新建管道天然气水合物预防对策研究

李方圆

（山东省天然气管道有限责任公司）

0前言

某天然气管道线路全长198km，设计压力8.0MPa，年输气规模为67.2×10⁸m³，沿线共设置4座输气场站，9座截断阀室，2014年11月，该管道正式建成投产，由于地处北方地区，冬季气候较为寒冷，在投产后不到一个月的时间内，首站连续发生多次管道冰堵现象，最严重时一度导致多条支路供气完全中断，对正常供气生产带来较大的影响。因此，以本次管道冻堵为例，研究天然气管道产生冻堵的原因，对水合物的生成条件进行科学预测，并提出切实有效的防治手段，用以指导今后类似管道的投产。

关键词：天然气  管道  水合物  冻堵  预防  抑制剂

1管道冻堵原因分析

1.1天然气水合物的生成条件

在一定温度和有液相水存在的条件下，天然气中的某些组分能和液态水形成一种白色结晶固体，外观类似于松散的冰或致密的雪，密度为0.88～0.9g/cm³，这就是天然气水合物。水合物的形成会阻塞天然气管道和设备，严重影响正常输气生产。

（a）Ⅰ型结构；（b）Ⅱ型结构

图1 天然气水合物的结构

天然气水合物是一种许多空腔构成的结晶结构，水分子借氢键结合成笼形晶格，气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格中。水合物有Ⅰ型和Ⅱ型两种结构，其中，相对分子质量较小的气体，如CH₄、C₂H₆、H₂S等水合物为Ⅰ型结构，相对分子质量较大的气体，如C₃H₈、iC₄H₁₀等的水合物为Ⅱ型结构。

天然气水合物不是一种简单的化合物，而是一种络合物，通常其形成需满足以下条件：（1）天然气的含水量处于饱和状态，有液相水存在；（2）天然气处于足够高的压力和足够低的温度条件下。天然气不同组分形成水合物都存在一个临界温度，在临界温度之上，不管压力多大，都不会形成水合物。（3）当存在以上两个条件时，气体流动产生扰动，并有结晶中心存在。

表1 天然气组分形成水合物的临界温度

1.2水合物的生成条件预测

可通过查阅天然气水合物形成的压力-温度曲线预测天然气水合物的形成，在曲线上方的为水合物形成区域，曲线下方的区域不会形成天然气水合物。压力越高，温度越低，越容易形成水合物，对于H₂S含量较大的天然气，经验图解法预测精度较差，不宜使用。对于相对密度位于两条曲线之间的天然气，可采用内插法预测水合物的生成条件。如天然气的相对密度为0.6 g/cm³ 、管道运行温度为10℃时，形成水合物的最低压力为3.3MPa；天然气的相对密度为0.7 g/cm³ 、管道运行温度为10℃时，形成水合物的最低压力为2.3MPa。

  图2 天然气水合物形成的压力-温度曲线

1.3  管道冰堵原因分析

该天然气管道投产时，天然气相对密度为0.61，首站运行温度为6℃左右，查图2知，形成水合物的最低压力为2.1MPa，而首站进站压力为5.0MPa以上，因此具备了水合物的生成条件。由于该管道全线输送的是上游LNG接收站气化气，天然气中水分含量极低。通过测试该管道沿线多个测试点的水露点（表2为水露点测试数据），分析导致首站出现冻堵的原因可能是：由于站内管道吹扫、干燥等无法进行清管作业，地下管道、弯管、阀门等处可能会残留一定量的液态水。管道投产后，高速天然气流携带大量液态水进入计量调压区，经过分离器、调压阀、整流板等位置时，满足了水合物形成的条件，形成了大量天然气水合物，堵塞了分离器滤芯、调压阀阀口和整流板，影响了正常的天然气输送。

表2 水露点测试数据

2天然气水合物的防治措施

2.1提高天然气的流动温度

（1）加热。加热提高天然气流动温度是防止水合物形成和处理已生成水合物的最有效方法之一。即在维持原有压力状态下使输气管道中的天然气温度高于水合物的生成温度。输气场站常用的加热设备有水套炉或电伴热带，加热位置一般选择在输气场站过滤分离器或调压阀等节流严重的位置上游，对于防止节流件发生冻堵效果显著。但这种方法能源消耗量巨大，对于大型输气场站和天然气输气干线的适用性较差。

