天然气场站水合物造成冰堵现象是一个常见问题，极大增加场站安全生产隐患。天然气水合物形成原因较多，应对措施和处理办法也就不尽相同。因此，针对天然气水合物问题的形成原因，找到合理的防治措施，有效解决天然气水合物冰堵问题，为天然气安全输送具有十分重要的实际意义。
一、概述
水合物，是天然气某些组分与水分在一定温度、压力条件下形成的白色晶体，因其外观像冰一样而且遇火即可燃烧，所以又被称作“可燃冰”。密度为0.88~0.9g/cm2。是一种笼形晶体包络物，水分子借氢键结合形成笼形结晶，气体分子被包围在晶格中。组成天然气的成分如CH4、C2H6、C3H8、C4H10等同系物以及CO2、N2、H2S等可形成单种或多种天然气水合物。形成天然气水合物的主要气体为甲烷，对甲烷分子含量超过99%的天然气水合物通常称为甲烷水合物。分子分子结构式为CH4·8H2O；天然气水合物是造成管道冰堵的主要原因。
二、形成天然气水合物的条件
天然气水合物的生成主要与压力、温度和天然气的组分等因素有关，一般具备以下几个条件：
1、天然气中有足够的水分存在，或含有饱和状态水汽或液态水；
2、一定的低温与高压条件下；
3、气体处于脉动，紊流等强烈扰动之中，并有结晶中心存在。
压力一定时，温度越高，越不易形成水合物。温度一定时，压力越低，越不易形成水合物。只有当压力温度达到一定值时，才有可能形成水合物。
天然气中的成分可以对天然气水合物的形成起到一定的控制作用。同时，天然气水合物的形成速度也与降温速度和搅拌速度有关。另外，天然气流速和方向改变是形成天然气水合物的辅助条件，如弯头、阀门、孔板和其他局部阻力大的地方，因压力的脉动、流向的突变、特别是节流阀、分离器入口、阀门关不严处及压缩机出口等气体节流的地方，由于焦耳-汤姆逊效应而使气体温度急剧降低，会加速水合物形成。
三、天然气水合物对输气的影响
在天然气管道输送过程中，天然气水合物是威胁输气管道安全运行的一个重要因素。天然气水合物会使管路、阀门、过滤器及仪表冰堵，降低管道的输送效率，严重时甚至会堵塞管道，导致管道上游压力高，引起不安全的事故发生，造成设备及人员的伤害，从而影响正常供气。天然气水合物一旦形成，它与金属结合牢固，会减少管道的流通面积，产生节流效应，加速水合物的进一步形成，进而造成管道、阀门和一些设备的堵塞，严重影响管道的安全运行。我们在管线投产期间就曾多次出现水合物堵塞。综上主要表现有：
1、影响正常输气和平稳为用户供气。
2、影响天然气计量的准确性。
3、引起不安全生产事故。
四、防止水合物形成的条件
针对管道天然气水合物形成的几个重要因素，有四条途径可阻止水合物形成。
1、提高天然气的温度。该方法在输气干线实际应用中是不宜采用的，因为它会降低管道的输气能力。在输气站场中压降主要消耗在节流件上，节流件前后温度会下降很多，加热这些地方可以有效防止水合物形成。主要方法为在节流设备及调压阀导压管上缠绕低温伴热带或者在导压管上串联加热器，加热器温度一般设置在45℃，伴热带保持温度不低于35℃。建议安全生产“三同时”后续工程建设阶段，对可能存在压降达3Mpa以上的小口径（DN100及以下）调压撬在设计上，就增设加热器或电伴热带和保温棉/或其它保温措施；尤其是“输气末站”保证天然气安全平稳输送。
2、降低天然气输送压力；压力降低而温度不降，也可使水合物质不致形成。这个方法主要用于短暂解除某些管道上已形成的冰堵。干线输气的最低温度可能接近0℃，而相应的水合物形成了压力范围在1.0~1.5MPa，但输气管道上最优的输送压力在5.0-7.0MPa使用压降法是无效的。对于输气站场，不能降低上游分输压力，只能采取提高下游分输压力，使输气压差降低，来缓解冰堵。所以目前分输设计应尽量考虑提高下游用户的接气压力以消除冰堵。
3、向天然气气流中加入抑制剂，降低水化物的形成温度。我们通常采用的抑制剂（防冻剂），有甲醇，乙二醇，二甘醇，三甘醇等。
4、脱除天然气中的水分，降低水露点，使水蒸气不致冷凝为自由水；天然气长距离输送前脱水是防止水合物形成最彻底，最经济、有效的方法，此方法应用也最多。脱水后天然气的露点应低于输送环境温度的5~10度，使天然气在输送的压力、温度条件下，相对湿度保持在60%~70%即可。
分输站中最容易产生水合物冰堵的部位就是调压撬调压部分。目前天然气干线管道的设计压力一般都在10MPa左右，实际运行压力也在7MPa左右。通过调压阀调后给下游用户的分输压力一般在1~4MPa之间。天然气分输压力每下降1MPa温度要降低3~5℃，如果天然气水露点较高，在冬季运行调压下，就极易发生冰堵。因此管线在投产前要对管线进行干燥处理，以尽可能降低在强度试验及严密性试验过程中的水份。管线投产前要加强主干管道及站内管道干燥过程管控，输气站场要增加抽真空干燥法，进行彻底干燥。有条件也可采用氮气对管线进行干燥处理，由于氮气露点更低，故干燥效果更好，同时可免去置换作业，可实现管道的直接投产。管线氮气封存水露点应低于-20℃。
5、应定期对天然气输气场站分离器、过滤器排污，在管线投产期间要加密排污，及时排除管道积水。
五、站场天然气水合物冰堵应急措施
在输气管道运行中还需要经常监控天然气的气质，通过系统检测及对管道运行参数分析，判断管道内是否出现水合物及可能堵塞的部位，及时采取防治措施。输气管道的进气口应配备气质监控仪表，包括微水分析、硫化氢和二氧化碳分析仪等，对天然气的水露点、烃露点、硫化氢、和二氧化碳含量等进行检测。
当输气站场管线或设备发生天然气水合物冰堵后，通常采用以下方法进行应急处置：
1、冰堵段放空降压。采取对冰堵部位进行放空或降压，水合物的形成温度随压力下降而降低，当其降至低于管线内天然气温度时，已形成的水合物将发生分解，达到解除冰堵的目的。这种方法损失气量很大，而且水合物融化需要比较长的时间，将影响对下游用户的供气，所以该措施有一定的局限性。
2、加热解堵法。在已形成水合物的管段，利用热源加热天然气（如热水、蒸汽、隔离管线燃煤加热等），提高天然气的温度，破坏水合物的形成条件，时形成的水合物分解，并被天然气带走，从而解除水合物在局部管段内的堵塞。
3、注入防冻剂解堵法。通过注入甲醇（还可用乙二醇、二甘醇、三甘醇等），利用其良好的亲水性，即能吸收大量水分，减少气体中的水分含量，是天然气露点降低、水合物分解，达到解除冰堵的效果。
结语
天然气经过开采、处理后需要经过输气管道到达用户处。由于气质、处理工艺及管道所处环境等因素，在输送的过程中经常遇到冰堵的问题，影响送气效率和质量。我们需认真分析原因，制定相应的策略，为天然气安全输送提供保障。
