半，另一半消耗在后面的1 ／4 的管段上。利用式 1 可以大致确定某点的压力，并结合当地温度以及气质 组成，即可判断水合物是否形成，同时利用实测的压 降曲线还可判断输气管段的内部状态，大致确定形成 水合物的地点等。 4 ．1 ．2 起伏地区输气管道压力分布 对于高程差超过2 0 0m 的管线，应当考虑高程差 对于管道压力的影响，设输气管道坡度均匀向上，令 其起点与终点的高程差为A S ，忽略流速变化的影响。 可以求得估计高差影响的输气管道沿线各点的压力 分布。 ． 一。 F } p ； Y g e - a A S 亍一b M 2 j 等 2 式中p ，为输气管道沿线各点压力或上一压缩机站的 出站压力，P a ；k 为终点压力或下一压缩机站的进站 压力，P a ；肘为质量流量，k r ／s ；J 为输气管道计算段的 长度或压缩机站间距，I T l ；y 为距管道起点的距离，m ；o 为常数，口2 丢台；R 为气体常数，m 2 ／ s 2 K ；g 为重 力加速度，取9 ．8m ／s 2 ；T 为温度，K ；z 为气体压缩系 数，无因次；b 为常数，b 1 6 万A Z R T ；A 为水力摩阻系数； D 为管道内径，m ． 4 ．2 天然气温降计算 采用苏霍夫公式进行天然气温降计算 万方数据 6 P i p e l i n eT e c h n i q u ea n dE q u i p m e n tS e p ．2 0 1 3 T r 0 ％一％ e 一“ 3 式中T 为管线温度，o c ；T Q 为起始温度，o C ；r 0 为环境 温度，o C ；z 为距起点距离，m ；c 譬生；K 为管道的总 1 1 ／1 C p 传热系数，w ／ m 2 K ；c ，为气体质量定压热容，J ／ k g K 。 5 川气东送管道线路水合物预测 t 5 ．1 “水合物预测软件”简况 “水合物预测软件”是用M a t l a b 软件开发设计 的1 3J ，由天然气水合物生成温度预测模块和天然气管 线水合物生成条件预测模块组成。尽管系统内部结 构、算法、流程比较复杂，用户界面却很简洁。图3 为 主要的输入界面。 图3 “水合物预测软件”输入界面 如图4 所示，曲线1 表示水合物的临界生成温度， 曲线2 表示天然气水露点，曲线3 表示天然气温度。 判断管线是否形成水合物，需要满足2 个条件天然气 温度低于水露点 即曲线3 低于曲线2 ；天然气温度 低于水合物临界生成温度 曲线3 低于曲线1 。由图 4 可知，满足条件的管段区域为1 5 ～4 2k m ．因此，在距 离起点1 5 4 2k m 有水合物形成。 2 0 ≯1 5 萄l o 赠5 0 l2345 距离／1 0 4 m b 图4 管线水合物预测结果图 5 ．2 川气东送水合物生成条件分析结果 预测时，流量、压力、气质组成及出站温度等参数 参考川气东送管道2 0 1 0 年4 月份数据，沿线总传热系 数取值普光一宜昌段 包含普光首站一梁平分输站 等6 段 为1 ．7 5W ／ m 2 K ；宜昌一上海段 含宜昌 分输站一枝江分输站等1 1 段 为2 ．1 4W ／ m 2 k 。 水露点按川气东送气源规定值取一1 5 ℃“ 1 。 分别对运营温度下和历年最低温度条件下的水 合物形成条件进行了预测。表1 是湖州输气站一嘉兴 输气站平均运行参数。 表1 湖州输气站一嘉兴输气站平均运行参数 将各参数输入水合物预测软件，可得天然气温 度、压力、水露点、水合物临界生成温度沿管线变化的 数据。图5 是天然气温度、水露点、水合物临界生成温 度及压力沿程变化曲线预测图。 