天然气集输管线冬季冻堵及措施分析.pdf

第 2 7卷第 1 期 2 0 0 9年 2月 天然气 与 石油 Nat ur a l Ga s And oi l Vo I _ 2 7． No ．1 Fe b． 2 oo 9 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 4 0 0 0 2 1 摘要 针对 2 0 0 7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 1 0 0 6 - 5 5 3 9 2 0 0 9 O 1 ． 0 0 2 1 - 0 5 文献标 识码 B 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 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。 1 2 0 0 7年冬季冻堵情况 据统计 ， 2 0 0 7年 1 1月至 2 0 0 8年 3月 ， 重庆气矿 集输管线 、 站 内设备或埋地管线共发生冰堵 6 6次 ， 清管通球 1 8 9次 ， 影响天然气产量近 4 01 0 m ， 见 表 1 。从统计结果看 ， 发生水合 物堵塞最严重 、 堵塞 次数最多 、 清管通球最频繁 的管线主要来 自高含硫 集输管线和部分地处高寒地区的井站内节流效应较 为突出的分离器分离头、 过滤分离器、 进站弯头、 三 通等。 表 1 重庆气矿各作业区2 0 0 7年冬季水合物堵塞情况 2 水合物堵塞原因分析 2 ． 1 天然气水合物的形成条件 ] 天然气水合物的形成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 温度和压力。概括起来讲， 天然气形成水合物必须 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 类物质和H S ， C O 等酸性组分； b ． 有液态水存在， 天然气温度必须低于天然气 的水露点 ； c ． 低温 ， 系统温度低于水合物生成的相平衡 温 度 ； d ． 高压 ， 系统压力高于水合物生成 的相平衡压 力 ； 收 稿 日期 2 0 0 8 - 0 7 2 1 作者简介 胡德芬 1 9 6 6 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 0 2 3 6 7 3 1 3 7 2 1 。 2 2 天 然 气 与 石 油 2 0 0 9生 e ． 其它辅助条件， 如气体流速和流向的突变产 生 的扰动 、 压力的波动和晶种的存在 。 2 ． 2 水合物堵塞原因分析 2 ． 2 ． 1 冬季持续低温， 为水合物形成创造 了条件 在天然气湿气输送过程中， 温度是决定是否形 成水合物的关键 因素。2 0 0 7年冬季 重庆遭遇 了百 年不遇的冰雪天气 ， 尤其是 2 0 0 8年 1 月底 2月初大 气温度持续下降 ， 池 5 0井 、 巴营站 、 凉风站大气温度 均在 0 c I 二 以下 ， 甚至零下 3～ 4 q C， 导致天然气输送温 度大大低于输送压力条件下 的水合 物形成温度 ， 加 剧水合物的形成 。也正是 因为大气温度持续 降低 ， 才导致了站内分离器分离头 、 弯头 、 三通以及埋地管 线冻堵严重程度高于集输管线。究其原因主要有两 个方面 一是站内设备全部处于裸露 ， 无任何保温措 施 ； 二是站内设备易堵位置均为节流效应较强的部 位。 2 ． 2 ． 2天然气硫化氢含量较 高， 提高了水合物形成 温度 _ 3 J 据统计 ， 2 0 0 7年冬季开县作业 区所辖管线发生 冻堵次数较多 ， 主要是天东 0 2 1 3井至南雅站高含 硫管线， 入冬以来堵塞 5次， 占管线堵塞次数的 l ／ 4 。分析原因在于该井所产天然气 中硫化氢含量较 高 ， 提 高了水合 物形成温度 ， 见表 2 。高峰站峰 1 5 井进站分离头堵塞频繁的原因在于高含硫水合物形 成温度较高 ， 管输末端气 流温度 1 1 ℃左右 ， 大气 温 度 一 3～ 1 2 C， 加上分离头分离元件排列错乱， 致使 气流通道进一步减小 ， 加剧其节流效应 ， 更易形成水 合物堵塞。 表 2 部分高含硫气井水合物形成温度预测 2 ． 2 ． 3消泡制度不合理 ， 液滴被 带入 管线 ， 引起 水 合 物 堵塞 由于部分管线 因消泡制度欠合理 ， 导致液滴随 泡沫进入集输管线或带至下游井站 ， 在冬季持续低 温条件下， 导致水合物堵塞。 