预防和解除天然气水合物堵塞的方法探讨

苏里格气田水合物的防治措施摘要：在天然气的输送和处理过程中，经常会形成水合物堵塞管道和设备而严重地影响正常生产。

本文结合苏14井区现有工艺流程及冬季生产运行中水合物的防治出现的问题，提出了下一步采气工艺的改进及建议。

关键词：水合物防治建议一、概述1 天然气水合物的结构天然气水合物（Gashydrates）也称水化物，它是在一定压力和温度条件下，天然气中某些气体组分和液态水生成的一种不稳定的、具有非化合性质的晶体。

外观类似松散的冰或致密的雪，密度为0.88～0.90g/cm3 。

水合物的生成条件不同，其分子式亦不同。

甲烷水合物的分子式为CH4·6H2O，即由一个甲烷分子和六个水分子组成。

乙烷、丙烷及异丁烷的水合物分子式分别为C2H6·8H2O，C3H8·17H2O，C4H10·17H2O，硫化氢及二氧化碳的水合物分子式分别为H2S·H2O，CO2·6H2O。

水合物的分子结构为多面晶体，水分子在空间固定点上排成一定晶格，晶格中的空穴全部被气体分子占据，并依靠分子间的作用力保持分子的稳定。

2、水合物在采气中的危害水合物在油管中生成时，会降低井口压力，影响产气量，妨碍测井仪器的下入；水合物在井口节流阀或地面管线中生成时，会使下游压力下降，严重时堵死管线，造成供气中断或引起工艺设备超压运行或爆炸，引发生产事故。

3、天然气水合物形成条件3.1 液态水的存在液态水的存在是生成水合物的必要条件。

天然气中液态水的来源，有油气层内的地层水（游离水）以及气层中的饱和水蒸气随天然气产出时温度下降而凝析出来的凝析水。

3.2 低温低温是生成水合物的重要条件。

采气中，天然气从井底流到井口，经过节流阀、孔板等节流件时，会因为压力下降而引起温度下降。

由于温度下降，会使天然气中呈气态的水蒸气凝析，当天然气的温度低于天然气中水蒸气露点时，就为水合物生成创造条件。

3.3 高压高压是生成水合物的重要条件。

浅谈油气管道水合物解堵工艺及存在问题随着石油和天然气资源的不断开发利用，油气管道水合物的解堵工艺成为了石油和天然气产业中一个重要的技术环节。

水合物是一种由气体分子和水分子组成的结晶体，在低温高压下形成固态结构。

当水合物堵塞了油气管道，会严重影响石油和天然气的生产和运输。

研究并掌握水合物解堵技术，对于保障油气生产和运输的顺利进行具有重要的意义。

一、水合物解堵工艺在油气管道中，水合物的堵塞问题主要表现在两个方面：一是管道内壁的水合物结晶物的积聚致使管道直径减小；二是水合物的形成使得管道内部的流体流动受到阻碍。

为了解决这些问题，科研人员和技术工作者们不断进行探索和研究，提出了各种解堵工艺。

1. 物理解堵：物理解堵主要是利用化学物质和物理手段对水合物进行破碎和溶解。

通过注入高温水、水热溶液等对水合物进行破碎和溶解，从而达到解堵的目的。

2. 化学解堵：化学解堵是利用一些化学物质对水合物进行溶解和消除。

一些表面活性剂、防蚀剂等化学品可以改变水合物的表面张力，从而使水合物分子重新分散，达到解堵的效果。

一些酸碱溶解剂也可以通过酸碱中和的方式来溶解水合物，解除堵塞。

二、存在问题与挑战尽管油气管道水合物解堵工艺已经取得了一定的进展，但在实际应用中还存在一些问题与挑战，需要不断加以解决和克服。

1. 解堵效果不稳定：由于水合物的形成和堵塞受到多种因素的影响，不同地质条件、管道材质、水合物类型等都会对解堵效果产生影响，因此存在解堵效果不稳定的问题。

2. 解堵成本高昂：目前的水合物解堵工艺涉及到高温高压、化学物质、专业设备等，解堵成本较高，增加了油气生产和运输的成本压力。

3. 缺乏成熟的在线监测技术：当前的水合物解堵工艺中，缺乏对水合物形成和堵塞过程的准确监测技术，使得解堵过程中无法实时调整工艺，影响解堵效果。

4. 对环境的影响：水合物解堵工艺中使用的化学品和高温高压流体可能对环境产生一定影响，对环境保护提出了更高的要求。

天然气管线去除水合物的方法摘要：一、引言二、天然气管线水合物的危害三、天然气管线去除水合物的方法1.加热法2.降压法3.添加抑制剂法4.气体输送法四、方法比较与选择五、结论正文：一、引言在我国天然气输送过程中，水合物问题一直是一个亟待解决的难题。

