1、管道冰堵作业处置措施随着天然气工业的发展，输送压力逐渐提高。冬季水合物的存在会给天然气 输送造成事故 - 冰堵。 一、冰堵的成因：天然气水合物组成：在一个水合物单元体中，水分子形成一个类似于三维空 间笼的结构，其它分子嵌入其笼中。形成水合物的天然气案例组成包括甲烷、乙 烷、丙烷、丁烷、碳氧化物和氢硫化物，这些是全部普通的天然气成分。仅小的 分子形成水合物，典型地，比丁烷分子量大的燃气成份形不成水合物。水分子被 称为“主体”分子，其它稳定晶体被称作“客体”分子组成的混合物。客体分子 多数情况下被称作形成者，水合物晶体有复杂的三维空间结构，水分子形成一个 笼，客体分子被诱入其中。另外一件关于水合物
2、在客体分子和主体分子之间没有 粘合。客体分子是自由的回旋在主体份子建立的笼子内。输气管线的压力温度一 定，相应的天然气的饱和含水量也就确定。当不饱和含水的天然气进入管线后， 随压力的降低露点下降，当露点等于输气管线温度时，若压力条件满足并且水合 物的形成温度高于输气管线温度，则就可能析出水合物。 一个水合物的形成要求如下三个条件： 1.温度和压力的有机结合，促成水合物的形成依赖于低温和高压。 2.存在一个水合物的形成体。 3. 气体处于水汽的饱和或过饱和状态。 水合物形成的条件但不是必要条件如下： 1.紊动（高流速和搅动） ：a.高流速 高流速区域促成水合物的形成，节流阀 门特别容易对水合物的
3、形成产生影响，一是由于焦耳-汤姆森效应，当天然气通 过一个阀门节流时通常有一个大的温降； 二是气体以很高的流速通过较窄的阀门 腔体。b.搅动 管道中的混合和处理容器会增加水合物的形成。 2. 成核位置：成核位置的意思是一个促使状态过度和一个从流体变为固体 状态的点。对于水合物的形成包括一个管道中的缺陷、一个焊点、一个管道连接 件 （弯头、 三通和阀门） 残渣、 ， 锻削、 淤泥和沙子都构成很好的晶核形成地点。 3游离水：对于前面所述，这并不矛盾，对于水合物形成游离水不是必需 的，但是游离水的存在确实增加了水合物的形成。另外，对于水合物的形成水和 气的界面是很好的结晶点。如上列举条件增加了水合物
4、的形成，但非必要条件， 对于水合物的形成仅仅最初给出的三个条件是必需的。 另外一个重要的水合物形成因素是固体的堆积， 当水合物形成时不需要在同 一地点积聚成团，管道中的水合物能以变相（特别以液体）流动，就象液体一样 趋向于在同一个地方积聚，通常水合物的积聚是导致问题的起因，在多相流存在 的管道中，正是这些水合物的积聚物造成管道阻塞、设备堵塞甚至损坏。 二、冰堵的预防 在天然气输送中，水合物制造了很多麻烦，这些麻烦多为阻塞气井、输送管 线、损害处理设备。在输送中通常可利用四种方法来克服水合物。 1清管作业必须干净彻底，确保管线内无大颗粒介质，无游离水存在，在 焊缝处对口作业必须在规定范围内。 2
5、脱水：从气体中分离水份（被称为脱水）是首选。没水即没有水合物， 很简单。几种工艺已经得到改善以去除天然气中的水。然而，脱水的目的不是去 除所有的水，只是使水的含量降到一个水合物不再是一个问题的点。典型地，一 个少于 165 毫克/立方米的水含量对于避免水合物的形成是有效的。但是，温度 和其混合物的不同，避免水合物形成的最小水含量是不同的。 3.加热：通常使用的第二个方法是加热气体。如果气体被有效加热水合物将 不再形成，或已形成的水合物将融化。对于输送管道来说，使用一个在线加热器 在气体进入管道之前对液体加热是很普通的事。 液体应加热足够的时间以达到其 在流出管道时高于水合物形成温度。如果管道太
6、长可考虑分段加热。另一种方法 是使用伴热线，即可使用电伴热也可是用流体伴热线。 4.压力：可选择地，也可采取减压措施。如果压力足够低，水合物将不会形 成或以形成的水合物也将融化。在天然气工业中这不是一个经常的选择，压力指 示着一些重要情况如储气库或处理过程的状态等。 通常的减压被作为一个补救措 施用于融化已经形成的水合物。 5抑制剂：最后的方法是利用化学制剂以抑制水合物的形成。有时在管线 内加注乙二醇的方法也可以达到上述目的，用以抑制水合物的形成。天然气管道 更普遍的方法是利用甲醇。 三、冰堵位置的判断在站场阀室内，冰堵点一般出现在小管径的阀门和转弯弯头下游端；在站场 内通过管道输气量的非正常
7、变化，有明显的压降，伴有震动，阀门在排除机械故 障的前提下无法做关闭动作即可判断冰堵点的位置。 干线冰堵点位置一般出现在弯头角度比较大的地方，并且埋设深度较浅，在 冻土层以内。在干线上冰堵刚形成初期，从压降上可以做初步判断，通过比对历 史压力数据，出现递增压差可以大致确定冰堵段；然后用声波定位仪确定冰堵点 （不适用于彻底堵死的冰堵点和冰堵初期冰堵点） ；从管道外观上可以从以下几 点确认：1.冰堵点管表温度低于上下游管表温度，一般在 5以下。2.管道有明 显的震动。3.有明显的紊流撞击管道造成的气流声。4.管道两侧的土含有一定的 水分并且有略微的冻结现象。 四、冰堵点的处置措施 1在冬季发现不正
