输气管道水化物的预防措施探讨

天然气集输管线产生积液原因与预防措施为了研讨天然气集输管线积液原因，经过对天然气长输管线的特征及作业措施展开讨论，体系分析了集输管线积液原因及发作的影响，毕竟根据操控、设备、人为作业等不同要素构成的管线积液提出不同预防及解决措施。

标签：天然气；集输管线；积液天然气现已成为当今清洁能源的模范，给社会发展与人们日子带来了不同程度的便当。

而天然气大多由管道进行运送，怎样处理与维护这些“天然气公路”值得我们考虑。

当时我国相关企业现已建成有归纳调度、阶段提压、守时巡检等全方位保证措施，极大的保证了天然气集输管网的安全性。

1 天然气长输管线的特征及作业措施天然气长输管道是天然气运送过程中不可短少的运送东西，有着不同于传统运送东西的特征。

天然气的管道运送中长输管道能够单独对天然气完毕从产地到市场的运送，具有运送速度快、运送效率高、运送规模化的运送特色。

天然气运送管道的铺设覆盖着天然气运送需求抵达的各个地址，在运送中天然气从产地先抵达净化厂完毕净化，之后进入输配网，再抵达燃气管网。

在这整个过程中，天然气的运送一直是在管道网中进行。

2 集输管线阵发性出水对集气站生产的影响2.1 燃料气体系进水导致机组停机由于压缩机的燃料气供气体系的气源与增压气源同为统一气源，机组燃料气在机组安稳作业时，需求的燃料气安稳且接连，机组供气管线的直径小于集输管线直接，导致燃料气的流速大于集输管线的气流速度，管线有段塞流水柱时，就会进入燃料气体系，现场不采纳决断措施，及时削减作业机组削减燃料气消耗量，打扫燃料气的进水，将会导致水进入机组燃烧室。

打湿火花塞，导致机组停机。

2.2 含有許多水的燃料气进入站内，导致机组分离器液位超高，机组自动停机在集输管线出现段塞流是，重力式分离器和过滤分离器一起排污，但水量进入分离器的速度大于分离器排污速度式，导致水进入机组分离器，导致机组分离器液位超高，压缩机维护性自动停机。

3 管线积液原因分析3.1 自动排污体系缺陷导致水进入管线3.1.1 自动排污阀缺陷导致排污不及时选用的电动排污阀执行机构种类多，操控电路设计差异大，厂家的技术支持不可，维护修补滞后，使信号接入数字化信息体系难度大。

输气管道水化物的预防措施探讨【摘要】输气管道内的水化物由于长期间的积聚而导致输气管道发生堵塞的现象，输气管道堵塞是严重影响输气管道安全运行的主要隐患，因此加强预防输气管道水化物的形成和积聚对保证输气管道的安全运行具有重要的意义，下面我们主要从水化物的概念、形成以及输气管道水化物的预防和处理等几个方面进行详细分析。

【关键词】输气管道水化物预防对策在一定的压力和温度下，天然气中某些气体成分可以和液体水形成水化物，水化物的积聚将会造成输气管道和采气管线堵塞，也会造成分离设备的堵塞，从而影响输气管道的正常运用。

本文主要就针对输气管道水化物的预防和处理进行详细的论述，以能够提供依据。

1 水化物的特点天然气水化物是水和烃类气体的结晶体，天然气水化物的物理特性为密度0.88～0.90g/cm3，天然气水化物呈白色，与冰雪非常相似，其化学特性：天然气水化物是一种笼形晶状包络物，其主要是有水分子借助氢键结合形成的的天然气化合物在范德华力的作用下进入笼形孔室内。