2 0 1 5 1 0 ≯ b 谊0 赠一5 1 0 1 5 2 0 ＼天然气温度／ i 乏一 02 04 06 08 0l a 运行条件下 8 0 7 8 7 6 ∞ 7 4 塞 7 2 收 7 0 幽 6 8 6 6 b 历史低温下 图5 湖州一嘉兴段水合物预测数据曲线 由图5 可知，运营温度下，天然气温度高于水合物 临界生成温度，不满足水合物生成的热力学条件；天 然气温度高于水露点，不满足水存在的条件，因此不 形成水合物。全线的预测分析得到，管道全线压力在 7 ．0 3 6 ．3 4M P a 之间变化，对应压力条件，水合物临 界生成温度在9 ．6 1 7 8 ．6 8 ℃，天然气温度均高于水 合物临界生成温度，因此不满足水合物生成的热力学 条件；天然气温度高于水露点，不满足有水存在的条 件，因此不形成水合物。 由川气东送管道在各地最低气温条件下的水合 物形成预测得到，管道全线压力在7 ．0 3 ～6 ．3 4M P a 之 间变化，对应压力条件，水合物临界生成温度在9 ．6 1 7 ～8 ．6 8 ℃，天然气温度均低于水合物临界生成温度， 因此满足水合物生成的热力学条件；其中，普光首站 一梁平分输站等管段天然气温度高于 下转第9 页 ∞山善R幽 ∞侣％似讫加鹪∞ 万方数据 第5 期娄琦等抗硫套管的成分与性能分析 9 表4 洛氏硬度及抗硫化氢应力腐蚀结果 各种方案的套管硬度值由大到小依次分别为d 、 a , b 、C ，与应力腐蚀门槛应力变化恰好相反。据相关研 究表明套管的抗S S C 性能与硬度有一定关系，硬度 值越低，抗S S C 性能越好。这与回火温度有关，提高 回火温度可以有效消除带状组织及微观偏析，从而提 高抗S S C 性能，回火温度的提高必然带来硬度的下 降。a , b 、C 方案的应力腐蚀门槛应力盯。 S S C 均超过 A P IS p e c5 C T 旧1 规定的S M Y S 屈服强度最低允许值 的8 0 ％，其中C 方案超出9 0 ％S M Y S ． 4 高钢级抗硫套管的设计方向 更高钢级 1 2 5 S 、1 4 0 S 抗硫化氢应力腐蚀套管不 仅要求材料具有更佳的抗S S C 性能，还必须具备更高 的强度以及与之相对应的高韧性一J 。通过以上试验 结果分析可以看出，C 方案得到的套管具有最优异的 综合性能，因此高C r 高M o 的设计应是更高级别抗 S S C 套管的设计方向，单一高C r 或高M o 较难满足更 高的要求。值得注意的是，与M o 不同，C r 元素过量能 增加有害元素P 的晶间偏析，使晶界弱化，因此C r 含 量应控制，M o 在考虑成本的前提下可适当增加。而 为了获得更高的强度，可考虑增加M n 量，但必须同时 进一步减低P 、S 量。另外还须通过添加N b 、T i 及V 来改善性能，V 可作为其中的主加元素，这不仅因为V 能够增强韧性，它还可以提高回火稳定性，保证材料 在更高温度下回火，从而提高套管的抗S S C 能力。 5 结束语 1 1 1 0 S S 套管的合金设计原则是在控制C 和 M n 、保证强度的基础上，降低P 、S ，同时增加M o 、C r 含 量。 2 1 1 0 S S 套管3 种设计方案中，高C r 高M o 型 套管具有最佳的力学性能及更好的抗S S C 能力。 3 在高c r 、高M o 基础上，进一步降低P 、S 含 量，适当添加N b 、T i 及V 特别是V 是更高级别抗硫 化氢应力腐蚀套管的合金设计方向。 参考文献 [ 1 ]褚武扬．氢损伤与滞后断裂．北京冶金工业出版社， 1 9 8 8 ． [ 2 ]德屋友谚．用于酸性油气井的高抗硫应力腐蚀裂纹的油 井管．钢管技术，1 9 8 4 3 1 0 4 1 1 4 ． [ 3 ]毕永德，许文妍，赵游云．抗硫化氢应力腐蚀石油套管系 列产品的开发与应用．