8、常压降时应立即上报相关单位，确认无设备故障或管线 泄漏造成的压降，即可初步判断为冰堵。 2在冰堵不严重时利用化学制剂以抑制水合物的形成。在管线内加注乙二 醇或者甲醇用以抑制水合物的形成。也可选择地采取减压措施。当压力足够低， 水合物将不会形成或以形成的水合物也将融化。 减压被作为一个补救措施用于融 化已经形成的水合物。在作业完成后应及时进行清管作业，防止醇类抑制剂腐蚀 管道内壁，造成次生损坏。 （1）首先预测水合物形成的压力在已知天然气相对密度的情况下 ,根据图 1 查出天然气在一定压力和温度条件下形成水合物的最高温度或最低压力 ,当 所测天然气的相对密度在图内所示曲线之间时 ,采用插值法求出
9、该段管道形成 水合物的压力或温度。 通常采用下式计算: 式中:为实测天然气相对密度;1 为第一条低于且接近于的曲线的天然气 相对密度;2 为第二条高于且接近于的曲线的天然气相对密度; P1 为1 曲 线形成水合物的绝对压力 kPa ; P2 为2 曲线形成水合物的绝对压力 kPa ; P 为曲线形成水合物的绝对压力 kPa。 预测水合物形成的压力曲线： （2）乙二醇质量分数与冰点关系 当乙二醇的含量为 68时，冰点可降低至-68！超过这个极限时，冰点反而要上升。 （ 3 ） 水 溶 液 中甲 醇的 最 低 浓 度 ， 水溶 液中 抑 制 剂 的 最 低浓度 C 可 按 Hammerschmid
10、t 公式计算： 式中：Cm为达到给定的天然气水合物形成温度降， 抑制剂在液相水溶 液中必须达到的最低浓度(质量分数)；t根据工艺要求而确定的天然气 水合物现场温度降；M抑制剂相对分子质量，甲醇为 32； K常数，甲 醇为 1297；t1未加抑制剂时，天然气在管道或设备中最高操作压力下形成 水合物的温度。 对于节流过程， 则为节流阀后压力下天然气形成水合物的温度； t2 天然气在管道或设备中的最低操作温度，亦即要求加入抑制剂后天然气 不会形成水合物的最低温度摄氏度。对于节流过程，则为天然气节流后的温度。 2.4 甲醇的气相蒸发量 甲醇易于蒸发，故在气相中的损失量必须予以考虑。根据甲醇在使用条件下
11、 的压力和温度，按照公式计算出甲醇的的气相蒸发量 g 为： 式中：c向体系注入含水甲醇的浓度，Qg按向体系注入浓度为 C1 计算的含水甲醇在气相的损失量 kgd；a甲醇在最低温度及相应压力下的 天然气中的气相含量，kglO6m?；QNG体系中的天然气流量，m?d；m lO6m?，天然气中甲醇含量 kglO6m?。2.5 由于 2010 年 12 月水露点 的水露点为 1015之间， 根据输气量不同计 算甲醇的注入量结果如下：甲醇用量计算 t/ Cm/% 天然气中液态水含量/（gm 天然气） 液相中甲醇量/（gm 天然气） / kglO m? 甲醇气相蒸发量（gm 天然气） 计算所需注入甲醇量（
12、gm 天然气） -3 -3 6 -3 -3 工况 实际甲醇用量/（gm 天然气） 实际甲醇用量/（L10 设备选型用量/（L10 -4 -4 -3 m 天然气） m 天然气） -3 -3 注：由于实际存在一些未知因素，甲醇的挥发性大，气相 损失大，为了保证防冻效果，加注甲醇的实际用量一般取 计算值的 3 倍；甲醇的密度为 0.79g/m? 3在冰堵比较严重时，应首先关停压缩机。通过加热保温，使流体的温度 保持在水合物形成的平衡温度以上。 通过绝热或掩埋管道降低管道热量的损失对 天然气管道，常用蒸汽逆流式套管换热器和水套加热炉在节流前加热天然气，使 其流动温度保持在水露点以上。采取电伴热对冰堵点
13、管道进行外部加热。在使用 高温蒸汽对管线加热时应注意排水，并且长时间加热，直至压降恢复正常。 在采用电伴热解堵时，应在冰堵点的上游，冰堵点和下游同时加热，在压降 恢复正常后停止对管线的加热，尽量降低对管道防腐的损害。电伴热带的选用： 1根据水合物的特性，温度高于以上即会溶解，热量通过防腐层有 的热损耗，管道钢材按照：0.21 的导热系数计算，最终导入管道内部的温度在以上，所以选取中温（即温 度在）以下具有防腐措施的伴热带，最大限度的降低温度加速防 腐层的老化速度；在确定冰堵点已溶解后，关闭电伴热带，以降低在强烈杂散电 流干扰区，尤其受交流干扰时，阳极性能有可能发生逆转导致阴保失效。 在采取上述措施的同时，在冰堵点上游的站场也要加抑制剂（甲醇、乙二醇 等） ，用多种方式相结合迅速解堵，以达到顺利生产的目的。 五、后期处理 当年冬季冰堵处理完毕后， 在不回发生冰堵段的站场应及时将加入管线内的 乙二醇回收出来；等天气回暖后，应立即进行清管作业，处理管内介质，保证管 内清洁并做好相关记录。
