一、前言
天然氣在長輸管線中生成水化物將引起流通能力降低，甚至堵塞，是天然氣輸送中應(yīng)重視的問題。在各種天然氣性質(zhì)參數(shù)與管線輸配工況下，正確測算水化物生成的工況，生成地點(diǎn)與數(shù)量，獲得不生成水化物的“初始界限參數(shù)”，提出控制初始參數(shù)的方法以減少或防止水化物的生成。本文應(yīng)用作者開發(fā)的計(jì)算機(jī)軟件進(jìn)行上述工作。
二、主要計(jì)算公式
作者在開發(fā)計(jì)算機(jī)軟件過程中，根據(jù)文獻(xiàn)[1]等提供資料，部分公式與系數(shù)采用曲線擬合等方式獲得。主要計(jì)算公式如下：
三、計(jì)算與分析
1、不同流速下水化物生成狀況
水蒸氣飽和的純天然氣以四種不同日流量、由直徑400MM管線輸送，并設(shè)定小時流量均勻，計(jì)算結(jié)果見表1。
表1 項(xiàng) 目 VD 400x104 300x10 4 200x10 4 100x10 4 沿 管 線 地 點(diǎn) 1 L 44．807 25．253 15．597 7．616 W 18．810 17．160 16．749 16．622 HW 5．469 3．755 3．397 3．295 VHD 24．306 12．516 7．549 3．661 GPR 4．432 5．547 5．879 5．985 LPR 4．429 5．544 5．876 5．982 GT 8．220 10．10 10．590 10．740 2 L ／ 61．072 26．839 12．576 W ／ 13．415 13．361 13．337 HW ／ 5．961 4．559 4．308 VHD ／ 19．870 10．130 4．786 GPR ／ 4．859 5．793 5．976 LPR ／ 2．899 3．849 4．046 GT ／ 4．610 7．040 7．460
注：天然氣體積成分(％)：CH498.0、C3H8 0.3、C4H100.3、C5H12 0.4、N2 1.0，管線起點(diǎn)壓力：6.0Mpa(相對壓力)，管線起點(diǎn)天然氣溫度：20℃，水蒸氣含量：30g/NM3，管線埋深：IM，管線埋深出土壤溫度：2℃。
由表1可見，由于流量不同而使水化物生成量出現(xiàn)較大差別。以單位體積天然氣用于生成水化物的水蒸氣耗量HW衡量水化物的多少。對應(yīng)于四種流量分別為5.469g/NM3、9.716g/NM3、7.956g/NM3與7.603g/NM3。其中生成次數(shù)少的場合，顯然水蒸氣耗量少，而生成次數(shù)相同時，水蒸氣耗量隨流量或流速的降低而減少。對于一定工況必然存在一個水蒸氣耗量最大的流量或流速，稱之為“最不利流量”或“最不利流速”，此流量或流速下生成最大量的水化物。對于表1的工況，最不利流量為302X104NM3/日，此時水蒸氣耗量為9.964g／NM3。因此控制流量或流速，偏離以最不利流量或流速為峰值的不利區(qū)域，可以有
效降低或避免水化物的生成。
2、改變天然氣水蒸氣含量時水化物生成狀況
設(shè)定管線起點(diǎn)天然氣的水蒸氣含量由表1飽和狀態(tài)的30g/NM3降至未飽和狀態(tài)的15g/NM3，其余原始數(shù)據(jù)同表1，計(jì)算結(jié)果見表2。
表2
項(xiàng) 目 VD 400x10 4 300x10 4 200x10 4 100x10 4 沿 管 線 地 點(diǎn) 1 L ／ 37．324 20．308 9．645 W ／ 15．005 15．002 15．0 HW ／ 4．801 3．965 3．766 VHD ／ 16．005 8．811 4．184 GPR ／ 5．324 5．843 5．982 LPR ／ 4．080 4．787 4．985 GT ／ 7．530 8．870 9．210 2 L ／ ／ 47．521 19．066 W ／ ／ 11．041 11．242 HW ／ ／ 5．212 4．841 VHD ／ ／ 11．582 5．379 GPR ／ ／ 5．632 5．964 LPR ／ ／ 2．671 3．014 GT ／ ／ 3．890 4．950
對比表1與表2可見，當(dāng)水蒸氣含量降至15g／NM3，即不飽和狀態(tài)時，在流量或流速較大的場合，即流量為400x104NM3／日與300x104NM3／日出現(xiàn)水化物不生成與生成次數(shù)減少而降低總生成量。而在流量或流速較小的場合，即流量為200x104NM3／日與100x104NM3／日，水化物生成量分別增加2．714M3／日與1．116M3／日。因此盲目降低水蒸氣含量有可能導(dǎo)致水化物增加，特別在流量或流速較小的場合。進(jìn)一步降低水蒸氣含量至10g／NM3時，僅最小流量100x104NM3／日場合生成水化物一次。