天津冶金，2 0 0 5 6 2 3 2 6 ． [ 4 ] A S T MA 3 7 0 11S t a n d a r dT e s tM e t h o d sa n dD e f i n i t i o n s f o rM e c h a n i c a lT e s t i n go fS t e e lP r o d u c t s ． [ 5 ] A S T ME 2 3 0 7 aS t a n d a r dT e s tM e t h o d sf o rN o t c h e dB a r I m p a c tT e s t i n go fM e t a l l i cM a t e r i a l s ． [ 6 ] A S T ME l8 0 8 bS t a n d a r dT e s tM e t h o d sf o rR o c k w e l l H a r d n e s so fM e t a l l i cM a t e r i a l s ． [ 7 ] N A C ET M 0 1 7 7 2 0 0 5 S t a n d a r dT e s tM e t h o d sL a b o r a t o r y T e s t i n go fM e t a l sf o rR e s i s t a n c et oS u l f i d eS t r e s sC r a c k i n g a n dS t r e s sC o r r o s i o nC r a c k i n gi nH 2SE n v i r o n m e n t s ． [ 8 ] A P IS p e c5 C T S p e c i f i c a t i o nf o rC a s i n ga n dT u b i n g ． [ 9 ]李鹤林，韩礼红，张文利．高性能油井管的需求与发展．钢 管，2 0 0 9 ，3 8 1 1 9 ． 作者简介娄琦 1 9 8 1 一 ，工程师，从事油井管试验研究工作。 E ．m a i l u p c l q 1 6 3 ．c o n 上接第6 页 水露点，不满足有水存在的条件，因此 不形成水合物；湖州输气站一嘉兴输气站等部分区域 天然气温度低于水露点，有水生成，满足有水存在的 条件，因此有水合物形成。表2 为川气东送管道在各 地历史最低气温条件下易形成水合物的区域。 表2 川气东送管道易形成水合物区段 历史低温下 管段水合物形成区域／k m 黄金分输站一利川压气站 枝江输气站一潜江压气站 潜江压气站一武汉输气站 黄梅输气站一安庆输气站 安庆输气站一池州输气站 池州输气站一宣城输气站 宣城输气站一十字镇输气站 十字镇输气站一湖州输气站 湖州输气站一嘉兴输气站 1 ．6 5 9 ～1 1 0 0 ．8 1 5 ～1 2 2 1 ．4 0 0 ～1 5 0 1 ．8 1 0 ～1 2 0 1 ．9 3 5 ～7 7 1 ．9 0 0 一1 2 6 0 ．9 2 5 4 6 1 ．0 1 6 ～1 0 1 1 ．0 0 6 1 0 0 6 结束语 川气东送管道投产不久，管道、场站水合物冰堵 监测是重要工作。要切实提高水合物的监测和预测 水平，识别容易形成水合物的管段和场站位置，对这 些区域要做好防范措施和冰堵应急准备。 参考文献 [ 1 ]曾自强，张育芳．天然气集输工程．北京石油工业出版 社，2 0 0 1 4 0 5 1 ． [ 2 ] 胡顺渠．天然气水合物预测综合模型及其应用[ 学位论 文] ．成都西南石油大学，2 0 0 3 ． [ 3 ] 姚艳红．输气管线及生产装置中气体水合物形成及防治 研究[ 学位论文] ．大庆大庆石油学院，2 0 0 7 ． [ 4 ]杜亚和，郭天民．天然气水合物生成条件的预测Ⅱ．注甲 醇体系．石油学报 石油加工 ，1 9 8 8 4 6 7 7 6 ． 作者简介陈利琼 1 9 7 6 一 ，博士 后 ，副教授，从事教学与科 研工作。E - m a i l a l i c e c l q 1 6 3 ．c o r n 万方数据