（2）保温。保温也是直接影响提高天然气流动温度效果的关键。管道保温施工一般按保温层、防潮层、保护层的顺序施工。保温施工应在管道试压及防腐合格后进行，施工前管道表面应保持清洁干燥。垂直管道的保温应自下而上地进行。垂直高度超过5m 的，施工时每隔3～5m 焊接1个支撑托板，支撑托板应焊在管壁上，宽度为保温厚度的1／3～ 1／2，保温管道支架处应留有膨胀伸缩缝，并用石棉绳或玻璃棉填塞。防水层在搭接时，其宽度应为30～50 mm，并缝口朝下，与保温层应捆扎牢固。防水层应完整严密、厚度均匀、无气孔、鼓泡和开裂等缺陷。保护层在搭接时，其宽度应为30～50 mm，端部应封闭。若用金属作为保护层，应压边，箍紧，不得有脱壳或凹凸不平，其环纵缝应搭接或咬口。

2.2降低管道内天然气运行压力

维持管道原有温度状态使输气管道中的天然气压力将抵达，从而使生成水合物的温度曲线下移。该方法对于预防水合物的产生有着很好的效果，但由于水合物产生一般发生在气温较低的冬季，在分解已形成的水合物时，并不是一种有效的方法，应用价值不高。

2.3限制节流件的节流程度

当天然气在管道中流动时，由于局部阻力，如遇到调压阀、局部缩径时，其压力显著降低，这种现象叫做节流。由于天然气流经节流件时，流速大时间短，来不及与外界进行热量交换，可近似看做绝热过程，根据能量守恒定律，节流前后的流体内部的总能量(焓)应保持不变。当天然气节流后，由于压力降低，气体体积膨胀，分子间的距离增大，分子间的位能增加，相应的动能减小，而分子的动能大小可反映出温度的高低，所以天然气流经调压阀等节流件降压时，温度会有所降低，通过分析山东管网多年的运行情况，可近似认为天然气压力每降低1MPa，温度下降幅度约为5℃左右，因此当节流件上下游差压较大时，就有可能在节流处产生较大温降，生成水合物阻塞阀门或管道。基于此，通过降低上游压力或提高下游压力来降低节流件上下游压差，可有效缓解节流处的节流效应，避免大量水合物在节流处生成。

调节阀是输气场站节流最严重的设备之一，该管道沿线各场站调压阀均为轴流式调压阀，鼠笼是轴流式调压阀的关键部件，壁面上有许多孔眼，活塞通过活塞杆的导引在鼠笼内前后运动，可精确调节流量，但此结构也容易在笼壁上发生冰堵，且水合物一但生成，很快就会堵塞流量调节的孔眼，节流进一步加大，阀前后压差增大，阀后天然气温度持续下降，游离水在阀门和阀后管段内冻结，进一步加剧冰堵，直至完全堵塞。这时，提高调压阀阀后压力或者降低阀前压力可显著降低发生冰堵的风险。

2.4注入抑制剂防止天然气水合物的形成

广泛使用的天然气水合物抑制剂有甲醇和甘醇类化合物，如甲醇、乙二醇。甲醇优点：一是沸点较低，宜用于较低温度、气量小、季节性间歇或临时设施采用的场合，二是沸点低、易挥发，与天然气混合均匀，不需要雾化设备；但甲醇具有一定的毒性。乙二醇沸点较高，难雾化，粘度较大，这可能会导致管道内壁长时间有大量乙二醇存在，无法通过天然气携带出管道，乙二醇成本低，连续注入的情况下，采用乙二醇更为经济^[1]。图3是一种典型的注剂撬。

图3抑制剂加注撬

加装注醇撬与增设加热炉等其他防冻措施相比，设备和流程简单，投资少，改造工作量小，不影响正常的生产和运行，适用于已投入运行，防冻问题仅在冬季和气质不达标时出现，需要采取临时措施的输气管道。