因此對于各種工況，可以確定一個不生成水化物的界限初始含水量，且此時天然氣的初始溫度可以高于管道埋深處的土壤溫度。表1工況下，四種天然氣流量的界限初始含水量見表3，其隨流量或流速的減少而降低，當(dāng)初始含水量大于此值時，即生成水化物。
表3 項(xiàng) 目 VD 400x10 4 300x10 4 200x10 4 100x10 4 BW 18．7 13．3 10．4 9．2
3、改變輸氣壓力時水化物生成狀況
設(shè)定管線起點(diǎn)天然氣壓力由表1的6Mpa降至3Mpa，初始水蒸氣含量為58．951g/NM3(飽和狀態(tài))與15g/NM3(未飽和狀態(tài))，其余原始數(shù)據(jù)同表1。計(jì)算結(jié)果是未飽和狀態(tài)下四種流量場合均未生成水化物，而飽和狀態(tài)僅流量為100x10 4NM3/日時生成水化物一次，其水蒸氣耗量為9．746g/NM3，該數(shù)值大于起點(diǎn)壓力為6Mpa的表1中數(shù)值，從而使水化物增加3．226M3／日，增幅達(dá)42．43％。由此可見，降低天然氣壓力可以防止水化物生成，若結(jié)合水蒸氣含量的降低更為有效。但在較高水蒸氣含量時降低壓力，也可能使水化物生成量增加。
因此對于各種工況可以確定一個不生成水化物的界限初始壓力。表1工況下四種天然氣流量的界限初始壓力見表4，其隨流量或流速的減少而降低。當(dāng)初始壓力大于此值時，即生成水化物。
表-4 項(xiàng) 目 VD 400x10 4 300x10 4 200x10 4 100x10 4 BGPR 5．8 4．5 3．3 2．44、改變溫度時水化物生成狀況
設(shè)定水蒸氣含量為15.785g/NM3，天然氣在管線起點(diǎn)的溫度為20℃與10℃，后者為飽和狀態(tài)，其余原始數(shù)據(jù)同表1。計(jì)算結(jié)果見表5。
表-5 項(xiàng) 目 VD 400x10 4 300x10 4 200x10 4 100x10 4 初 始 溫 度 20℃ 1 L ／ 31．971 17．958 8．575 HW ／ 4．377 3．688 3．520 GT ／ 8．550 9．680 9．980 2 L ／ ／ 34．770 15．242 HW ／ ／ 4．958 4．616 GT ／ ／ 5．460 6．240 10℃ 1 L 0 0 0 0 HW 3．508 3．508 3．508 3．508 GT 10．0 10．0 10．0 10．0 2 L ／ 31．983 14．352 6．569 HW ／ 5．311 4．718 4．593 GT ／ 4．910 6．050 6．290
由表5可見，在水蒸氣含量不變條件下，當(dāng)提高天然氣初始溫度由飽和狀態(tài)變?yōu)椴伙柡蜖顟B(tài)時，在較大流量或流速場合，如400x104NM3／日與300x104NM3／日，可減少水化物生成，而在較小流量或流速場合，如200x104NM3／日與100x104NM3／日，增加水化物生成量。因此當(dāng)初始溫度變化時，流量或流速對水化物的生成與否有顯著影響。在較大流量或流速范圍內(nèi)，可以確定一個界限初始溫度，其隨流量或流速的增大而降低。當(dāng)初始溫度低于此值時生成水化物。而在較小流量或流速下的界限初始溫度值較高，超過生成水化物的臨界溫度。表5工況下，三種流量的界限初始溫度見表6。
表6 項(xiàng) 目 VD 350x10 4 400x10 4 500x10 4 BGT 20．2 13．2 10．2
5、不同成分天然氣的水化物生成狀況
對下列體積成分的油田伴生氣進(jìn)行計(jì)算：CH4 81．7％、C3H8 6．2％、C4H10 4．86％、C5H12 4．94％、C02 0．3％、C02 0．2％、N21．8％，在管線起點(diǎn)被水蒸氣飽和，其余原始數(shù)據(jù)同表1。計(jì)算結(jié)果見表7。