通过进行研究分析可以得知，41～ cc烃类气体一般情况下都能够形成水化物，而除此之外，其他的烃类气体不会形成水化物。

水化物是一种不稳定的化合物，如果水化物的形成条件遭受到破坏的情况下，则水化物很容易分解成为水和烃。

输气管道中水化物的形成，将会造成输气管道井口的压力减低，从而影响输气管道运输的产量，并且输气管道水化物的形成也将会对井下压力计测量的压力造成影响。

如果井口或者是管道产生水化物时，则很容易造成下游的压力比较低，从而将会影响到的输气管道的正常运行的，造成输气管道运行存在一定的安全隐患。

再加上天然气自身含有硫化氢和二氧化碳为酸性气体，由于酸性气体更加容易溶于水，如果在外界温度相对比较高的情况下，则水化的形成速度就会进一步增加，造成天然气水化物对输气管道产生腐蚀的现象，进而会造成输气管道壁变薄，造成耐压程度降低，综上所示可以得知，天然气水化物是造成输气管道安全、正常运行的重要原因。

长输燃气管道的水工保护措施
长输燃气管道的水工保护措施包括以下几个方面：
1. 管道设计：在管道的设计中考虑水工影响因素，采用适当的防洪高程和管道埋深，确保管道在洪水和地陷等情况下不受影响。

2. 管道施工：在管道施工中设置适当的防水措施，如采取导流堤等措施，保证施工过程中水不会进入管道内部。

3. 管道检测：定期检测管道内部是否存在水分，确保管道内部干燥，避免管道内部产生腐蚀和损坏。

4. 管道维护：定期清理管道沉淀物和杂物，确保管道畅通；对管道损坏及时进行修复，防止管道内部水分进一步侵蚀管道。

5. 应急处置：在发生洪水和地陷等突发事件时，及时采取相应的应急措施，如临时加强固定管道，避免管道受损。

1321 前言随着我国经济的飞速发展，工业化的进程不断加深，人们对能源的需求越来越紧张，但是环境的污染问题严重制约着我国经济的发展，影响着国民的身体健康。

天然气作为清洁能源被广泛开采和应用，不仅给人们的生产生活带来了便利，而且也进一步缓解了我国的能源危机，但是在天然气的开采过程中，由于采出来的气体含有一定的水分和固体小颗粒，生产过程中由于地表内的温度和压力影响的存在，天然气的水合物很容易在输气管线、阀门及弯头等部位凝结。

水合物形成后，严重影响着天然气管线的输送能力，甚至会堵塞管线甚至造成停产。

因此在采气阶段预防水合物的形成是保证天然气安全稳定运输的前提，本文主要对天然气水合物的成因、影响及预防进行了分析介绍，为今后天然气的生产奠定理论基础。

2 采气阶段天然气水合物的成因及条件天然气气井中含有地层水、杂质等物质，并沿内壁不光滑的油管流动，因此，具备形成水合物所必需的气体分子和液态水条件，一旦压力、温度条件满足，便会形成水合物。

影响天然气水合物形成的因素很多，概括起来可分为：（1）天然气的温度等于或低于水的露点，有游离水或液态水存在，均可形成水合物，在一定的压力和气体组成下，其温度低于对应的相平衡温度，水便容易形成亚稳态的晶格框架；通常情况下在开采过程中如果天然气内的压力降低则会造成天然气的温度下降，形成温度差，进而在采气井内的某一深度会达到水合物的形成温度；当采气系统内的温度降低，即便是在井筒内未形成水合物，但温度过低的天然气达到地面输气管线后，也给水合物的形成创造了条件，天然气内的有机气体形成水合物。

（2）水合物的形成与介质运动的方式和压力变化的条件有关，天然气的流动速度越快压力波动越大都会加快水合物的形成。

采气时，压力较高的天然气在高速流动时会把进杂质以及其他固体小颗粒带进入采气管线，一部分颗粒杂质会黏贴在井筒的内部增加采气井井筒的粗糙度，而固体小颗粒很容易成为天然气化合物晶体，加速输气管线中水合物的形成。

收稿日期:2001-01-05作者简介:陈剑新,男,硕士,高级工程师,1964年生,1988年毕业于成都地质学院石油系石油地质专业。

文章编号:1008-2336(2001)04-0056-05长距离管输天然气水化物防止及天然气脱水工艺陈剑新(上海海洋石油局规划设计研究院,上海200120)摘 要:文章阐述了天然气水化物的生成机理、危害、防治措施以及天然气脱水方法、天然气脱水工艺流程。