抑制剂的注入量可通过式（1）计算确定：

                                      (1)

式中 ——抑制剂最小单位耗量，g/m³；——抑制剂入口处气相含水量，g/m³；——抑制剂出口处气相含水量，g/m³；——抑制剂移出重量浓度，%；——抑制剂加入重量浓度，%；

——系数，对于甲醇来讲，是温度和压力的函数，，其中为体系压力，MPa；T为体系温度，K。

  用式（1）求得抑制剂的最小单位用量后，即可视作抑制剂的注入量。但在实际应用中，为保险起见，一般实际用量取计算值的1.15～1.20倍。

3新建管道冰堵预防建议

3.1源头把关，防治结合，管道建设期开展管道投产防冻堵准备工作

（1）减少施工和试压中遗留的水。液相水是形成天然气水合物的关键因素，因此，保持管道内天然气始终为干气，不会有液态水析出，是解决水合物问题的关键。一方面应在投产前期优化清管干燥方案，避免出现管道干燥死角。尤其是输气场站内工艺管道，由于地上管线和地下管线并存、弯头众多、管径不统一，无法像站外主管道那样进行管道清管作业，更要采用干燥空气法对每一条工艺管道进行强力吹扫，确保站内流程无积水。另一方面应在在主管道吹扫和试压后, 适当增加清管次数，确保站外主管线内无积水。第三，应在站内流程和主管道干燥吹扫的末端，采用水露点检测仪多频次检测管道内介质的水露点,直至水露点达到标准要求。

（2）提前做好站场设备和管道的冬防保温工作。结合新投产场站的冬季天然气销售计划和各场站工艺流程，利用仿真软件进行模拟计算，根据用气量情况和节流情况，计算确定电伴热功率、保温方式及保温层厚度等^[2]，提前组织施工，确保调压阀、排污罐、分离器、流量计等关键仪表和设备顺利过冬。

3.2合理优化生产运行参数，避免产生水合物形成的条件

一是开展天然气场站水合物形成预测分析，根据生产参数预测各场站水合物形成的条件，提升生产计划的指导作用；二是根据输销计划合理排定管网各压力控制点的压力情况，避免个别场站局部节流严重，温降过大；三是对节流严重的场站，可提前与用户沟通，开展工艺适应性改造，提高下游管网接气压力，缩小与上游主管道的压力差；四是对管网条件具备且用气量较大的用户，可通过多支路供气方式，分解输销气量，降低单支路的供气压力。

3.3定期排液，防止管道内大量液态水聚集

一是加强对关键设备的液位监控，尤其是对分离器、汇管、过滤器等容易积液的设备要进行定期排污，防止污水积聚；二是对个别容易积液的低洼处，如场站埋地管道，可考虑设置排液阀，以便上游携带而来的积液可及时排出。

3.4制定合理的抑制剂加注制度，一旦出现管道冻堵，可及时处置

    加注水合物抑制剂是目前防治天然气水合物形成最常用的措施。抑制剂的种类、加剂量、加注时间、加注方式等与水合物防治效果密切相关，因此，针对不同的工况条件，制定适宜的水合物抑制剂加注制度至关重要。水合物抑制剂有甲醇、乙二醇两种，甲醇有较强的毒性，乙二醇无毒，但挥发性较差，可结合生产实际选择使用。注剂方式有连续加注和间隙加注两种，可根据管道内运行特点选择加注方式：当天然气气质内含有较多量的水时，可采取连续加注方式；当管道内有大量液态水积聚时，可考虑采用间隙加注。加注时采用泵注方式，条件允许时最好使用雾化装置，提高防冻解冻效果。注剂量和注剂时间应根据天然气含水量和运行工况等情况计算确定。

参考文献：

1.蔡明涛，张新胜，黄伟等.利用地面工程解决天然气管道冰堵问题的探讨[J]，油气井测试，2014,23（5）70-71.

2.郭洲，荆潇，曹永升.通过HYSYS计算天然气水合物抑制剂注入量[J]，天然气与石油，2013，31（6）:49-51.