水合物是一种在天然气中结晶形成的固态物质，其主要成分为甲烷和水。

水合物的存在会对天然气管线造成诸多危害，如堵塞管道、降低输送效率、增加设备损耗等。

因此，研究天然气管线去除水合物的方法具有重要意义。

二、天然气管线水合物的危害天然气管线中的水合物会随着天然气流动而不断沉积，导致管道内径减小，最终造成管道堵塞。

此外，水合物在形成和分解过程中，会对管道内壁产生高压磨擦，加速管道磨损。

同时，水合物的存在还可能导致管道内的腐蚀，增加管线安全隐患。

三、天然气管线去除水合物的方法1.加热法：通过提高天然气温度，使水合物分解为气体和水。

这种方法适用于温度较低的天然气，但需要较大的能耗和设备投入。

2.降压法：在管线输送过程中，降低气体压力，使水合物分解。

此方法适用于压力较高的天然气，但可能影响输送效率。

3.添加抑制剂法：向天然气中添加特定化学物质，抑制水合物的形成和生长。

这种方法适用于各种天然气，但需要合理选择抑制剂类型和添加量。

4.气体输送法：通过增加天然气流量，促使水合物向管道外排出。

这种方法适用于管线输送条件较好的场合。

四、方法比较与选择在实际应用中，应根据天然气成分、输送条件、设备投入和运行成本等因素，综合比较各种方法的优缺点，选择适合的去除水合物方法。

一般来说，加热法和添加抑制剂法较为成熟且效果显著，适用于大部分天然气管线。

而降压法和气体输送法在特定条件下也可作为一种补充方法。

五、结论天然气管线水合物问题对天然气输送造成诸多不利影响，采用合适的去除方法至关重要。

通过对各种方法的探讨和比较，可以为天然气行业提供有益的参考。

2.2气体组分对水合物形成条件的影响
2.2.1乙烷对水合物形成条件的影响改变乙
烷在天然气中的摩尔分数，可得不同乙烷摩尔分数下天然气形成水合物的边界条件。随着乙烷摩尔分数的上升，边界条件曲线向右下方推移，各曲线变化规律相似。在压力为10MPa时，与组分为纯甲烷的天然气相比，乙烷摩尔分数为5%、10%、15%的天然气下形成水合物的临界温度分别增大了2.97、4.64、5.54℃。即相比乙烷而言，甲烷更易与水作用形成水合物。在温度一定的情况下，随着天然气中乙烷摩尔分数的增加，在0-5%形成水合物的临界压力下降较快，摩尔分数高于5%时变化趋于平缓，说明乙烷摩尔分数高于5%时，其对水合物的生成影响较小。对比不同温度下的临界压力曲线可知，在低温度下，临界压力随乙烷摩尔分数的增加变化较小，随着温度的升高，临界压力随乙烷摩尔分数的增加变化相对变大。
1.天然气冰堵成因
天然气冰堵就是管道中形成了水合物。水合物又称水化物，是天然气某些气体组分与液态水在一定温度冰或密致的雪，密度为0.88-0.90g/cm3，戊烷和己烷以上烃类一般不形成水合物。冰堵不冰堵与节流的级数没关系，但与节流的幅度有关。其中形成水合物的主要条件是高压、低温、存在一个水合物形成体以及要有适当的水量，单并不一定是游离水。而像节流阀门等高流速区会加速水合物的形成。在实际生产中，人们发现管道中产生的水合物是造成天然气冰堵的主要原因。我们把这些水合物也叫做水化物，它们是一种白色晶固体，像松散的冰。在一定的温度条件与压力条件下天然气的某些气体组分与液态水易形成水合物。人们发现戊烷及己烷以上烃类不易形成水合物。高温、低压以及有水合物形成体是水合物形成的主要条件，一些高流速区如节流阀门会使水合物形成加速，另外，冰堵与否跟节流级数无关，但跟节流幅度大小有关。
3.预防及处理水合物冰堵的对策

