天然气集输管线冬季冻堵及措施分析.pdf
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1、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
2、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
3、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
4、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
5、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
6、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
7、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
8、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
9、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
10、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 08 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 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
11、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 )
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