关键词:天然气;水化物;防止措施;脱水工艺中图分类号:T E832.3 文献标识码:A1 前言水是天然气从采出至消费过程中,在各个处理或加工步骤中最常见的杂质,而且其含量经常达到饱和状态。

一般认为天然气中的水分只有当它以液态形式存在时才会有害处,因而工程上常以露点温度来控制天然气中的含水量。

水汽的存在,不仅减少了管线的有效输送能力,还降低单位气体体积的热值。

天然气中含水量超过露点温度时,当输送量和其它参数变化时,还可能引起水汽从天然气流中析出,形成液态水或与天然气中分子量较小的烃类生成水化物,从而减少管线截面积,增加管路压降,严重时堵塞管道。

因此天然气脱水是进行长距离管道安全输送或进行轻烃回收前必不可少的环节。

只有将天然气中的水汽含量控制在工艺流程要求的范围内,才能保证气体输送或冷凝分离法轻烃回收工艺的实施。

2 天然气水化物的生成机理概述水在天然气中的溶解度是随压力升高或温度降低而降低,在一定的温度和压力条件下,天然气中分子量较小气体组分能和液态水形成水化物。

天然气水化物是白色结晶固体,外观类似松散的冰或致密的雪,密度为0 96-0.98g /cm 3。

在水化物中,与气体分子结合的水分子的结构不是恒定的,这与气体分子的大小、结构等因素有关。

天然气各组分的水化物分子为:CH 4 6H 2O,C 2H 6 8H 2O,C 3H 8 17H 2O,iC 4H 10 17H 2O,CO 2 6H 2O,H 2S 6H 2O 等。