预防和解除天然气水合物堵塞的方法探讨Ξ陈铭奇(中国石油西南油气田分公司) 摘　要:在天然气开采过程中由于天然气中含有水、硫化氢等杂质,易形成水合物堵塞工艺管线,影响天然气生产任务的完成;有时甚至造成憋压引起管线、设备爆炸等安全事故。

如何有效地预防和及时解除天然气水合物的危害呢?本文从生产实践中总结出一些规律和方法,希望对从事天然气生产的相关人员有一定参考价值。

关键词:预防和解除;天然气水合物;堵塞 气田每年都会发生一些大大小小的由天然气水合物形成的堵塞,也称冰堵。

无论单井、集气站、输气管线还是配气站。

预防和及时解除冰堵对于生产任务的完成,防止安全事故的发生都有重要意义。

天然气管线发生冰堵主要是由天然气水合物造成的,在一定温度、压力和有液态水存在的条件下,天然气中的某些组分能和液态水形成一种白色晶固体,外观类似于松散的冰或致密的雪,密度为0.88～0.9g c m3称为水合物。

近年来的研究表明,天然气水合物的结构有 、 两种:分子量较小的气体如CH4、C2H6、H2S等的水合物形成体心立方晶系 型结构,可写成CH4.6H2O,C2H6.8H2O,H2S.6H2O, CO2.6H2O;分子量较大的气体如C3H8、I C4H10的水合物形成类似于金刚石的 型结构,可写成C3H8.17H2O,I C4H1017H2O(附图1)。

戊烷和己烷以上烃类一般不形成水合物。

通过理论计算和试验研究可得出水合物生成的平衡曲线。

图1 但是生产现场的实际情况千差万别,对于每口井,每条管线其温度压力,气质情况都不同,几乎没有完全合乎理论计算的情况,只能根据现场实际,合理的选择温度、压力和防冻剂加注量在气田生产中,为防止形成水合物堵塞天然气管线,一般采用水套加热炉(提高天然气温度),分离、脱水(减少天然气中水分),加防冻剂如乙二醇、甲醇等(降低天然气露点)的措施。

如果已经形成水合物堵塞,解堵的办法就是打破平衡条件,升温、降压、加防冻剂。

水合物一旦形成后，就会减少管道的流通面积，产生节流，加速水 合物的进一步形成。
水合物不仅可能导致管道堵塞，也可造成分离设备和仪表的堵塞， 因此天然气输送过程中水合物的产生与预防是很重要的问题。
天然气长输管线水合物生成的预防
输气设备中由于天然气形成水合物而产生的危害是普遍的现 象，因此对其防治非常重要。
天然气水合物(Natural Gas Hydrates)也称水化物或简称水合物， 是在一定压力和温度条件下，天然气中某些气体组分与水形成的一种 复杂的但又不稳定的白色结晶固体，是一种类似于冰或雪的物质。密 度为0.88~0.90 g/cm3。其中可形成水合物的典型物质包括：CH4、 C3H6、C2H4、C2H6、CO2 和H2S 等。一般用M⋅nH2O 表示，M 为水 合物中的气体分子，n 为水分子数，如CH4⋅6H2O，CH4⋅7H2O， C2H6⋅7H2O 等。也有多种气体混合的水合物。
大量研究结果表明，水合物是由氢键连接的水分子结构形成笼形 结构，气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格中。至今，在 自然界已经发现了3 种水合物晶格结构：结构Ⅰ型、结构Ⅱ型、结 构H 型，晶格中含有无数大小不等的孔穴。在稳定的水合物中，一 些孔穴被气态化合物占据，称之为客体分子。只有分子尺寸和几何 形状适宜的气体才能进入孔穴。孔穴中可能仅含有一种气态化合物， 也可能含有不同化学种类的气体分子。在一稳定水合物中无需所有 孔穴均被填满，在Ⅰ型结构的晶格空穴中只能填充CH4、C2H6 小分 子烃类以及H2S等非烃分子；Ⅱ型结构中还可以容纳C3H8、C4H8等 较大的烃类气体分子；而H 型结构除了能容纳上述各种分子外，还 能容纳一般的原油分子i-C5。
降压控制
与管线加热技术原理相似，通过降低体系压力来控制水合物的生成。 有3 种极限情况：等温降压，压力十分缓慢地降低；等焓降压，压力迅 速降低，不发生热传递；等熵降压，压力通过理想膨胀机降低，不发生 热传递。实际的降压过程通常介于等温和绝热之间。