表7 項(xiàng) 目 沿管線地點(diǎn) 1 2 3 4 5 VD 400 × 10 4 L 7．048 ／ ／ ／ ／ HW 4．744 ／ ／ ／ ／ LPR 5．677 ／ ／ ／ ／ 300 ×10 4 L 4．816 16．945 30．633 ／ ／ HW 4．731 3．054 3．663 ／ ／ LPR 5．872 3．160 1．969 ／ ／ 200×10 4 L 3．083 9．703 15．845 25．332 53．949 HW 4．724 3．003 2．958 3．786 5．341 LPR 5．956 3．481 2．455 1．610 0．839 100×10 4 L 1．514 4．647 7．480 11．335 19．721 HW 4．727 3．0 2．846 3．389 4．516 LPR 5．992 3．571 2．572 1．788 1．070
對比表1與表6可見，油田伴生氣除流量為400x104NM3／日場合外，其他三種流量的水化物生成次數(shù)與總量均大于純天然氣的場合，單位體積天然氣的水蒸氣總耗量分別高1．732g/NM3、11．856g/NM3與10．875g/NM3，后兩者耗于水化物的水蒸氣量約為初始飽和水蒸氣量的2／3左右。以上現(xiàn)象的產(chǎn)生是由于在相同溫度下，水化物生成的極限壓力是隨天然氣密度的增加而降低，油田伴生氣的相對密度為0．807，而純天然氣的相對密度為0．575，因此前者的極限壓力顯著低于后者。流量或流速較小的場合，管線中壓力下降較緩。因此油田伴生氣生成水化物的次數(shù)增加，水化物總量也隨之增加。對于密度較大的天然氣，當(dāng)流量或流速較低時，宜以較低壓力輸送。
四、結(jié)論
1、天然氣的壓力、溫度、水蒸氣含量、密度等性質(zhì)參數(shù)與輸配工況是天然氣水化物生成的主要影響因素。研究水化物生成狀況，以及防止或減少水化物的生成，必須對上述因素綜合研究。
2、針對不同的天然氣性質(zhì)參數(shù)與輸配工況的研究，掌握水化物生成與否，生成地點(diǎn)與生成量等狀況，在此基礎(chǔ)上提出“最不利流量(流速)”，“界限初始含水量”、“界限初始壓力”與“界限初始溫度”的概念與計(jì)算例。從而獲得通過控制天然氣性質(zhì)參數(shù)與輸配工況有效控制水化物生成的方法。
五、符號說明
LP、LPR—極限壓力(絕對壓力、相對壓力)(mpa)；
ALP、BLP、CLP、DLp、A、B、Cd、Aspw、Bspw、Cspw、Dspw、AspH、BspH、CspH、DspH—有關(guān)系數(shù)；
GT—天然氣溫度(℃)；
W—天然氣中水蒸氣量(g/NM3)；
GP、GPR—天然氣壓力(絕對壓力、相對壓力)(mpa)；
GP1一管線起點(diǎn)天然氣壓力(絕對壓力、mpa)；
V—天然氣流量(NM3/H)；T—天然氣溫度(K)；
S一天然氣相對密度；
L一管線長度(KM)；D—管徑(MM)；
K—傳熱系數(shù)(kj／M2·H·℃)；
GT1—管線起點(diǎn)天然氣溫度(℃)；
LT—土壤溫度(℃)；
SPW、SPH—水蒸氣飽和壓力(對水、對水化物)(Pa)；
VD—天然氣流量(NM3／日)；
HW—單位體積天然氣耗于生成水化物的水蒸氣量(g/NM3)：
VHD—水化物體積(M3／日)：
BW—界限初始含水量(g/NM3)；
BGPR一界限初始壓力(相對壓力、MPa)；
BGT—界限初始溫度(℃)。
主要參考支獻(xiàn)
[1]四川石油管理局 天然氣工程手冊 石油工業(yè)出版社 1983。
Analysis and Control for Producing Hydrate of Natural
Gas in long distance pipeline
MI kang-qi
(Huazhong University of Science and Technology East Area Environment Science and
ongineering college, Hubei Wuhan 430074,China)
Abstract: The research for producing hydrate of natural gas of various quality and
transmission state in long distance pipeline was made by computer. The law for producing hydrate
and limit parameters for no producing hydrate were obtained. Tho valid method of controling
prime parameters of natural gas for preventing hydrate was put forward.