油气管道输运中的水合物流动安全新策略随着全球能源需求的不断增长，油气管道输运成为了能源行业的重要组成部分。

然而，水合物的形成与堵塞问题一直以来都是管道输送过程中的挑战之一。

为了确保油气管道的安全运行，研究人员一直在寻找新的策略来解决水合物流动问题。

水合物是由水分子和气体分子相互结合而形成的晶体结构。

当油气管道中的温度和压力条件适宜时，水合物很容易形成并沉积在管道壁上，从而导致管道阻塞和输送能力降低。

为了解决这个问题，研究人员提出了一些新的策略。

温度控制是解决水合物流动问题的关键。

通过精确控制油气管道的温度，可以防止水合物的形成和堵塞。

其中一种策略是使用加热装置，在油气输送过程中保持管道温度的恒定。

另一种策略是利用保温材料覆盖管道，以防止温度下降过快。

这些方法可以有效地避免水合物形成，并保持管道的畅通。

压力控制也是保证水合物流动安全的重要因素。

通过控制油气管道的压力，可以减少水合物的形成和堵塞风险。

一种常用的策略是增加管道内的压力，以防止水合物的沉积。

此外，还可以通过使用分散剂等化学物质来降低水合物的形成能力，从而减轻压力下的堵塞问题。

定期清洗和维护管道也是确保水合物流动安全的重要措施。

定期清洗可以有效地清除管道内的水合物沉积物，避免堵塞问题的发生。

同时，定期检查和维护管道，修复任何损坏或腐蚀的部分，可以提高管道的稳定性和耐用性。

油气管道输运中的水合物流动安全需要采取一系列的新策略来解决。

通过控制温度和压力，定期清洗和维护管道，可以最大限度地保证管道的安全运行。

这些新策略的应用将为管道输送行业带来更高的安全性和效率。

油气管道输运中的水合物流动安全新策略近年来，随着油气行业的快速发展，油气管道输运成为了重要的能源供给方式。

然而，水合物的形成和流动在油气管道输运中常常引发安全隐患，给行业带来了一系列的挑战。

因此，制定一套有效的水合物流动安全策略是非常必要的。

本文将从理解水合物形成机理、预防水合物形成以及应对水合物流动的安全新策略三个方面，探讨油气管道输运中的水合物流动安全新策略。

一、理解水合物形成机理水合物是由水分子和气态分子在一定温度和压力条件下形成的晶体结构。

在沉积盆地的油气成藏过程中，地下高压高温条件下的天然气与水分子结合形成水合物。

了解水合物形成机理对于预防和应对水合物流动的风险具有重要意义。

为了理解水合物的形成机理，研究人员通过实验和模拟计算等手段，探寻了水合物形成的条件和机制。

他们发现，水合物形成与温度、压力、天然气成分等因素密切相关。

在适宜的温度和压力条件下，天然气中的水分子与气态分子结合，形成水合物晶格结构。

此外，天然气中不同成分的物质会对水合物的形成产生不同的影响。

因此，理解水合物的形成机理，有助于预测和控制水合物的生成。

二、预防水合物形成为了预防水合物在油气管道中的形成，有必要采取一系列相应的防护措施。

1. 温度和压力控制通过控制油气管道的温度和压力，可以有效预防水合物的形成。

提前进行温度和压力监测，对于发现可能形成水合物的区域及时采取措施。

利用管道加热设备在低温季节保持油气管道内的温度，并通过调节压力来维持管道内部的稳定状态，防止水合物的生成。

2. 添加抑制剂在油气管道中添加抑制剂是一种预防水合物形成的常用方法。

抑制剂通过与水合物结晶核发生反应，抑制水合物的形成。

选择合适的抑制剂，并按照一定的浓度添加到管道中，可以有效地延缓或阻止水合物的生成。

三、应对水合物流动的安全新策略针对油气管道输运中水合物流动的安全问题，需要制定一些策略来应对。

1. 流量控制在油气管道输送过程中，合理控制流量，降低管道内部的压力和温度差异，有助于避免水合物的形成和堵塞。

天然气管道中水合物影响因素及防控研究天然气一直是人类的重要能源之一，其在工业、民用、交通等方面都有广泛的应用。

而天然气的运输方式也有多种，其中管道运输成为最主要的一种方式。

然而，天然气管道中混入的水合物却给管道的安全运行带来了诸多挑战。

本文将就天然气管道中水合物的形成原因、影响因素以及目前的防控研究展开论述。

一、水合物的形成原因水合物是指天然气分子和水分子在一定条件下结合而成的晶体物质，形如冰块。

在天然气管道中，当管道内部压力下降或温度下降时，管道中的水气混合物就会产生水合物，水合物越积聚，压力就会逐渐增大，最终可能引发管道事故，给人们带来极大的安全隐患。