黄金期) 现象&气井进站压力开始下降并持续'管线温度持续下降) 处理措施&首先判定位置) 判定方法&通过气井井口回压判
断) 如果管线冻堵!井口回压必然高于进站压力'如果井筒冻堵! 井口回压则持续下降) 处理方法&如果井筒冻堵!立即关闭进站流 程!然后向井筒注入甲醇!闷井 )-$/%01 后!打开井口放空) 如果 管线冻堵!立即井口关井!向管线内注入甲醇!再利用站内集输系 统内的天然吹扫管线) 对于初期冻堵一般一到两次就可以解堵成 功)
能源工程
预防与处理气井水合物冻堵的一种思路
文 . 龙刚
摘要冻堵是天然气井生产最常见的问题之一!水合物冻堵 又在所有冻堵中占据主导" 预防与解决水合物冻堵问题!是保障 气井正常生产的关键" 本文通过对柴达木盆地北缘某区块天然气 生产管理进行总结!旨在为预防与治理气井冻堵提供可借鉴的一 种思路"
关键词水合物冻堵!北八号区块!产时效
重点&冻堵的及时发现与冻堵位置的判定) 冻堵中后期处理 一般出现在冻堵一小时后) 此时!冻堵情况严重) 尤其在冬季 .该 区 最 低 气 温 可 达2'$(3$!受 水 合 物 冻 堵 影 响 !管 线 内 的 积 液 结冰!造成复合冻堵!增加了解堵难度) 现象&气井进站压力已降至站内集输系统压力'管线温度已 下降至外界气温) 处理措施&首先判定位置) 判定方法同上) 处理方法&如果井 筒冻堵!立即关闭进站流程!然后向井筒注入甲醇!闷井'同时打 开套气进站.套气一般温度较高!利用气体流动时的热量交换尽 量提高堵点位置的温度$''/-4/%01 后关闭套管! 再打开油管放 空) 如果管线冻堵!先判断管线堵点位置) 一般用1憋压法+!即先 将管线一端泄压!再向管线内充压!观察压力上升快慢) 以管线靠 近站区冻堵为例!对堵点两端泄压完毕!在站内向管线内不带压 注入甲醇!再利用站内压力将甲醇顶向堵点) 如果在靠近井口位 置冻堵!则在管线靠近井口一端注入甲醇!利用气井压力将甲醇 顶向堵点) 上述方法均是利用甲醇与增加堵点两端压差进行解 堵) 另外!还可以利用电加热技术对管线进行升温解堵) 排查 解堵完毕后!除了对井筒与管线进行注醇维护巩固外!还必 须对以下几个方面进行检查) 首先!检查井口加热装置!看是否故 障停机!功率温度设置是否偏低'其次!检查注醇装置是否故障! 注入量是否偏少'再次!检查携液是否执行,携液时是否持续注入 甲醇,携液制度是否需要调整等) 总结 以确保气井的生产时效为出发点!治理气井冻堵的的整体思 路 是 *先 预 防 ,后 处 理 +'处 理 冻 堵 的 关 键 是 *问 题 发 现 快 速 , 位 置 判断准确,措施采用得当+) 可以针对气井压力,温度变化设置联动报警机制!对冻堵情 况及早发现,及时处理) 参考文献 5$67天 然 气 水 合 物 的 形 成 条 件 及 成 因 分 析586(中 国 煤 炭 地 质( +//&!+$.$+$&,2&( 5+6刘 思 维( 甲 醇 防 冻 堵 工 艺 在 徐 深 气 田 的 应 用596( 科 技 与 创 新(+/$/!',.4$&$/32$/,( 作者单位青海油田公司采气二厂

海上天然气水合物的形成与防治措施摘要：天然气水合物堵塞的防治是海上油气田安全高效开发的难题之一。

水合物的生成可导致气体输送管线和设备的堵塞而影响海上油气田的正常生产；水合物一旦形成，就很难除去。

因此，准确判断在什么条件下会形成水合物堵塞，并诊断和评价已形成的水合物堵塞，且提出行之有效的解堵措施，对天然气的输送和设备的管理具有重要意义。

本文通过对水合物的结构性质、危害、形成条件和生成机理的探究，介绍如何合理的利用抑制剂（甲醇、乙二醇）来有效防止水合物的形成，从而高效地实现海上油气田的安全开发。

关键词：结构性质危害形成条件解决措施抑制剂一、引言输气海管，作为天然气输送的重要通道，其畅通、连续、安全平稳运行对海上油气田的正常开采有着重要意义。

天然气输送管道在日常的输送中易形成水合物堵塞海管，给海管的安全运行带来极大风险。

因此，准确判断在什么条件下会形成水合物堵塞，并诊断和评价已形成的水合物堵塞，且提出行之有效的解堵措施，对天然气的输送和设备的管理具有重要意义。

二、天然气水合物的结构性质天然气水合物是一种笼形晶格包络物，即水分子靠氢键结合成笼形晶格，而气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格的笼形孔室中，如图1。