池 0 3 71井 日产气 2 41 0 IT I ， 日产水 1 ． 5 13 1 在池 3 7井分离计量并与池 3 7井混合后输 至巴 营站脱水。池 3 7井 1 1月 2日实施泡排后 ， 产气量 由 1 ． 71 0 ～ 21 0 上升至 31 0 ～ 3 ． 51 0 IT I ／ d ， 产水 1 1 m ／ d ， 由于消泡剂注入量较小 ， 消泡不及 时， 液滴被带进管线甚至下游井站内， 加上 1 月中旬 大气温度持续降低 巴营片区地温 6 左右， 大气温 度 0～一 3 ℃左右 ， 导致管线及巴营站 内池 3 7井进 站至汇管埋地管线 、 弯管处 以及分 离器进 出口管段 形成水合物堵塞。 2 ． 2 ． 4 集输系统工艺设计不适应现有生产条件 从 2 0 0 7年冬季场站 内发生水合物堵塞 的部位 来看， 主要集中在站内埋地管线积液处、 分离器出口 变径处、 排污阀、 弯头、 汇管、 三通、 分离器排污系统 等部位。其堵塞原 因在于 2 ． 2 ． 4 ． 1 场站 内工艺设计 不合理 ， 埋地管线 、 弯头 及变径多 由于上述堵塞部位因变径 、 流向突变等因素 ， 导 致天然气流经上述部位 时会产生节流效应 ， 加上冬 季持续低温， 势必形成水合物堵塞， 一旦堵塞后气流 通道更为狭窄， 加剧了水合物的形成。经计算高峰 站峰 l 5进站分离器 ， 天然气通过分离头时温度和压 力发生了明显的变化 见图 1 2 ， 压降 0 ． 4 M P a ， 温降 2 左右。 0 ． 9 5 0 0．8 5 0 重0 ．7 5 0 0 ． 6 5 0 出 0 ． 5 5 0 0 ． 4 5 0 ＼ 越 赠 流体 0 5 1 O 1 5 2 O 25 距 离 ／ m 图 1 压 力通过分离头后 的变化 ￡ 三 [ 6 一 --．- 环 境激 0 ] t ■ ■ 5 距离 ／ m ， i l 1 标准分享网 w w w .b z f x w .c o m 免费下载 w w w . b z f x w . c o m w w w . b z f x w . c o m 天 然 气 与 石 油 2 0 0 9 丘 3 ． 2 ． 2 及时调整清管周期 ， 确保管线正常运行 忠县作业区 2 0 0 7年 1 1月 ～2 0 0 8年 2月 ， 对其 内部集气管线进行清管 7 5次 ， 清管过程中未发生堵 塞 ， 与去年同期相 比清管次数增加 3 0次 ， 有效保证 了管线的正常运行。 3 ． 2 ． 3 针对重点管线开展现场办公 ， 确保生产正常 2 0 0 8年 1月 因气 温持续 降低 ， 巴营站 内池 3 7 井集气管线 q 1 5 9 7～ 5 ． 3 k m， 汇集池 3 7 、 池 0 3 7 1 来气 ， 日集气量 2 61 0 m 左右 频繁发生堵 塞， 主要表现在进站弯管处、 进站至汇管埋地管线 见 图 4 出现 冻堵 ， 导致 管线 输压 升高 达 7 ． 8 0 MP a ， 造成池 0 3 71井多次关井 ， 池 3 7井倒 出站 外放空生产的情况发生。 KZ4 4 W Y PN 1 o DN 1 0 0 图 4巴营站 内池 3 7井冻堵位置图 针对 巴营站内出现 的冻堵 现象， 作业 区开展现 场办公 ， 制定应急措施 a ． 技术干部进驻现场 ， 监控管线运行状况及 防 冻剂加注情况 ； b ． 制定临时防冻剂加注制度 。由于池 3 7井至 巴营站管线无防冻剂加注装置 ， 现场采取泡排 车加 注防冻剂 ， 每天分四个时段加注， 每次加注乙二醇 5 ～ 1 0 k g ， 出现异常加密加注 ； c ． 及 时调整 管线 清管 周 期 ， 由 1 5 d ／ 次 调整 为 3 d ／ 次， 确保管线正常运行。 通过上述应急措施的落实 ， 1月 2 5日后管线恢 复正常。 3 ． 2 ． 4 及 时采取措施确保排污 系统畅通 1 月 2 8日天东 51井分离器积液包及 排污系 统出现堵塞 ， 无法正常排污 ， 雷达液位计无法正常显 示 ， 分离段和积液包温差增大， 现场判断积液包和排 污管线被水合物堵 塞。先后采 取提高水套炉温度、 利用车载泵加注热甘醇 1 2 0 C 等措施 ， 解堵效果 均不佳 。通过分析分离器结构 和堵塞情况 ， 利用水 套炉热水 控制炉温 8 0 C 将水管缠绕分离器集液 段 ， 采取滴灌方式对集液段连续加热 ， 同时调整排污 制度 ， 由原 3 6 h排污一次 自动排污 调整为 2 h排 污 1 次后 ， 使得分离器集液段 、 排污系统堵塞问题得 到缓解 。 