天然气集输管线冬季冻堵及措施分析

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1、第27卷第1期天然气与石油VoI_27．No．12009年2月NaturalGasAndoilFeb．2oo9天然气集输管线冬季冻堵及措施分析胡德芬，徐立，李祥斌，宋晓健(中国石油西南油气田分公司重庆气矿，重庆400021)摘要：针对2007年冬季重庆气矿生产中出现的水合物堵塞现状，分析了冻堵产生的主要原因在于冬季持续低温、天然气中硫化氢含量较高以及集输系统工艺设计不适应现有生产条件等，总结了防冻堵的各项综合措施实施效果，提出了下步冬季冻堵预防措施的改进方向和具体做法。关键词：冬季冻堵；措施；分析及对策文章编号：1006-5539(200

2、9)O1．0021-05文献标识码：B表1重庆气矿各作业区2007年冬季水合物堵塞情况0前言在天然气管输过程中，由于流态和环境温度的变化，在管线中或多或少地会产生凝析水，并逐渐积聚。随着积聚物的增加，遇管线起伏较大、冬季气温较低时，在管线低洼处或气流通过阀门、三通、分离器分离头等可能产生节流效应的地方就会出现水合物。水合物一旦形成后，会减少流通面积，产生节流2水合物堵塞原因分析效应，加速水合物的形成，以致堵塞管道造成管线憋压引发事故，同时解堵时采取放空降压等措施恢复生产，也将造成气量损失。2．1天然气水合物的形成条件¨]天然气水合物的形成

3、除与天然气的组分和游离水含量有关外，还需要一定的热力学条件，即一定的12007年冬季冻堵情况温度和压力。概括起来讲，天然气形成水合物必须据统计，2007年11月至2008年3月，重庆气矿具备以下条件：a．具有能形成水合物的气体分子，如小分子烃集输管线、站内设备或埋地管线共发生冰堵66次，类物质和HS，CO：等酸性组分；清管通球189次，影响天然气产量近40×10m，见b．有液态水存在，天然气温度必须低于天然气表1。从统计结果看，发生水合物堵塞最严重、堵塞的水露点；次数最多、清管通球最频繁的管线主要来自高含硫c．低温，系统温度低于水合物生成

4、的相平衡温集输管线和部分地处高寒地区的井站内节流效应较度；为突出的分离器分离头、过滤分离器、进站弯头、三d．高压，系统压力高于水合物生成的相平衡压通等。力；收稿日期：2008-07—21作者简介：胡德芬(1966一)，女，重庆市人，工程师，本科，主要从事天然气采输工艺技术研究。电话：(023)67313721。22天然气与石油2009生e．其它辅助条件，如气体流速和流向的突变产131)在池37井分离计量并与池37井混合后输至巴生的扰动、压力的波动和晶种的存在。营站脱水。池37井11月2日实施泡排后，产气量由1．7×10～2×10上升至3×

5、10～3．5×10ITI／2．2水合物堵塞原因分析d，产水11m／d，由于消泡剂注入量较小，消泡不及2．2．1冬季持续低温，为水合物形成创造了条件时，液滴被带进管线甚至下游井站内，加上1月中旬在天然气湿气输送过程中，温度是决定是否形大气温度持续降低(巴营片区地温6左右，大气温成水合物的关键因素。2007年冬季重庆遭遇了百度0～一3℃左右)，导致管线及巴营站内池37井进年不遇的冰雪天气，尤其是2008年1月底2月初大站至汇管埋地管线、弯管处以及分离器进出口管段气温度持续下降，池50井、巴营站、凉风站大气温度形成水合物堵塞。均在0cI二以下，

6、甚至零下3～4qC，导致天然气输送温2．2．4集输系统工艺设计不适应现有生产条件度大大低于输送压力条件下的水合物形成温度，加从2007年冬季场站内发生水合物堵塞的部位剧水合物的形成。也正是因为大气温度持续降低，来看，主要集中在站内埋地管线积液处、分离器出口才导致了站内分离器分离头、弯头、三通以及埋地管变径处、排污阀、弯头、汇管、三通、分离器排污系统线冻堵严重程度高于集输管线。究其原因主要有两等部位。其堵塞原因在于：个方面：一是站内设备全部处于裸露，无任何保温措2．2．4．1场站内工艺设计不合理，埋地管线、弯头施；二是站内设备易堵位置均为节

7、流效应较强的部及变径多位。由于上述堵塞部位因变径、流向突变等因素，导2．2．2天然气硫化氢含量较高，提高了水合物形成致天然气流经上述部位时会产生节流效应，加上冬温度_3J季持续低温，势必形成水合物堵塞，一旦堵塞后气流据统计，2007年冬季开县作业区所辖管线发生通道更为狭窄，加剧了水合物的形成。经计算高峰冻堵次数较多，主要是天东021—3井至南雅站高含站峰l5进站分离器，天然气通过分离头时温度和压硫管线，入冬以来堵塞5次，占管线堵塞次数的l／力发生了明显的变化(见图1—2)，压降0．4MPa，4。分析原因在于该井所产天然气中硫化氢含量较温降

8、2左右。高，提高了水合物形成温度，见表2。高峰站峰150．950井进站分离头堵塞频繁的原因在于高含硫水合物形0．850成温度较高，管输末端气流温度11℃左右，大气温+流体重0．750度一3～1