其外观类似松散的冰或致密的雪，通常呈白色。

天然气水合物具有多孔性，硬度和剪切模量小于冰，密度为0.88～0.90g/cm3。

可浮于水面，而沉于液烃中。

天然气水合物不同与一般的晶体化合物，是一种配位化合物（络合物）或称包合物，M·nH2O （n≥5.67），其中M表示水分子中的气体分子，n为水合指数即水分子数。

图1天然气水合物晶体结构模型三、天然气水合物的危害在天然气的整个输送过程中，由于气体的压力较高，有可能生成水化物。

天然气水合物一旦形成，就会对设备及管道等造成危害，其表现在：1.如果水合物在设备（分离器、换热器等）中形成，不但可导致设备的损坏，还可能导致较大事故。

2.如果水合物是在管道中形成，会造成堵塞管道、减少天然气的输量、增大管线的压差、损坏管件等危害，导致严重管道事故。

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。

阐述天然气母站冰堵的预防与处理措施一、冰堵产生的原因众所周知，天然气实质上由多种组分组成的天然气水合物。

冰堵现象的产生需要满足一定的条件。

经科学研究发现，所谓的“冰”实质上是天然气水合物，这种水合物是在一定压力和温度条件下，由天然气中某些气体组分和液态水生成的一种不稳定的、具有非化合性质的晶体，外观类似松散的冰或致密的雪。

这些水合物的在场站设备内大量聚集，堵塞管道设备，形成冰堵。

由于北方冬季温度普遍较低，如果场站天然气含水量满足条件，加之由于调压、变径等产生的节流效应造成的温降，气体在高压高速并伴有晶核的输气状态下，冰堵事故极易发生。

二、冰堵的危害冰堵一般发生在调压、变径、分离器、管束车汇管等设备。

冰堵对以上所述设备危害较大，可能导致调压阀皮膜穿孔，高压气体未经减压输送到下游，易引起下游管道超压运行，造成泄露甚至火灾、爆炸事故。

同时水合物可能堵塞过滤器滤芯，造成前后压差增大，造成滤芯破坏，起不到过滤杂质的作用。

在脱水过程中，如果脱水装置运行过程中，变径处或者冷却管发生冰堵，极易造成温升突然增大，影响传感器、变送器使用寿命，如果控制系统失效，极易可能发生爆炸。

因此冰堵危害巨大，需要采取一定的措施进行预防和控制。

三、冰堵的预防措施针对冰堵，一般可以采取以下几种预防措施：（一）及时脱除天然气中的水分，降低天然气水露点目前，天然气母站基本配有脱水装置，一定要发挥脱水装置的作用，定期检测水露点，一旦水露点升高到-33℃，就需要及时开启脱水装置，对天然气进行脱水，使气态水冷却为液态水，通过排污系统排出。

脱水装置中分子筛也需要根据环境及使用条件定期更换，确保脱水效果。

（二）采取多次减压的方式进行减压母站最易发生冰堵的是调压系统，采用多级减压可以减少去压降的幅度，可以减少冰堵的发生。

因为在通常情况下，降低压力会影响管道的输送能力，因此在天然气传输的过程中几乎不采用调压系统来进行降压。

但在天然气输送完后，利用天然气母站的调压系统来处理管道中的液态水，可以有效的避免冰堵的情况发生。

浅析天然气水合物的防治发表时间：2009-12-24T09:42:25.937Z 来源：《中小企业管理与科技》2009年9月上旬刊供稿作者：耿金昌杨琴姚亮[导读] 天然气水合物是石油、天然气开采、加工和运输过程中在一定温度和压力下天然气与液态水形成的冰雪状复合物耿金昌杨琴姚亮（长庆油田第一采气厂作业六区）摘要：天然气水合物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，因而其防治对石油天然气工业具有重要意义。