Key word: natural gas hydrate pipe computer employ
天然氣在長輸管線中生成水化物將引起流通能力降低，甚至堵塞，是天然氣輸送中應(yīng)重視的問題。在各種天然氣性質(zhì)參數(shù)與管線輸配工況下，正確測算水化物生成的工況，生成地點(diǎn)與數(shù)量，獲得不生成水化物的“初始界限參數(shù)”，提出控制初始參數(shù)的方法以減少或防止水化物的生成。本文應(yīng)用作者開發(fā)的計(jì)算機(jī)軟件進(jìn)行上述工作。
二、主要計(jì)算公式
作者在開發(fā)計(jì)算機(jī)軟件過程中，根據(jù)文獻(xiàn)[1]等提供資料，部分公式與系數(shù)采用曲線擬合等方式獲得。主要計(jì)算公式如下：
三、計(jì)算與分析
1、不同流速下水化物生成狀況
水蒸氣飽和的純天然氣以四種不同日流量、由直徑400MM管線輸送，并設(shè)定小時流量均勻，計(jì)算結(jié)果見表1。
表1 項(xiàng) 目 VD 400x104 300x10 4 200x10 4 100x10 4 沿 管 線 地 點(diǎn) 1 L 44．807 25．253 15．597 7．616 W 18．810 17．160 16．749 16．622 HW 5．469 3．755 3．397 3．295 VHD 24．306 12．516 7．549 3．661 GPR 4．432 5．547 5．879 5．985 LPR 4．429 5．544 5．876 5．982 GT 8．220 10．10 10．590 10．740 2 L ／ 61．072 26．839 12．576 W ／ 13．415 13．361 13．337 HW ／ 5．961 4．559 4．308 VHD ／ 19．870 10．130 4．786 GPR ／ 4．859 5．793 5．976 LPR ／ 2．899 3．849 4．046 GT ／ 4．610 7．040 7．460
注：天然氣體積成分(％)：CH498.0、C3H8 0.3、C4H100.3、C5H12 0.4、N2 1.0，管線起點(diǎn)壓力：6.0Mpa(相對壓力)，管線起點(diǎn)天然氣溫度：20℃，水蒸氣含量：30g/NM3，管線埋深：IM，管線埋深出土壤溫度：2℃。
由表1可見，由于流量不同而使水化物生成量出現(xiàn)較大差別。以單位體積天然氣用于生成水化物的水蒸氣耗量HW衡量水化物的多少。對應(yīng)于四種流量分別為5.469g/NM3、9.716g/NM3、7.956g/NM3與7.603g/NM3。其中生成次數(shù)少的場合，顯然水蒸氣耗量少，而生成次數(shù)相同時，水蒸氣耗量隨流量或流速的降低而減少。對于一定工況必然存在一個水蒸氣耗量最大的流量或流速，稱之為“最不利流量”或“最不利流速”，此流量或流速下生成最大量的水化物。對于表1的工況，最不利流量為302X104NM3/日，此時水蒸氣耗量為9.964g／NM3。因此控制流量或流速，偏離以最不利流量或流速為峰值的不利區(qū)域，可以有
效降低或避免水化物的生成。
2、改變天然氣水蒸氣含量時水化物生成狀況
設(shè)定管線起點(diǎn)天然氣的水蒸氣含量由表1飽和狀態(tài)的30g/NM3降至未飽和狀態(tài)的15g/NM3，其余原始數(shù)據(jù)同表1，計(jì)算結(jié)果見表2。
表2
項(xiàng) 目 VD 400x10 4 300x10 4 200x10 4 100x10 4 沿 管 線 地 點(diǎn) 1 L ／ 37．324 20．308 9．645 W ／ 15．005 15．002 15．0 HW ／ 4．801 3．965 3．766 VHD ／ 16．005 8．811 4．184 GPR ／ 5．324 5．843 5．982 LPR ／ 4．080 4．787 4．985 GT ／ 7．530 8．870 9．210 2 L ／ ／ 47．521 19．066 W ／ ／ 11．041 11．242 HW ／ ／ 5．212 4．841 VHD ／ ／ 11．582 5．379 GPR ／ ／ 5．632 5．964 LPR ／ ／ 2．671 3．014 GT ／ ／ 3．890 4．950
