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1、天然气水化物的形成及防止第1页，本讲稿共20页水化物形成的次要条件有：水化物形成的次要条件有：高气流速、任何形式高气流速、任何形式的搅动、酸性气体（的搅动、酸性气体（H2S、CO2）的存在、天然）的存在、天然气的组分等。气的组分等。只要条件具备，水化物形成很快；水化物即可只要条件具备，水化物形成很快；水化物即可能在流动状态下产生、也可能在静止状态下产生。能在流动状态下产生、也可能在静止状态下产生。第2页，本讲稿共20页2、水化物产生的主要部位：1.气井开井时，一级节流阀有可能出现水化物堵塞现象。2.生产流程中，降压后垂直的天然气管道内易产生水化物。3.高压容器的放空阀（BDV）和安全阀（PSV
2、）有时可能产生水化物，造成阀门不能复位关闭，天然气内漏。内漏产生的水化物又冻堵阀门，使阀门在高压状态下不能打开，失去保护功能。第3页，本讲稿共20页 4.清管球发射器和接收器内时常带有水化物。5.冬季所有仪表系统的取压管线（天然气系统），都有水化物存在的可能，直接影响控制系统的功能。第4页，本讲稿共20页 促使水化物形成有两个条件：一、气体必须在适当的温度和压力条件下，二、气体必须处于或低于水气的露点，出现自由水时。防止水化物形成的方法：一、加热，保持气体温度高于形成水化物的温度，二、用化学抑制剂和气体脱水的方法。3、天然气中水气的含量 天然气在地层条件下都饱含着水气，有时也存在有凝析油。水气
3、含量取决于压力和温度，气体的组成。在压力不变的情况下，温度越高，水气含量愈多；而温度不变时，压力越高，水气含量越少。第5页，本讲稿共20页天然气的含水可用绝对湿度，相对湿度，露点来表示。绝对湿度是指一立方米天然气所含水气量（克数）；相对湿度是指绝对湿度与不变条件的饱和状态下一立方米天然气含水量之比；露点是指在一定的条件下气体产生第一滴水时的温度。4、水化物的结构气体水化物是固体结晶物，外观很像致密的雪或松散的冰，其通式是M.nH2O,M是水化物分子，n5.69，有立方晶格，六方晶格，正菱形晶格等，内部有不同数量的空腔，不同的形状。第6页，本讲稿共20页第7页，本讲稿共20页5、形成水化物的温度
4、压力的确定水化物的形成需要一定的热力学条件，即一定的温度和压力。当天然气的温度低于或等于某一压力下水化物生成温度，水化物就形成了。了解天然气的温度压力是相当重要的，因为它决定了气体在流程中是否会产生水化物，另外，气井开采中，温度压力都随生产时间的变化而变化，需要知道什么时候会产生水化物。第8页，本讲稿共20页6、气体水化物的防止6.1、在不形成水化物的情况下，允许气体进行膨胀为了在生产中达到降压又不产生水化物，可以根据初始压力和温度求出 或根据经验图表查出降压后不形成水化物的最终压力；还可以根据气体密度，初始压力，最终压力求出温度判断是否形成水化物。6.2、在给定的条件下，求出气体降压后的温度
5、降，判断是否形成水化物即根据压差值和密度即可求出温降，判断是否产生水化物。天然气中含液烃多，则温降小。第9页，本讲稿共20页6.3、根据各气体组分的汽固平衡常数来预测，它是用查图的方法并进行计算得到，汽固平衡常数是经过实验确定的。第10页，本讲稿共20页第11页，本讲稿共20页第12页，本讲稿共20页第13页，本讲稿共20页7、天然气中注入水化物抑制剂向天然气中注入各种能降低水化物生成温度的抑制剂。一般常用的抑制剂有：甲醇、乙二醇、二甘醇。这几种物质都可以回收并循环使用，但是在许多情况下，回收甲醇不经济。在任何温度下使用甲醇都是有效的，不过蒸汽损失大。在低于-10F温度时，一般不使用DEG这是
6、因为其粘度，并且如果有油存在的话，也难与油分离。高于-10F比较好，因为蒸汽损失小。乙二醇沸点高，蒸汽损失小，一般可以重复使用，适合于天然气处理量大的场站。甲醇（MeOH)、乙二醇(MEG)、及二甘醇(DEG)的物理化学性质如表所示。第14页，本讲稿共20页第15页，本讲稿共20页8、解除天然气水化物在管线中冰堵的措施在井站和输气管道内，一旦形成水化物，则管道两端压差逐渐增大，输气量逐渐减少，严重时可能完全堵塞管道，影响平稳供气，因此必须采用紧急解堵措施。常用解除天然气水化物堵塞的措施有3种：8.1、注抑制（防冻）剂：在生产现场常用甲醇，乙二醇。将抑制剂注入到水化物形成点的上游，以降低水化物形
7、成的平衡温度，从而使形成的水化物逐步分解，达到解堵目的。第16页，本讲稿共20页8.2、加热：提高水化物形成点上游天然气流动温度，使之高于水化物形成温度。对于地面管道，可以采用在管外加热水或蒸汽来加热管线，逐步解除管道内已形成的水化物。8.3、降压解堵：通过放空天然气降低压力，降低水化物形成的平衡温度，达到解堵目的。该法一般在管道完全堵塞的情况下应用。第17页，本讲稿共20页当管道开始发生水化物冰堵时，应立即采取提高天然气流动温度或注入抑制剂等措施。一旦管道被天然气水化物完全堵塞，则只有放空降压解堵，不过管道温度低于0不宜采用降压法，因为水化物分解时形成的水会变成冰引起冰堵，在此情况下，应在降
8、压的同时向管道内注入抑制剂，加入量以最后形成的抑制剂水溶液不致凝固为合适。第18页，本讲稿共20页 2月18日发生的旅大5-2输气海管天然气水化物堵塞处理后的思考和建议：1.油田伴生气（饱和/过饱和水天然气）海管的管理是我们必须正视天然水化物存在的可能性，油矿将进一步进行相关知识的培训；2.及时和旅大5-2沟通，建立相关的管理制度，高度重视输气海管的管理，尤其在冬季，我们应尽可能消除水化物形成的不利因素，及时排液、定期清管，密切关注输气压差、出液量、温度等参数，及时分析，如遇堵塞，及时排查原因；第19页，本讲稿共20页 3.充分做好解堵和破除水化物的各项物料和程序准备工作，做到防患于未然；4.根据水化物形成的条件，在进行输气海管的调节时，应充分核算，并制定合理的措施预防；5.甲醇、乙二醇和三甘醇均为特殊的化学物质，应根据MSDS的要求严格做好防护工作；6.编制包括解堵在内的各项输气海管管理的应急预案，做好应急处理工作。第20页，本讲稿共20页