关键词：天然气水合物防治动力学抑制剂1 天然气水合物的危害天然气水合物是石油、天然气开采、加工和运输过程中在一定温度和压力下天然气与液态水形成的冰雪状复合物。

严重时，这些水合物能堵塞井筒、管线、阀门和设备，从而影响天然气的开采、集输和加工的正常运转。

只要条件满足，天然气水合物可以在管道、井筒以及地层多孔介质孔隙中形成，这对油气生产及储运危害很大。

2 天然气水合物的性质和形成2.1 水合物的性质及结构天然气水合物为白色结晶固体，是在一定温度、压力条件下，天然气中的烃分子与其中的游离水结合而形成的，其中水分子靠氢键形成一种带有大、小孔穴的结晶晶格体，这些孔穴被小的气体分子所充填。

形成水合物的首要条件是天然气中含水，且处于过饱和状态，甚至有液态游离水存在;其次是有一定条件的压力和低于水合物形成的温度。

在上述两种条件下的生产运行过程中，如遇压力波动、温度下降、节流或气流流向突变很快就可能形成水合物堵塞。

2.2 水合物的生成条件天然气水合物生成除了与天然气组分、组成和游离水含量有关外，还需要一定的压力和温度。

下式即为水合物自发生成的条件：M+nH2O（固、液）=[M·H2O]（水合物）也就是说，只有当系统中气体压力大于它的水合物分解压力时，才有可能由被水蒸气饱和的气体M自发地生成水合物。

由热力学观点看，水合物的自发生成绝不是必须使气体M被水蒸气饱和，只要系统中水的蒸汽压大于水合物晶格表面水的蒸汽压就足够了。

防止水合物形成的方法和解除水合物冰堵的措施防止水合物形成的方法和解除水合物冰堵的措施根据天然气水合物形成的主要条件，天然气中饱和水蒸气是形成水合物的内因，温度和压力是形成水合物的外因。

所以，防止水合物形成可以从两方面考虑，一是提高天然气的温度，二是减少天然气中水汽的含量。

提高天然气的流动温度，即在截流阀前对天然气加温，或者敷设平行于输气管线的伴热管线，使天然气流动温度保持在天然气中水露点温度之上，可以防止天然气水合物的形成。

一、天然气水合物的危害天然气水合物是石油、天然气开采、加工和运输过程中，在一定温度和压力下天然气与液态水形成的冰雪状复合物。

严重时，这些水合物能堵塞井筒、管线、设备，从而影响石油、天然气的开采、加工和运输。

天然气水合物一般形成在阀门、管线、设备的节流处，或者设备设施地势低洼处。

二、天然气水合物的生成条件形成天然气水合物首要条件是天然气中含水，且处于饱和状态，甚至有游离态水的存在；其次是有一定条件的压力和低于水合物形成的温度。

三、解除水合物冰堵如果输气管线某处由于某种原因，已形成水合物，造成冰堵，就得及时解堵。

解除冰堵的措施有三，其一是加热解堵，二是降压解堵，三是注抑制剂解堵。

1、加热解堵法即在其形成水合物的局部管段，利用热源（如热水、蒸气）加热天然气，提高天然气的温度，破坏天然气水合物的形成条件，达到水合物分解，并被天然气带走，从而解除水合物在局部管段的堵塞。

如果气体被有效加热水合物将不能形成，或已形成的水合物将融化。

对于输送管道来说，使用一个在线加热器在气体进入管道之前对液体加热时很普通的事，液体应加热足够的时间以达到其在流出管道高于水合物的温度。

如果管道太长可以考虑分段加热，另一种方法是使用伴热线，即可使用电伴热也可以用流体伴热线。

2、降压解堵即在已形成水合物的输气管段，用特设的支管，暂时将部分天然气放空，降低输气管压力，破坏水合物的形成条件，即相应降低水合物的温度，在水合物的形成温度刚一低于输气管线的气流温度时，水合物就立即开始分解。

