忠武管道天然气水合物的形成与抑制

忠武输气管道反输工程改造后,由于气源变化、气量增加,在冬季低温运行时易出现冰堵现象。为此,对比分析了各类天然气水合物防控技术的优缺点,针对西气东输二线管输天然气水露点低,易在管内形成水合物的问题,忠武输气管道各站场目前采用的加热技术和备用甲醇抑制剂方法,不符合健康、安全、环保体系的要求。针对现有技术研究进展和实际生产需求,指出在管输天然气中添加化学抑制剂是解决忠武输气管道水合物冰堵问题的最佳选择,但须对抑制剂进行优选。     

榆济输气管道水合物冰堵防治措施

为保障榆济输气管道冬季安全稳定运行,避免出现严重的冰堵事故而影响输气任务的完成及管道安全,亟需理清榆济输气管道气源气质及其所处高寒地区的实际情况,提出安全、经济、高效的水合物冰堵防治措施。基于热力学相平衡理论,应用Chen—Guo模型预测水合物形成条件,采用管输天然气含水量／水露点计算方法分析气源气质含水状况;结合榆济输气管道干线运行工况,判断确定了全线易于析出游离水的管段,建议在夏季对这些管段集中清管排污,并给出防治水合物形成的最小注醇量;针对榆济输气管道分输站场电伴热功率有限的情况,根据分输供气压力和天然气含水量,计算天然气达到含水临界饱和时的水露点温度,从而给出各分输站场需采取注醇措施的极限温度;严格控制气源气质水露点指标,是切断输气管道内游离水来源的关键,也是防治榆济输气管道干线和分输站场水合物冰堵最直接有效的措施。（图5,表1,参11）     

天然气长输管道冰堵的防治与应急处理

随着西气东输二线的全线投产,输气管道和分输场站的冰堵问题日益突出。如何采取有效措施防止冰堵现象的出现,以及冰堵发生后应采取怎样的紧急应对措施,成为西气东输管道公司亟待解决的生产实际问题。工程实践表明:在调压撬前对天然气加热或在易冰堵管段安装电伴热带,以确保天然气的流动温度或调压撬后的气体温度保持在天然气水露点以上,是避免冰堵产生的常用方法;天然气加热和注醇是较常用的冰堵处理方法,而通过向管道冰堵处喷淋热水和蒸汽加热是最简便易行的冰堵处理方法。     

管道天然气水合物的防治技术

天然气水合物（NGH）是由天然气与水接触形成的一种类冰结晶化合物，常常在天然气，凝析油管道中形成，造成管道，阀门和一些处理设备的堵塞，因而其防治对石油然气工业具有重要意义，概述了管道NGH形成和分解的热力学条件和动力机制，指出对NGH的防治应采用化学或物理化学相结合的方法，动力学抑制剂是目前NGH防治技术研究和发展的重点，特别介绍了有关文献中动力学抑制剂的种类和分结构特征，给出了动力学抑制剂在北海南部和美国EastTexas等地进行现场试验的实例，现场实验显示，动力学抑制剂具有用量少，效果好等优点，认为应用动力学抑制剂是水合物防治技术的发展方向。     

西气东输二线冰堵问题与处理

针对西气东输二线管道因站场卧式过滤分离器冰堵而无法正常运行的问题,对红柳站冰堵问题进行分析,结果表明：红柳站天然气进站温度过低、烟墩一红柳站间管段高程差较大以及管道输量的增加是冰堵发生的主要原因。详细阐述了更换过滤分离器滤芯、掺混西气东输一线高温天然气和注醇、烟墩站启动压缩机增压等处理冰堵问题的方法与措施,提出了西气东输二线预防和处理冰堵的相关建议。     

地上不保温成品油管道冰堵的实验研究

在冬季的寒冷地区进行成品油管道输送时,由于多种原因存在于油中的水会在管内壁上结成冰,严重时会形成冰堵,影响输送。为此对冰堵问题进行了实验研究,探讨了成品油管输中的结冰机理,并提出了防冰堵的措施。     

涩宁兰输气管道水合物事故及其预防

涩宁兰输气管道沿线经过我国西北高原寒冷地区,因输送气质含水量较大、管道投运过程干燥不彻底,导致管道中存留液态水,在高压、低温条件下极易发生水合物冻堵。针对2010年冬季涩宁兰输气管道兰州末站发生的水合物堵塞事故,对管道中天然气气质的水露点和运行参数进行分析。将天然气的水露点值换算成含水量值,并将分析得到的含水量值和工艺运行参数范围与水合物生成条件参数进行对比,根据对比结果控制管道的运行参数,以防止水合物的生成。介绍了通过添加抑制剂防止水合物生成的方法及其添加量的计算方法。涩宁兰输气管道水合物事故分析与预防技术实践表明:与添加抑制剂方法相比,采用检测气质参数和监测管道工艺运行参数防止输气管道系统中生成水合物的方法,更能满足生产要求,且经济性与安全性更高。     

天然气水合物的成因分析及处理措施

从天然气最初的开采、集输到管道输送的整个过程中,天然气水合物的不利影响一直存在.输气管道的实际运行情况证明,天然气水合物不仅腐蚀管道,而且在气温较低时,容易形成冰堵,严重时会造成管道爆裂,从而影响输气管道的安全平稳运行.重点分析了水合物的形成原因以及对安全生产、运输造成的影响,并就目前的处理技术、措施进行了归纳总结.     