因此，了解水合物的形成原因就显得尤为重要。

水合物的形成原因主要有以下两个：1、压力下降在天然气管道中，若气体压力下降，水分子就会跟随着气体分子减少而产生凝聚，逐渐形成水合物。

例如在管道发生泄露时，管道内部气体压力会快速下降，导致水分子和天然气分子结合形成水合物。

2、温度下降在天然气管道中，若气体温度下降，管道内的水气混合物会逐渐形成水合物，尤其是在温度低于0℃时，水合物的生成速度更快。

因此，对天然气管道的温度控制尤为重要。

二、影响因素除了上述两个因素以外，还有其他因素也会影响水合物的形成。

下面将就一些重要的影响因素进行介绍。

1、水分子浓度在气体中水分子的浓度越高，则气体形成水合物的速度也越快。

2、压力当管道中气体压力越大，水和天然气分子的混合度也就越难以形成水合物，而压力降低则反之。

3、温度当管道温度越低，水合物的生成速度则越快。

因此，对天然气管道的温度进行严格控制，可以减缓水合物的生成速度。

4、天然气成分在不同类型的天然气中，其成分组成也不一致，这就会导致水合物的生成速度也可能会不同。

比如说，液态天然气中甲烷和乙烷等组成比例不同，则生成水合物的速度也会有所差异。

三、水合物的防控研究尽管天然气管道中的水合物形成具有一定的规律以及因素，但其形成规律是个极其复杂的过程，许多科学家正在进行水合物的防控研究。

油气管道输运中的水合物流动安全新策略随着能源需求的不断增长，油气管道输运已成为现代工业中不可或缺的一环。

然而，油气管道中的水合物流动一直是导致事故和故障的主要原因之一。

为了确保油气管道的安全运行，制定和实施水合物流动安全新策略势在必行。

针对油气管道中的水合物流动问题，必须加强监测和预警系统的建设。

通过安装传感器和监测设备，及时获取油气管道内水合物的信息，可以有效监控其流动状态。

当监测到水合物开始流动或出现异常时，预警系统应及时发出警报，提醒相关人员采取措施。

应加强油气管道维护和保养工作，以减少水合物流动的风险。

定期对油气管道进行检修和清洗，清除管道内的积水和水合物，确保管道畅通。

同时，加强油气管道的防腐蚀工作，防止水合物对管道的腐蚀和损坏。

建立完善的应急预案也是确保油气管道输运中水合物流动安全的重要措施之一。

应急预案应包括对水合物流动事故的应对措施、应急处置流程和责任分工等内容，以应对可能出现的各种突发情况。

同时，还应进行应急演练，提高相关人员应对水合物流动事故的能力和应急反应速度。

在油气管道建设和设计中，应考虑到水合物流动的风险因素。

采用合适的管道材料和防护措施，降低水合物对管道的影响。

在设计过程中，还应合理设置泵站和压力调节装置，控制管道内的流速和压力，减少水合物流动的可能性。

加强油气管道输运中的人员培训和安全意识教育。

相关人员应具备水合物流动的基本知识和应对能力，能够及时判断和处理水合物流动事故。

通过定期的培训和教育，提高人员对油气管道水合物流动安全的重视程度，减少事故的发生。

油气管道输运中的水合物流动安全是保障能源供应和工业生产的重要环节。

通过加强监测预警、维护保养、应急预案、设计改进和人员培训等措施，可以有效减少水合物流动事故的发生，提高油气管道的安全性和可靠性。

只有持续改进和创新，才能确保油气管道输运中水合物流动的安全。

天然气集输管线积水原因与预防对策摘要:由于天然气被越来越多的人使用，所以对天然气管道输送的管理和维护也成为了使用天然气过程中一个十分值得人们关注的问题，现如今有关单位正在研究天然气输管线发生积水的可能原因以此来提高天然气设备使用的质量与安全。

工作人员可以从天然气输管线的结构特点以及运行方式入手对集输管线产生积水的因素进行细致的分析，然后根据分析得出的结论从设备本身以及人工操作等方面对影响因素制定出合理高效的应对措施。

本文即以此思路出发进行探索研究，以供大家参考。

关键词：天然气；集输管线；积水；原因与预防；对策随着全球经济不断快速的发展的同时人们对能源的消耗量也在不断上涨并且给环境带来了一定的破坏，如今天然气已经成为了人们使用能源的最佳选择，由于天然气属于清洁能源中的典范给人们的日常生活以及社会的发展带来了许多空前未有的便利。

现如今对天然气管道输送的管理和维护成为了使用天然气过程中最值得关注的问题，我国的一些相关的企业已经形成了一套较为完整成型的阶段提压、定期巡检、综合调度等方面的工作体系，为我国天然气运输工作带来了很大的安全保障。

本篇文章具体分析了天然气集输管线积水的问题和相应的解决措施，并给出了预防措施，供同行们借鉴。

1天然气长输管线的特征及运行模式在开展天然气运输工作的时候最不可缺少的就是天然气长输管道，天然气长输管道与传统的运输工具有着较大的不同之处。

在使用天然气运输管道运输天然气的同时使用长输管道可以将天然气直接单独的从生产地运送到市场中并且在速度、运输效率、运输规模化等方面上相比传统运输管道有着很大的优化性质并且还具有更多独有的特点。