對比表1與表2可見，當(dāng)水蒸氣含量降至15g／NM3，即不飽和狀態(tài)時，在流量或流速較大的場合，即流量為400x104NM3／日與300x104NM3／日出現(xiàn)水化物不生成與生成次數(shù)減少而降低總生成量。而在流量或流速較小的場合，即流量為200x104NM3／日與100x104NM3／日，水化物生成量分別增加2．714M3／日與1．116M3／日。因此盲目降低水蒸氣含量有可能導(dǎo)致水化物增加，特別在流量或流速較小的場合。進(jìn)一步降低水蒸氣含量至10g／NM3時，僅最小流量100x104NM3／日場合生成水化物一次。
因此對于各種工況，可以確定一個不生成水化物的界限初始含水量，且此時天然氣的初始溫度可以高于管道埋深處的土壤溫度。表1工況下，四種天然氣流量的界限初始含水量見表3，其隨流量或流速的減少而降低，當(dāng)初始含水量大于此值時，即生成水化物。
表3 項(xiàng) 目 VD 400x10 4 300x10 4 200x10 4 100x10 4 BW 18．7 13．3 10．4 9．2
3、改變輸氣壓力時水化物生成狀況
設(shè)定管線起點(diǎn)天然氣壓力由表1的6Mpa降至3Mpa，初始水蒸氣含量為58．951g/NM3(飽和狀態(tài))與15g/NM3(未飽和狀態(tài))，其余原始數(shù)據(jù)同表1。計(jì)算結(jié)果是未飽和狀態(tài)下四種流量場合均未生成水化物，而飽和狀態(tài)僅流量為100x10 4NM3/日時生成水化物一次，其水蒸氣耗量為9．746g/NM3，該數(shù)值大于起點(diǎn)壓力為6Mpa的表1中數(shù)值，從而使水化物增加3．226M3／日，增幅達(dá)42．43％。由此可見，降低天然氣壓力可以防止水化物生成，若結(jié)合水蒸氣含量的降低更為有效。但在較高水蒸氣含量時降低壓力，也可能使水化物生成量增加。
因此對于各種工況可以確定一個不生成水化物的界限初始壓力。表1工況下四種天然氣流量的界限初始壓力見表4，其隨流量或流速的減少而降低。當(dāng)初始壓力大于此值時，即生成水化物。
表-4 項(xiàng) 目 VD 400x10 4 300x10 4 200x10 4 100x10 4 BGPR 5．8 4．5 3．3 2．44、改變溫度時水化物生成狀況
設(shè)定水蒸氣含量為15.785g/NM3，天然氣在管線起點(diǎn)的溫度為20℃與10℃，后者為飽和狀態(tài)，其余原始數(shù)據(jù)同表1。計(jì)算結(jié)果見表5。
表-5 項(xiàng) 目 VD 400x10 4 300x10 4 200x10 4 100x10 4 初 始 溫 度 20℃ 1 L ／ 31．971 17．958 8．575 HW ／ 4．377 3．688 3．520 GT ／ 8．550 9．680 9．980 2 L ／ ／ 34．770 15．242 HW ／ ／ 4．958 4．616 GT ／ ／ 5．460 6．240 10℃ 1 L 0 0 0 0 HW 3．508 3．508 3．508 3．508 GT 10．0 10．0 10．0 10．0 2 L ／ 31．983 14．352 6．569 HW ／ 5．311 4．718 4．593 GT ／ 4．910 6．050 6．290
由表5可見，在水蒸氣含量不變條件下，當(dāng)提高天然氣初始溫度由飽和狀態(tài)變?yōu)椴伙柡蜖顟B(tài)時，在較大流量或流速場合，如400x104NM3／日與300x104NM3／日，可減少水化物生成，而在較小流量或流速場合，如200x104NM3／日與100x104NM3／日，增加水化物生成量。因此當(dāng)初始溫度變化時，流量或流速對水化物的生成與否有顯著影響。在較大流量或流速范圍內(nèi)，可以確定一個界限初始溫度，其隨流量或流速的增大而降低。當(dāng)初始溫度低于此值時生成水化物。而在較小流量或流速下的界限初始溫度值較高，超過生成水化物的臨界溫度。表5工況下，三種流量的界限初始溫度見表6。
表6 項(xiàng) 目 VD 350x10 4 400x10 4 500x10 4 BGT 20．2 13．2 10．2
5、不同成分天然氣的水化物生成狀況
對下列體積成分的油田伴生氣進(jìn)行計(jì)算：CH4 81．7％、C3H8 6．2％、C4H10 4．86％、C5H12 4．94％、C02 0．3％、C02 0．2％、N21．8％，在管線起點(diǎn)被水蒸氣飽和，其余原始數(shù)據(jù)同表1。計(jì)算結(jié)果見表7。