3 ． 2 ． 5 及 时调整天东5 2 、 池 3 7井消泡制度 针对天东 5 2 、 池 3 7井消泡制度不合理 的情况 ， 池3 7 井来气 0．ok m 及时调整消泡制度 ， 尽可能做到及时消泡， 减少将泡 沫带入管线的可能性 ， 降低堵塞几率 。 4 几点认识与看法 4 ． 1 根据工况条件选择防冻剂加注制度 就 目前而言， 加注水合物抑制剂仍然是 目前防 止天然气水合物形成 的主要措施之一 ， 其水合物形 成防止效果与天然气输送温度 、 抑制剂种类 、 药剂加 量、 加注时间和加注方式密切相关。重点在于加注 时问、 加注量和周 期的把握 ， 现场实际操作 时， 必须 针对不 同的工况条件进行动态调整。 4 ． 1 ． 1 加 注方 式及加 注 工 艺 目前水合物抑制剂加注方式主要有连续加注和 问隙加注两种 ， 以连续加注效果最好。加注工艺推 荐采用泵注并带雾化装置 ， 以利于药剂与天然气气 流的充分接触 ， 达到更好 的防冻效果。选择泵排量 时， 应适合抑制剂加注量的调整 ， 建议选用 MR O Y B 系列隔膜计量泵 ， 排量 5～1 0 L ／ h ， 以实现小排量连 续加注 ， 提高防冻剂加注效果。 4 ． 1 ． 2加 注量及 加 注 时间 根据集输管线水合物形成温度来确定加注周期 及加注时间。若水合物形成温度较高 ， 可考虑每天 加注 2～ 3次或夜 间气 温较低时 ， 适 当延长加注 时 间， 确保加注效果 。对于高含硫集输管线 ， 采取每加 标准分享网 w w w .b z f x w .c o m 免费下载 w w w . b z f x w . c o m 第2 7 卷第1 期 胡德芬 ， 等 天然气集输管线冬季冻堵及措施分析 2 5 3 0 m i n停 2～ 3 h的方式 ， 甚至温度较低时采取连续 加注 ； 一般集输管线 ， 则根据生产情况 ， 采取每天加 注 1次或每 2 3 d加注 1次 ， 尽量安排在夜间 2 2 o 0左右或凌晨 6 0 0左右加注 ， 尽 可能保证每次加 注时间 3 0～ 6 0 rai n 。 4 ． 2 进行工艺适应性整改 4 ． 2 ． 1工 艺流程 适应 性整 改 a ． 气液分离器安装旁通管线 。由于气液分离器 分离头的特殊结构 ， 此部位极易形成水合物堵塞 ， 建 议对部分站场的气液分离器增设旁通管线； b ． 对集输管道和场站设备进行适应性改造 ， 减 少弯头 、 U形管和变径管 ； 或者增大分离器分离头直 径 ， 减少节流效应 ； e ． 通过集输系统适应性改造 ， 实现高低含硫气 混输 ， 降低管线中的天然气含硫量 ， 达到有效降低水 合物形成温度的目的； d ． 对于高含硫井站 ， 为减少 自动排污系统冻堵 几率 ， 建议将 自动排污阀前端 的控制 阀更换为平板 闸阀， 减少节 流效应 ， 同时选用通径 大的 自动排污 阀。 4 ． 2 ． 2 集输管线和站场设备 实施加热保温 8 ． 对站 内流程走 向复杂 、 含硫量高 、 容易发生冻 堵的站内埋地管线或节流效应明显的分离器分离头 实施绝热保温 ； b ． 随着地层 压力 的下 降， 泡排井将 越来越多 ， 建议实施泡排工艺改造时， 考虑将消泡剂加注装置 向井 口方 向前移 ， 增加消泡时问； 4 ． 3 加强冬季安全生产管理 ， 制定综合防冻堵措施 8 ． 加强冬季安全生产管理 ， 进一步完善防冻剂 加注、 清管排污和计温控制等管理制度， 结合各条管 线的生产实际制定切实可行的综合防治措施 ； b ． 对 目前工艺设计方 面存 在 的不适应性进 行 整改 ， 进一步完善防冻剂加注工艺 ， 确定合理的加注 周期和加注时问 ， 密切跟踪实施效果 ， 并及时反馈相 关信息 ； e ． 加强排污和清管通球工作 ， 防止污水带入下 游管线。气温较低时 ， 应加密清管和排污 ； d ． 加强泡排井冬季管理 ， 及时调整消泡剂加注 制度， 避免液体随泡沫带入管线； 对于产水量较大的 泡排井 ， 建议实施泡排剂与防冻剂交叉加注， 加注前 应进行药剂配伍。 参考文献 [ 1 ] 陈赓良 天然气采输过程中水合物的形成与防止[ J ] ． 天然气工业， 2 0 0 4 ， 2 4 8 8 9 - 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