在各个需要供应天然气的地区与天然气来源地之间遍布的覆盖着天然气运输管道，需要先将天然气从产地输送到净化厂进行净化然后在进入配送的网络中送至燃气管网最后就可以到达各个用户的家中。

在这整个漫长的天然气传送的过程中始终都是在用天然气管道进行运输，由此可见天然气运输管道在整个天然气使用过程中的重要性。

天然气长输管线中水化物生成的工况分析与控制注：天然气体积成分(％)：CH498.0、C3H8 0.3、C4H100.3、C5H12 0.4、N2 1.0，管线起点压力：6.0Mpa(相对压力)，管线起点天然气温度：20℃，水蒸气含量：30g/NM3，管线埋深：IM，管线埋深出土壤温度：2℃。

由表1可见，由于流量不同而使水化物生成量出现较大差别。

以单位体积天然气用于生成水化物的水蒸气耗量HW衡量水化物的多少。

对应于四种流量分别为5.469g/NM3、9.716g/NM3、7.956g/NM3与7.603g/NM3。

其中生成次数少的场合，显然水蒸气耗量少，而生成次数相同时，水蒸气耗量随流量或流速的降低而减少。

对于一定工况必然存在一个水蒸气耗量最大的流量或流速，称之为“最不利流量”或“最不利流速”，此流量或流速下生成最大量的水化物。

对于表1的工况，最不利流量为302X104NM3/日，此时水蒸气耗量为9.964g／NM3。

因此控制流量或流速，偏离以最不利流量或流速为峰值的不利区域，可以有设定管线起点天然气的水蒸气含量由表1饱和状态的30g/NM3降至未饱和状态的15g/NM3，其余原始数据同表1，计算结果见表2。

对比表1与表2可见，当水蒸气含量降至15g／NM3，即不饱和状态时，在流量或流速较大的场合，即流量为400X104NM3／日与300X104NM3／日出现水化物不生成与生成次数减少而降低总生成量。

而在流量或流速较小的场合，即流量为200x104NM3／日与100x104NM3／日，水化物生成量分别增加2．714M3／日与1．116M3／日。

因此盲目降低水蒸气含量有可能导致水化物增加，特别在流量或流速较小的场合。

进一步降低水蒸气含量至10g／NM3时，仅最小流量100X104NM3／日场合生成水化物一次。

因此对于各种工况，可以确定一个不生成水化物的界限初始含水量，且此时天然气的初始温度可以高于管道埋深处的土壤温度。

浅谈天然气水合物预防措施及应对作者：隋迎章高伟马婕来源：《科学与财富》2018年第24期摘要：胜利油田气层气经过多年的开发，已形成了一定的规模。

天然气作为一种安全、稳定、清洁、高效的新型能源，在油田的内外用气中起到了重要的补充和调节作用。

天然气水合物的形成是影响天然气生产与管理的重要问题。

水合物对天然气的开采、技术和加工都有着不同程度的影响。

本文概述了天然气水合物的生成条件，分析了天然气水合物的形成对站内安全生产运行的危害，介绍了水合物防治和处理的方法，从而降低其对油气田生产和天然气输送的危害程度。

关键词：天然气水合物；危害；生成条件；防治措施1. 天然气水合物的形成条件形成水合物的首要条件是天然气中含水处于饱和或过饱和状态并存在游离水，其次是要有足够高的压力和低于水合物形成的温度。

当气流温度低于水合物形成的温度时，在高压下，天然气水合物可以在高于0℃的条件下生成。

当天然气中存在液态水分时，管道中所形成的液滴在流动过程中会在阀门、弯头、三通等地方同管壁碰撞成为粉末，这些液态粉末同气体混在一起并一同流动，黏附在管道表面上成为液态黏膜，在高压地温条件下，就在管壁形成一层水合物。

在天然气不断输送的过程中，水合物便一层层地加厚，堆积在管壁内使得管道的内径变小，严重时甚至会把管道堵死。

天然气流速和方向改变也是影响水合物生成的重要因素。

在弯头、阀门、孔板和其他局部阻力大的地方，由于压力的变化和流向的突变，特别是节流阀、分离器入口、阀门不严密处及压缩机出入口处等节流的地方，由于气体温度的急剧降低，会加快水合物的形成。