解堵防堵方法的研究【摘要】采气二队所辖的各集气站至投产以来，每月都会有单井发生不同部位的堵塞，寒冷季节堵塞情况尤为突出。

天然气井的堵塞是影响我们正常采气的一个重要因素。

我们一直致力研究和摸索单井解堵和防堵的方法，经过一年多时间的实践，基本找到了适合我们自身条件的一套解堵，防堵的方法。

【关键词】水合物；堵塞；解堵；防堵1 水合物堵塞大牛地气田分别在5个层位发现工业气流，分别是：太原组、山一段、山二段、盒一段、盒三段。

他们分属不同的压力系统和温度系统，天然气的组分和密度不同，水合物的生成条件差别较大，采用水合物综合模型对大牛地各层进行水合物的预测和评价。

我们在生产中遇到的水合物堵塞主要发生在井内油管内、采气管线、采气树针阀；偶尔出现站内一级节流气咀和站内流程、过滤器、分离器水化物堵塞情况。

1.1 防止出现水合物：井内环空注甲醇防堵与集气管线注甲醇防堵，都是通过定量的加入抑制剂来防止水合物的形成，注醇防堵是大牛地气田主要的防堵方法。

对于配产较高，具备连续带液的生产井，我们基本采取环空注醇的方法防止水合物的生成。

因为井底积液能够被连续带出，保证井底积液能和环空注入的甲醇均匀融合，而且又不会增加气井自身排液产气的负担，从而降低水合物生产的温度，达到防堵的目的。

我队目前143口生产井中有126口井采取油套环空注醇的方式进行防堵，收到了不错的效果。

1.2 解除水合物的方法常用的解除水合物堵方法有：1、堵塞部位注入抑制剂；2、加热堵塞部位管线；3、放空降压；4、反吹。

目前我队常用的解除堵方法是：注入甲醇抑制剂、提高流速、放空降压和反吹管线。

瞬间提产解除水合物堵塞：井筒内和管线出现轻微水合物时，站内通过观察进站压力的变化（持续降低），进站温度变化（持续降低）和气流声音（排除出液的可能）时可以判断是否出现水合物堵塞，这时候提产，通过高速气体瞬间对堵塞部位松散水合物的冲刷作用从而解除水合物的堵塞。

这种解堵的方法现场操作时存在一些问题：首先是判断堵塞的形式问题，是水合物堵还是气井间断出液引起的生产参数变化，其次是提产带液时气流速度掌握的问题，再次就是提产时机的掌握问题，当水合物已经比较致密和管壁结合比较紧密的时候提产，很可能促进水合物的产生，加速水合物堵塞管线。

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。

气井管线水合物堵塞原因与对策分析由于采气管线投产初期内部杂质较多、运行压力高等原因，管线冬季水合物堵塞频繁，影响了气井的正常生产。

本文通过对采气管线造成堵塞的各种因素进行分析总结，探讨了采气管线堵塞的主要原因及防冻措施，为提高生产效益和气田的解防堵工作提供借鉴经验。

标签：气井;管线;堵塞;分析;对策气井管线比较常见的堵塞主要是水合物堵塞，水合物指的是在一定温度、压力条件下，天然气中某些气体组分和液态分子（水）形成的白色结晶水合物，外观类似松散的冰或致密的雪。

气井生产过程中，水合物带到采气管线后，由于气井产量小加上管线弯头多，采气管线走向坡度起伏较大等原因都会导致液体聚集管线中，若不及时处理就会导致采气管线水合物影响气井产气量。

1.采气管线水合物堵塞原因分析气井在生产过程中，自井底采出的地层水和凝析水以及注入的甲醇进入采气管线。

气液混合物在采气管线中流态在理想状态下为层流。

如是低产气井、单井产量低、地处丘陵地带、管线起伏较大、单井管线离集气站较远、且受气井配产、管线内径与粗糙度等诸多因素影响，所以气液在管线内流态变得十分复杂，由于气液重度与粘度的差异，气相流动较快，而液相流动相对较慢，造成游离水在采气管线低洼部位聚集，为采气管线水合物形成提供了必要条件。

气井产液状况与配产有很大关系，产量高于临界携液流量的气井，出水稳定，生产较稳定，但容易造成采气管线积液。

处于临界携液流量间歇出水，出水极不稳定，在产液突然增加时，注醇量相对不足，易造成水合物堵塞，生产很不稳定。

低于临界携液流量的气井，不产地层水，只产少量凝析水，在冬季生产时，随着开井周期延长，凝析液量在采气管线越聚越多，偶然出现地面管线堵塞问题，生产稳定。

受气井配产、管径、弯头、管线埋深以及管线周围温度影响，采气管线极易形成水合物，水合物形成温度是水合物存在的最高温度，高于此温度不论压力多高，游离水多少也不会形成水合物。