陕京输气管道水合物的处理与防范措施

以陕京输气管道为例,讨论了天然气水合物的形成条件,分析了天然气水合物对输气管道运行安全的影响,探讨了输气管道内游离水的来源,给出了判断和预测水合物形成位置以及输气管道发生水合物堵塞或冰堵的方法,其判断和预测结果与管道实际运行状况相符。提出了陕京输气管道处理与防范天然气水合物堵塞的具体步骤和措施。     

防止输气管道站场设备冰堵的表面改性处理防止输气管道站场设备冰堵的表面改性处理

天然气管道低温输送时容易发生冰堵,影响正常的输气生产。以站场设备的冰堵防治为目的,通过冰冻实验,使用接触角测试仪、扫描电镜进行测试并结合理论分析,探索了通过表面改性方法调节站场运行设备表面的化学性质,进而防治冰堵的可行性。研究表明:适当的表面处理和硅烷改性,可以在钢表面形成一层疏水或超疏水纳米膜,增加水在其表面的接触角,使水难以在钢表面停留,同时冰冻实验也证明表面改性可以延长结冰时间;经疏水和超疏水改性后,由于接触角增大,引起水结晶成冰的形核功大幅增加,并且接触角越大,形核功越大,越难结晶成冰。实验和理论研究结果证明,钢表面疏水改性,可以解决站场设备的冰堵问题,具有应用潜力。     

长输天然气管道冬季冻堵防治实例

中国石化榆济输气管道在试运行过程中,因发生水合物冻堵事故,西源祠阀室、石门阀室、杨家峪阀室压力变化异常,通过分析上下游管道的运行参数和统计管道工程遗留的裸管段,初步确定两处裸管段为线路冻堵点:1#冻堵点位于西源祠阀室和石门村阀室之间的爬坡段,2#冻堵点位于石门村阀室和杨家峪阀室之间的U形弯管段。根据现场实际,在采取应急处置措施的基础上,将加注醇类抑制剂、管道天然气放空、全线降压运行和加装电伴热4种方法结合使用,很快缓解了冻堵现象,确保了管输安全。     

跨国长输天然气管道清管作业特点

清管作业是天然气长输管道投产前或运行中的一项重要作业,可保证管道的安全运行和输气效率。跨国天然气管道的清管作业不同于常规清管作业,其具有一定的复杂性和特殊性。介绍了中亚天然气管道在清管站设置、清管站工艺、清管器选型等方面与国内一般管道的不同之处,并以中亚天然气管道清管作业为例,对中亚天然气管道乌国段的清管工艺特点和清管经验以及跨国段管道清管作业的特点和关键要点进行了总结和解析,以期为后续跨国长输天然气管道的清管作业提供帮助。     

大涝坝凝析气田单井采气管道预防水合物工艺

大涝坝凝析气田在冬季生产过程中,受环境温度影响,单井井口采气管道因水合物堵塞严重影响安全生产.针对大涝坝凝析气田单井采气管道水合物堵塞管道及防治工艺现状,采用HydrateVersion 5.3软件对水合物形成温度进行预测,对防治水合物工艺措施进行优化.研究结果表明：在6 MPa运行压力下,冬季实际温度低于预测水合物形成温度16.715℃,采气树井口立管及采气管道弯头部位易形成水合物.加注质量分数10％～15％的甲醇,预测水合物形成温度为10.11～12.68℃.通过在DLK6井采用中频感应加热技术,当输入电流为20 A时,监测到加热管段末端流动介质温度为18.7℃,高于预测水合物形成温度16.715℃.通过加注甲醇和采用中频感应技术均可以有效地预防水合物的形成.     

四川输气南干线管网最优运行方式的确定

针对四川输气南干线两佛复线投产后输量增加所产生的一系列问题,分析了重庆总厂至纳溪段的管网组成和用户用气的特点.根据分析结果和运行方式的比较,对各管段不同工况下的运行方式进行了比选,确定了最优运行方式.最优运行方式可以最大限度地利用现有天然气储运设施的能力,提高管输效率并能有效地缓解管网运行中的矛盾,对即将建设的北二环管网的运行也具有借鉴意义.     

扎纳诺尔-KC13输气管道冬季施工技术要求

分别从气候环境、冬季管道施工技术措施、施工机具要求及其它防护措施等方面,介绍了哈萨克斯坦扎纳诺尔-KC13天然气管道工程的冬季施工经验.阐述了管道冬季施工作业中应注意的工程技术问题.