路径: 主页 > GB/T > 第747页 > GB/T 47444-2026 | 标准编号 | GB/T 47444-2026 (GB/T47444-2026) | | 中文名称 | 海底油气管道中天然气水合物生成预测与防控要求 | | 英文名称 | Prediction and prevention requirements of natural gas hydrate formation in subsea pipelines transporting oil and gas | | 行业 | 国家标准 (推荐) | | 中标分类 | E16 | | 国际标准分类 | 75.200 | | 字数估计 | 26,216 | | 发布日期 | 2026-04-30 | | 实施日期 | 2026-11-01 | | 发布机构 | 国家市场监督管理总局、国家标准化管理委员会 | GB/T 47444-2026: 海底油气管道中天然气水合物生成预测与防控要求
GB/T 47444-2026 英文版: Prediction and prevention requirements of natural gas hydrate formation in subsea pipelines transporting oil and gas
ICS 75.200
CCSE16
中华人民共和国国家标准
海底油气管道中天然气水合物
生成预测与防控要求
2026-04-30发布
2026-11-01实施
国 家 市 场 监 督 管 理 总 局
国 家 标 准 化 管 理 委 员 会 发 布
1 范围
本文件规定了海底油气管道中天然气水合物生成预测与防控总体要求,给出了海底油气管道中天
然气水合物生成预测模型,规定了天然气水合物防控要求。
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。
4 总体要求
4.1 海底油气管道在投产、稳定生产、调产、停产及再启动等过程应进行天然气水合物生成风险分析。
4.2 海底油气管道中天然气水合物生成预测与防控时,应按第5章的规定确定不同压力下的水合物生
成温度,再结合输送工况编制水合物防控方案。
4.3 水合物生成温度应优先通过实验获得,不具备实验条件的情况下也可使用模型计算。采用模型计
算获取水合物生成温度时,应掌握管流组分数据,包括气体组分、水的盐度等。
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/T 13609执行;
水取样应按照GB/T 4756执行。
5.1.2 水合物生成温度实验测定方法按SY/T 7676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:
a) C1、C2、C3、C4、C5、C+6 组分含量;
b) CO2、N2、H2S等非烃组分含量;
c) 产水量及水中甲醇、乙二醇等热力学抑制剂浓度;
d) 管道水相中Na+、Ca2+、K+、Cl-、Br-等盐离子含量。
5.2.2 纯水体系
对纯水体系,海底油气管道水合物生成温度计算宜使用范德·瓦耳斯-普拉图(vanderWaals-Plat-
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
对于含热力学抑制剂体系或含盐体系,可直接使用范德·瓦耳斯-普拉图、陈-郭理论模型计算水合
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
(Hammerschmidt,见 A.3)、尼 尔 森 (Nielsen,见 A.4)、尤 西 夫 (Yousif,见 A.5)、穆 罕 默 迪
(Mohammadi,见A.6)等经验模型计算水合物生成温度,但经验模型应根据其适用范围进行选择使用。
经验模型适用范围如下:
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;
c) 含盐体系的阴阳离子通常会抑制水合物生成,水中主要含有Na+、Ca2+、K+、Cl-、Br-五种离
子,其水合物生成温度计算经验模型宜采用尤西夫模型;水中其他盐离子可按离子等价、相对
分子量接近的原则折算成Na+、Ca2+、K+、Cl-或Br-的摩尔分数近似计算;
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。
5.2.4 其他体系
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。
注:其他体系包括但不限于含甲醇、乙二醇之外的其他醇类体系,含多种热力学抑制剂混合物体系等。
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。
6.2 化学药剂防控法
6.2.1 化学药剂选择
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;
b) 水合物防控宜优先选用热力学抑制剂;
c) 海底油气管道计划停输时,应选用热力学抑制剂进行水合物防控;
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。
6.2.2 热力学抑制剂
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:
a) 热力学抑制剂注入量的确定原则为加入热力学抑制剂后管道沿线任意位置的运行温度均应比
水合物生成温度高5℃以上;
b) 水合物热力学抑制剂用量的计算方法见附录B;
c) 若选用甲醇进行水合物防控,则应按GB/T 338规定使用甲醇。
6.2.3 动力学抑制剂
使用动力学抑制剂进行水合物防控时,包括但不限于以下规则:
a) 应通过实验评价不同过冷度和不同用量下的动力学抑制剂水合物防控效果;
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。
6.2.4 阻聚剂
使用阻聚剂进行水合物防控时,包括但不限于以下规则:
a) 应通过实验评价不同过冷度和不同用量下的阻聚剂水合物防控效果;
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
评价结果确定。
6.3 压力防控法
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
使用温度防控法进行水合物防控时,包括但不限于以下规则:
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......
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