根据天然气水合物的生成条件，当管道运行在天然气水合物平衡曲线以下时，就不会形成天然气水合物。

图1曲线为不同相对密度的天然气形成水合物的压力-温度平衡线。

由图1可知，随着温度的升高，水合物形成压力变化较大。

当确定了天然气的相对密度，可以根据上图，估算一定温度下天然气形成水合物的最低压力，或一定压力条件下天然气形成水合物的最高温度，从而达到预测天然气水合物生成的目的。

输气管道泄漏原因及预防措施一、泄漏原因1、气孔、未焊透、裂纹等焊接缺陷引起的泄漏，随着焊接技术的发展和施工质量以及检测手段的提高，这种焊接缺陷逐渐减少。

2、腐蚀引起的泄漏天然气站场管道腐蚀的原因很多，常见的有：①周围介质引起的均匀腐蚀这种腐蚀造成的泄漏主要出现在老管线上，随着时间的推移，管线内外壁一层层的腐蚀而剥落，最后造成大面积的穿孔，最终造成管道泄漏事故的发生；②应力引起的腐蚀金属材料的应力腐蚀，是指在静拉伸应力和腐蚀介质的共同作用下，使应力集中处产生破坏。

这种腐蚀危害性较大，一般在没有先兆的情况下，能够迅速扩展产生突然断裂，发生严重的泄漏事故；③氧和水引起的腐蚀氧和水的存在是造成管道内部腐蚀的主要原因之一。

钢管中的铁元素，它和与水和氧发生化学作用，最后生成三氧化二铁，并放出氢气，造成管道内部腐蚀。

减少水的措施：做好施工期的管理工作和投产时的清管工作。

投产时，对管道进行干燥处理；做好运行期的脱水工作。

④硫和细菌引起的腐蚀天然气中含有硫化氢等硫化物，在运输时和管道反应，生成硫化铁，并在管内活化剂(氧气)的作用下，产生腐蚀。

管道中还有一种细菌存在，这种细菌叫硫酸盐还原菌，它一般附着于管线的内表面，利用硫酸盐类进行繁殖。

硫酸盐在还原菌的作用下，生成腐蚀生成物四氧化三铁。

⑤氢引起的腐蚀目前，除去硫化氢的技术较高，但由于输送压力的提高，造成硫化氢的分压提高，从而使氢脆更为突出。

冲刷引起的泄漏由于冲刷原因造成站场泄漏的事故较多，比较容易出现此类故障的部位是管道弯头，特别是流速较快的弯头处，造成这种泄漏主要有以下几个原因：①从加工角度来说，对于冲压成型和冷煨、热煨成型的弯头，弯曲半径最大的一侧存在着加工减薄量；②天然气流速较快，流经弯头时，对管壁产生较大的冲刷力，在冲刷力的作用下，管壁金属不断地被带走，壁厚逐渐变薄，最后造成泄漏；③调压阀的阀体也是容易被刺坏的地方。

3、振动引起的泄漏管道的振动使法兰的连接螺栓松动，垫片上的密封比压下降，振动还会使管道焊缝内缺陷扩展，最终导致严重的泄漏事故。

天然气长输管道含水化合物的形成及对策随着我国经济水平的日益提高，国家对于天然气的勘查力度逐渐加重。

由于近年来广大人民群众的生活水平有了很大的提高，在物质和环保方面的需要也日益提高，天然气长输管道也就迎来了它的飞速发展。

随着天然气管道的不断发展和延伸，管道企业需要担负的一系列责任——包括社会责任、经济责任和政治责任，也就越来越大。

为此，企业人员需要尽可能的预防和处理一切有关天然气长输管道的问题。

众所周知，天然气长输管道含水化合物就是一种普遍的现象。

接下来我们就来讨论一下含水化合物的问题。

首先我们需要对天然气长输管道含水化合物有一定的了解天然气水化合物是一种白色的结晶物质，是一种固体。

在一定的压力和温度条件下，天然气中的烃分子和其中的游离水接触，结合形成一种类似冰结晶的化合物，在形成过程中水分子是依靠氢键来形成一种带有大孔穴和小孔穴的结晶晶格体，其中这些孔穴会被小的气体分子填充。

