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油(气)田集输管道天然气管线水化物冻堵分析

时间:2019-05-30 22:40:28    点击:


(1)原因分析
①井口加热炉出现故障,天然气温度过低;
②天然气井出水,井口无分液装置或分液效果差,天然气含水(水蒸气)上升;
③天然气中含H2S、丙烷、乙烷,易形成水化物;
④压力升高,水化物临界温度升高,易形成水化物;
⑤天然气集输管线有节流装置或节流构造,局部过冷度提高。如:管道变径、中间阀组等;
⑥水化物抑制剂注人系统出现故障、注人剂量不足、不定期关井;
⑦ 管道环境温度过低;
⑧天然气含水和沙子,造成天然气管道局部沙子沉积,堵塞管道;管道堵塞还可造成天然气局部节流,引发管道冻堵。
2)防控措施
①加注水 化物抑制剂,如甲醇、乙二醇和二甘醇等, 可防止水化物形成;
②测定天然气露点,合理控制天然气输送温度;
③优化集输管道线路结构,尽量减少变径或中间阀组,减轻局部节流;
④及时排放天然气分液器中的液体,提高脱水效果,降低天然气含水率;
⑤对容易形成水化物的天然气,将输送流速提高至3m/s以上,加强气体扰动以抑制水化物的形成和聚集;
⑥定期实施管道清管作业;
⑦在管道内壁涂厌水层(如:碳氢化合物冷凝液、轻质油以及基于有机硅的分子膜等),降低水化物晶粒在管壁上的附着力,使生成的水化物晶粒很容易被气流带走;
⑧管道冻堵后,降低管道压力,注人水化物抑制剂或依靠地温融化水化物
⑨建立完善停电、停炉及天然气管道冻堵事故应急预案,降低事故损失。