对于组分相同的气体，水合物形成温度随着压力升高而升高，随着压力降低而降低，压力是形成水合物重要因素。

天然气管道水合物形成与防控技术研究第一章概述天然气是一种重要的能源，其在中小型城市和近海区域的供应越来越多地依赖于管道输送。

然而，天然气输送过程中会发生水合物的形成，严重损害管道的安全运行，这对于天然气市场的发展产生了严重的影响。

因此，天然气管道水合物防控技术逐渐成为研究的热点和难点。

第二章天然气水合物的形成机理水合物是指气体分子和水分子按一定比例结合成的固体物质。

天然气管道中，由于气体分子和水分子的物理和化学作用，易于形成水合物，特别是在低温低压的条件下更加容易。

天然气水合物的形成机理主要有三个方面：天然气成分、温度和压力。

第三章天然气管道水合物的危害及防控技术管道输送天然气的过程中，水合物会堵塞管道，同时还会造成管道的损坏和事故，给管道的安全运行带来威胁。

因此，对于天然气管道的水合物防控技术研究非常重要。

激活剂是目前常用的水合物防控技术，可通过添加一定的碱性金属盐将管道内的水分子离子化，使成为传导电子的自由离子，进而破坏水合物晶体结构，溶解、解除管道的水合物堵塞。

此外，还可以采取自然气热稳定剂、物理隔离、降低压力、提高温度、增加流速、增加流量等防控措施。

第四章天然气管道水合物形成与防控技术研究进展随着防控技术的不断研究，各种复杂的水合物防控技术和新型激活剂相继发展。

新型激活剂如离子液体、自申肯酸盐、有机羧酸盐、草酸盐等进一步提高了水合物防控的效果。

同时，充分了解管道本身的性质和周围气候环境信息，有效预测管道内水合物的风险，也将在防控方面发挥重要作用。

第五章结论天然气管道水合物的形成会造成严重的安全隐患，对于管道的安全运行和天然气市场的发展都产生了不利影响。

为了提高天然气的输送、存储和布局的安全性和可行性，需要借助科学严谨的研究，积极探索高效、安全的管道输送技术和水合物防控技术，为国家节能减排、推动绿色发展做出更大的贡献。

探析采气管线水合物堵塞原因及处理措施摘要：天然气的水合物是水和天然气的冰状结晶化合物，在正常运行的输气管线内形成水合物会造成正常采气及运输管线和阀门的堵塞冻结，阻碍正常的采气和运输。

本文主要对采气过程中天然气中水合物的形成原因及危害进行了分析，并提出了相应的处理措施，有效地预防和解决采气管线水合物堵塞问题，从而确保气井的正常生产。

关键词：采气管线；水合物；堵塞原因；处理措施前言：油气管道生产或运营的一个基本要求是清管作业，从而在两个领域做出保障。

提高管道运输效率，确保管线工作正常。

油气集输中清管技术是保证管道运行、提高运输效率的关键，同时通过去除管道中的污染液体，尽量减少管道内壁腐蚀，清理过程的重要性和必要性由此可见。

为了确保油气管道的高效和顺利运行，尽量减少清理的操作风险，加强清理安全措施。

1.当前采气管线的现状当前采气管线还没有实行定期的清理工作，没有相应的规章制度，在前期开展清管作业时，整体的效率不高。

在天然气传输的过程中，由于含有较多的水分和其它成分，受到温度和压力的影响，有一部分液体堆积在管道内，随着时间的延长和距离的增加，堆积越来越多，从而在管道底部形成堵塞，不及时清理就会产生很多问题。

首先，积液堆积在管线的低洼处，降低了气体的有效排放，影响了整个气体的输送效率。

管线液流面积减少，阻力增加，导致能量的消耗。

其次，积液在一定的温度下形成水合物，造成堵塞事件。

由于积液的不断堆积，当流出液体体积超过下面的容量时，就会给正常生产带来困难，甚至导致生产停滞。

长时间的杂质堆积会对管线造成破坏，严重影响采气管线的正常运行，而且存在着很大安全隐患，在输送天然气的管道中，积液的产生还会导致管道天然气输送的减少，很容易造成管线穿孔，甚至发生爆炸。

对此，为了保证整体的输送安全，要在井场设置管线清管装置，对其进行实时监控，保证管线清管的质量。

二、堵塞原因分析1.气液分离不彻底。

所有单井产气全部在场站混输，场站只采用一台φ600卧式重力式分离器工作，气液混合流体经进口管进入分离器进行气液分离，重力式分离器一般可以分离直径为10-30μm及以上的固体或液体颗粒，对于小于10μm的液固体分离效果不佳。