天然气水合物冻堵东河伴生气管道技术分析报告.pptxVIP

天然气水合物冻堵东河伴生气管道技术分析报告

管道冻堵情况形成机理分析预防水合物形成建议解决措施一、二、三、四、

一、管道冻堵情况管道冻堵现象12020年10月22日，因东河外输天然气气质不合格，关闭1#阀池主阀；2020年11月13日，确认外输气质合格后，打开1#阀池主阀时，出现阀杆向上跳动并发出一声异响现象，且阀门开启1/4后，旋转手轮阀杆无动作；2020年11月30日，墩阔坦输气门站动火连头作业时，需要对东河出站至2#阀池间进行放空，再次尝试打开1#阀池主阀，仍无法打开。2021年8月16日，再次尝试打开1#阀池主阀，发现阀门可自由开关。

一、管道冻堵情况管道冻堵现象22021年8月15日21:50，逐步开始全线放空；8月16日1:30-5:44，1#阀池主阀上下游开孔并导通临时流程。6:18墩阔坦门站、2#阀池、英轮5#阀室放空完毕，东河发球区压力仍在0.9MPa左右基本保持不变。管道冻堵现象32021年8月16日07:00注氮，压力1.0MPa。10:30东河发球区压力上升至2.75MPa，墩阔坦门站、2#阀池、英轮5#阀室排气量很小，压力几乎为0MPa，压差较大。管道冻堵现象42021年8月16日16:25，英轮5#阀室注氮，2#阀池、牙哈1#转油站相继置换合格，18:00开始1#阀池、墩阔坦门站间断性排出大量积液，且具有可燃性。

一、管道冻堵情况管道冻堵现象52021年8月20日，2#阀室流程改造完成后，通过东河发球区向牙哈1#转油站投产建压，发球区至2#阀池压力基本一致，但8月30日时牙哈1#转油站外输压力高达8.0MPa，且无法外输，墩阔坦输气门站压力6.7MPa左右。管道冻堵现象62022年3月22日，23:52因牙哈一转油站外输管线冻堵，造成牙哈一区块天然气全部放空；2022年3月23日，22:00，牙哈一转油站外输管线完成解堵。

管道冻堵情况形成机理分析预防水合物形成建议解决措施一、二、三、四、

二、形成机理分析天然气水合物：水和小分子气体（CH4、C2H6）在一定温度、压力下形成的一种非化学计量的笼形结晶混合物，即水分子借氢键结合成笼形晶状，而烃类气体则在分子间作用力下被包围在晶格笼形孔室中。必要条件：气体处于水汽饱和或过饱和状态并存在游离水。水合物形成的临界温度是水合物可能存在的最高温度，高于此温度，不论压力有多高，也不会形成水合物，经查阅文献下表是气体生产水合物的临界温度。气体CH4C2H6C3H8i-C4H10n-C4H10临界温度（℃）21.514.55.52.51.0

二、形成机理分析天然气水合物：水和小分子气体（CH4、C2H6）在一定温度、压力下形成的一种非化学计量的笼形结晶混合物，即水分子借氢键结合成笼形晶状，而烃类气体则在分子间作用力下被包围在晶格笼形孔室中。重要条件：高压压力越高越容易形成；低温温度越低越容易形成，冬季运行或节流后温度低于天然气水露点/烃露点，管道内析出游离水/烃。辅助条件：高流速、压力波动、气流方向改变时结晶核引起的搅动，由于焦耳-汤姆逊效应而使气体温度急剧降低，会加速水合物的形成。

二、形成机理分析天然气组分分析由天然气气质分析报告可知，东河伴生气组分极富，甲烷含量仅79.33%，乙烷及以上组分达到14.5%，为水合物形成提供了气质组分条件。

二、形成机理分析水合物形成温度计算根据东河天然气的组分和相对密度，利用软件计算出4种不同组分天然气，不同压力下东河天然气形成水合物的温度。气质1气质1气质11气质12

二、形成机理分析水合物形成温度计算根据东河天然气的组分和相对密度，利用软件计算出4种不同组分天然气，不同压力下东河天然气形成水合物的温度。序号天然气压力（MPa）形成水合物温度（℃）1617.432516.123414.484312.25528.99613.3170.5-5由上图可知，4种不同组分的天然气气质在压力相同时，形成水合物温度相差不大。根据4种不同组分的天然气气质，不同压力下水合物形成温度统计如下表。

二、形成机理分析游离水及气体流动影响墩阔坦输气门站排污过程中，排出了游离水；2#阀池改造放空置换过程中在1#阀池同时排出游离水，2021年8月20日在牙哈1转油站天然气管道出口进行了水露点测试，测得水露点为7.5℃，冬季运行地温可降至5℃，极易析出游离水。2020年9月东河天然气处理站内发生过分子筛故障，外输天然气中水露点较高，导致东河出站至墩阔坦输气门站之间管道内有游离水析出。管道内形成水合物后，在某些弯头或低洼处聚集堵塞，为水合物集聚提供了必要条件。

二、形成机理分析东河伴生气设计高程1、管底高程：南低北高，高差97.2m；