由于其经常在天然气或凝析油管道中形成从而造成阀门、管道以及一些处理设备的堵塞，因而天然气水化合物的防治对于石油天然气工业的发展具有重要的意义凡事有果必有因，水化合物的出现必然是有原因的，形成天然气水化合物首先的重要条件就是在天然气中需要含有一定量的水分，并且水要处于一种过度饱和的状态，更有甚者还有可能出现液态状的游离水；其次还需要有一定的压力和适宜的温度。

也就是说水化合物的形成除了和天然气的组成及组分和液态游离水的含量有关系以外，还与温度和压力有很大的关联。

只有在系统中气压高于水化合物的分解压力的情况下，才有可能产生经水蒸气饱和了的气体自发形成水化合物的情况。

从热力学的角度来分析也就是，天然气水化合物的自发形成并不是说水蒸气必须要把气体饱和，只要管道系统中的蒸汽压能够高于在水化合物晶格表面上的水蒸汽压就会产生水化合物的自发生成。

除此之外，水化合物的生成还有一个辅助条件就是气流的留滞区。

在上面所说的两个条件下的生产和运作的过程中，如果遇上有很快的节流或气流方向突变极快、温度降级、压力出现波动等情况就有可能水化合物出现堵塞问题水化合物堵塞是有极大危害的，假如情况严重时，这些水化合物可能会把管线、阀门、井筒和设备堵塞住，进而会对天然气的一系列的正常运作即开采、集输和加工方面产生极大的影响。

浅谈输气管线中水合物的抑制及防止措施摘要随着天然气工业的不断发展,天然气管线也日益增多,但天然气开采及输送过程中,水合物的生成及堆积会导致事故。

因此,如何在工业生产中抑制水合物生成就成了石油和天然气工业亟待解决的问题,这里主要讨论了抑制和防止水合物生成的措施。

关键词城市燃气配气;节流;天然气水合物;预测;预防1输气管线中的水合物1.1天然气水合物天然气水合物(Natural Gas Hydrates)是指由水和烃类气体分子及天然气中含有的非烃类气体分子在一定的温度和压力条件下所形成的白色结晶固体,外观类似致密湿雪,密度约0.88～0.90g/cm3[1]。

1.2输气管线中的水合物天然气开采及输送过程中,水合物的生成及堆积会导致阀门堵塞、设备分离、气井停产、管道停输等严重事故。

因此,如何在工业生产中抑制水合物生成就成了石油和天然气工业亟待解决的问题。

2 天然气水合物的防止措施为了防止天然气生成水合物,一般有四种途径:⑴提高天然气的流动温度;⑵降低压力至给定温度时水合物的生成压力以下;⑶脱除天然气中的水分;⑷向气流中加入抑制剂(阻化剂)。

其中最积极的方法是保持管线和设备不含液态水,而最常用的办法是向气流中加入各种抑制剂。

2.1提高天然气流动温度加热提高天然气流动温度是防止生成水合物和排除已生成的水合物的方法之一。

这就是在维持原来的压力状态下使输气管道中天然气的温度高于生成水合物的温度,如图1所示。

但这一方法不适用于干线输气管道中,因为消耗能力大,而且如前所述,冷却气体是增加输气管道流量的一个有效方法,特别是对于压缩机站数较多的干线输气管道。

加热方法通常在配气站采用,因为那里经常需要较大幅度地降低天然气的压力,由于节流效应会使温度降得很低,从而使节流阀、孔板等发生冻结。

2.2降压降低压力防止生成水合物的方法就是在维持原来的温度状态下使输气管道中的天然气压力降低,如图2中曲线2,从而使生成水合物温度曲线下降,如图2中曲线5。