表3
项 目VD400X104300X104200X104100X104BW18．713．310．49．2
3、改变输气压力时水化物生成状况
设定管线起点天然气压力由表1的6MPA降至3MPA，初始水蒸气含量为58．951G/NM3(饱和状态)与15G/NM3(未饱和状态)，其余原始数据同表1。计算结果是未饱和状态下四种流量场合均未生成水化物，而饱和状态仅流量为100X10 4NM3/日时生成水化物一次，其水蒸气耗量为9．746G/NM3，该数值大于起点压力为6MPA的表1中数值，从而使水化物增加3．226M3／日，增幅达42．43％。由此可见，降低天然气压力可以防止水化物生成，若结合水蒸气含量的降低更为有效。但在较高水蒸气含量时降低压力，也可能使水化物生成量增加。
因此对于各种工况可以确定一个不生成水化物的界限初始压力。表1工况下四种天然气流量的界限初始压力见表4，其随流量或流速的减少而降低。当初始压力大于此值时，即生成水化物。
表-4
项 目VD400X104300X104200X104100X104BGPR5．84．53．32．4
4、改变温度时水化物生成状况
设定水蒸气含量为15.785G/NM3，天然气在管线起点的温度为20℃与10℃，后者为饱和状态，其余原始数据同表1。计算结果见表5。
表-5
项 目VD400X104300X104200X104100X104
初
始
温
度20℃1L／31．97117．9588．575HW／4．3773．6883．520GT／8．5509．6809．980 2L／／34．77015．242HW／／4．9584．616GT／／5．4606．24010℃1L0000HW3．5083．5083．5083．508GT10．010．010．010．02L／31．98314．3526．569HW／5．3114．7184．593GT／4．9106．0506．290
由表5可见，在水蒸气含量不变条件下，当提高天然气初始温度由饱和状态变为不饱和状态时，在较大流量或流速场合，如400X104NM3／日与300X104NM3／日，可减少水化物生成，而在较小流量或流速场合，如200X104NM3／日与100X104NM3／日，增加水化物生成量。因此当初始温度变化时，流量或流速对水化物的生成与否有显著影响。在较大流量或流速范围内，可以确定一个界限初始温度，其随流量或流速的增大而降低。当初始温度低于此值时生成水化物。而在较小流量或流速下的界限初始温度值较高，超过生成水化物的临界温度。表5工况下，三种流量的界限初始温度见表6。
表6
项 目VD350X104400X104500X104BGT20．213．210．2
5、不同成分天然气的水化物生成状况
对下列体积成分的油田伴生气进行计算：CH4 81．7％、C3H8 6．2％、C4H10 4．86％、C5H12 4．94％、C02 0．3％、C02 0．2％、N21．8％，在管线起点被水蒸气饱和，其余原始数据同表1。计算结果见表7。
表7 项 目沿管线地点12345VD400 × 104L7．048／／／／HW4．744／／／／LPR5．677／／／／300 ×104L4．81616．94530．633／／HW4．7313．0543．663／／LPR5．8723．1601．969／／200×104L3．0839．70315．84525．33253．949HW4．7243．0032．9583．7865．341LPR5．9563．4812．4551．6100．839100×104L1．5144．6477．48011．33519．721HW4．7273．02．8463．3894．516LPR5．9923．5712．5721．7881．070
对比表1与表6可见，油田伴生气除流量为400X104NM3／日场合外，其他三种流量的水化物生成次数与总量均大于纯天然气的场合，单位体积天然气的水蒸气总耗量分别高1．732G/NM3、11．856G/NM3与10．875G/NM3，后两者耗于水化物的水蒸气量约为初始饱和水蒸气量的2／3左右。以上现象的产生是由于在相同温度下，水化物生成的极限压力是随天然气密度的增加而降低，油田伴生气的相对密度为0．807，而纯天然气的相对密度为0．575，因此前者的极限压力显著低于后者。流量或流速较小的场合，管线中压力下降较缓。因此油田伴生气生成水化物的次数增加，水化物总量也随之增加。对于密度较大的天然气，当流量或流速较低时，宜以较低压力输送。