表7 項(xiàng) 目 沿管線地點(diǎn) 1 2 3 4 5 VD 400 × 10 4 L 7．048 ／ ／ ／ ／ HW 4．744 ／ ／ ／ ／ LPR 5．677 ／ ／ ／ ／ 300 ×10 4 L 4．816 16．945 30．633 ／ ／ HW 4．731 3．054 3．663 ／ ／ LPR 5．872 3．160 1．969 ／ ／ 200×10 4 L 3．083 9．703 15．845 25．332 53．949 HW 4．724 3．003 2．958 3．786 5．341 LPR 5．956 3．481 2．455 1．610 0．839 100×10 4 L 1．514 4．647 7．480 11．335 19．721 HW 4．727 3．0 2．846 3．389 4．516 LPR 5．992 3．571 2．572 1．788 1．070
對比表1與表6可見，油田伴生氣除流量為400x104NM3／日場合外，其他三種流量的水化物生成次數(shù)與總量均大于純天然氣的場合，單位體積天然氣的水蒸氣總耗量分別高1．732g/NM3、11．856g/NM3與10．875g/NM3，后兩者耗于水化物的水蒸氣量約為初始飽和水蒸氣量的2／3左右。以上現(xiàn)象的產(chǎn)生是由于在相同溫度下，水化物生成的極限壓力是隨天然氣密度的增加而降低，油田伴生氣的相對密度為0．807，而純天然氣的相對密度為0．575，因此前者的極限壓力顯著低于后者。流量或流速較小的場合，管線中壓力下降較緩。因此油田伴生氣生成水化物的次數(shù)增加，水化物總量也隨之增加。對于密度較大的天然氣，當(dāng)流量或流速較低時，宜以較低壓力輸送。
四、結(jié)論
1、天然氣的壓力、溫度、水蒸氣含量、密度等性質(zhì)參數(shù)與輸配工況是天然氣水化物生成的主要影響因素。研究水化物生成狀況，以及防止或減少水化物的生成，必須對上述因素綜合研究。
2、針對不同的天然氣性質(zhì)參數(shù)與輸配工況的研究，掌握水化物生成與否，生成地點(diǎn)與生成量等狀況，在此基礎(chǔ)上提出“最不利流量(流速)”，“界限初始含水量”、“界限初始壓力”與“界限初始溫度”的概念與計(jì)算例。從而獲得通過控制天然氣性質(zhì)參數(shù)與輸配工況有效控制水化物生成的方法。
五、符號說明
LP、LPR—極限壓力(絕對壓力、相對壓力)(mpa)；
ALP、BLP、CLP、DLp、A、B、Cd、Aspw、Bspw、Cspw、Dspw、AspH、BspH、CspH、DspH—有關(guān)系數(shù)；
GT—天然氣溫度(℃)；
W—天然氣中水蒸氣量(g/NM3)；
GP、GPR—天然氣壓力(絕對壓力、相對壓力)(mpa)；
GP1一管線起點(diǎn)天然氣壓力(絕對壓力、mpa)；
V—天然氣流量(NM3/H)；T—天然氣溫度(K)；
S一天然氣相對密度；
L一管線長度(KM)；D—管徑(MM)；
K—傳熱系數(shù)(kj／M2·H·℃)；
GT1—管線起點(diǎn)天然氣溫度(℃)；
LT—土壤溫度(℃)；
SPW、SPH—水蒸氣飽和壓力(對水、對水化物)(Pa)；
VD—天然氣流量(NM3／日)；
HW—單位體積天然氣耗于生成水化物的水蒸氣量(g/NM3)：
VHD—水化物體積(M3／日)：
BW—界限初始含水量(g/NM3)；
BGPR一界限初始壓力(相對壓力、MPa)；
BGT—界限初始溫度(℃)。
主要參考支獻(xiàn)
[1]四川石油管理局 天然氣工程手冊 石油工業(yè)出版社 1983。
Analysis and Control for Producing Hydrate of Natural
Gas in long distance pipeline
MI kang-qi
(Huazhong University of Science and Technology East Area Environment Science and
ongineering college, Hubei Wuhan 430074,China)
Abstract: The research for producing hydrate of natural gas of various quality and
transmission state in long distance pipeline was made by computer. The law for producing hydrate
and limit parameters for no producing hydrate were obtained. Tho valid method of controling
prime parameters of natural gas for preventing hydrate was put forward.
Key word: natural gas hydrate pipe computer employ
