天然气水合物的危害与防止 一、天然气水合物
在一定的温度和压力条件下，含水天然气可生成白色致密的结晶固体，称为天然气水合物(NGH natural gas hydrate)，其密度约为0.88～0.99g/cm3。天然气水合物是水与烃类气体的结晶体，外表类似冰和致密的雪，是一种笼形晶状包络物，即水分子借氢键结合成笼形晶格，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。NGH共有两种结构，低分子的气体(如CH4，C2H6，H2S)的水合物为体心立方晶格；较大的气体分子(如C3H8，iC4H10)则是类似于金钢石的晶体结构。当气体分子充满全部晶格的孔室时，天然气各组分的水合物分子式可写为CH4·6H20，C2H6·6H20，C3H8·17H20，iC4H10·17H20，H2S·6H20，CO2·6H20。水合物是一种不稳定的化合物，一旦存在的条件遭到破坏，就会分解为烃和水。天然气水合物是采输气中经常遇到的一个难题之一。
二、天然气水合物的危害及成因 1. 天然气水合物的危害 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。能否生成水合物与天然气组成(包括含水量)、压力、温度等条件有关。天然气通过阻力件(如节流阀、调压器、排污阀等)时，天然气压力升高，气体温度下降。温度的降低会使管路、阀门、过滤器及仪表结霜或结冰降低管道的输送效率，严重时甚至会堵塞管道，以导致管道上游压力升高，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后，它与金属结合牢固，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，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。我国某长距离输气管道，在投产后多次出现水合物堵塞。因此，研究和讨论天然气输送过程中水合物的防治和处理，对保障天然气管道的安全运行具有十分重要的实际意义。 2. 形成天然气水合物的条件 (1) 形成天然气水合物的必要条件 ① 气体处于水汽的饱和或过饱和状态并存在游离水； ② 有足够高的压力和足够低的温度。 管道中有水是形成天然气水合物的必要条件之一。天然气水合物是天然气与水在一定条件下形成的一种类似冰雪的白色结晶体。形成天然气水合物的首要条件是管道内有液态水或者天然气的水蒸气分压接近饱和状态。第二是管道内的天然气要有足够高的压力和足够低的温度。 天然气中水汽含量取决于压力、温度和气体的组成。在压力不变的条件下，天然气的温度越高，气中水汽含量越大；在温度不变的条件下，天然气中水汽的含量随压力的升高而减少；天然气的相对分子质量越大，则单位体积内的水汽含量就越少；当天然气中含有氮气时，水汽含量减少；而含有重烃、二氧化碳和硫化氢时，水汽含量将增大。天然气的含水特性，可以用绝对湿度、相对湿度和水露点来表示。当湿天然气中存在液态水分时，在管道中所形成的液滴，由于在阀门、弯头、三通等地方同管壁相碰撞成为粉末而这些液末同气体混在一起并一道流动，黏附在管道的内表面上成为液膜，在高压低温条件下，就在管壁形成一层水合物，水合物便一层层地加厚，使管道内径变小，甚至将管道堵死。在实际生产中，脱水就是降低天然气中的水汽含量，即降低天然气的水露点。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，不论压力多高，也不会形成水合物，表4-4是气体生成水合物的临界温度。表4-4 不同气体形成水合物的临界温度
| 气体 | CH4 | C2H6 | C3H8 | i-C4H10 | n-C4H10 | CO2 | H2S |
| 临界温度/℃ | 21.5 | 14.5 | 5.5 | 2.5 | 1.0 | 10 | 29 |
(2) 形成天然气水合物的辅助条件 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、阀门关闭不严处及压缩机出口等处气体节流的地方，由于焦耳一汤姆逊效应而使气体温度急剧降低，会加速水合物的形成。 三、预防天然气水合物的方法 (一) 天然气水合物的预防 形成天然气水合物需要有足够的高压、低温和游离水。长距离输气管道防止水合物生成的措施主要有两方面：一方面除去天然气中携带的水分，使其水蒸气分压降低到不能生成水合物的水平；另一方面是清除天然气管道中的存水。目前，高压天然气管道在敷设施工结束后都要采用水压试验，投产前彻底清除管道残留的水并进行干燥是防止生成水合物和避免管道腐蚀的必要措施。 由于水合物是一晶状固体物质，且极易在天然气管道的阀门、分离器入口、管线接头及三通等处形成，从而造成水合物堵塞，影响天然气管道的安全运行和正常输送。因而，必须采取措施防止其形成，根据水合物的形成条件，天然气中饱和着水汽是形成水合物的内因，温度和压力的变化是形成水合物的外因，防止水合物形成主要从形成水合物的内因、外因两方面考虑。 为预防天然气管道中水合物的形成，主要采取以下方法： ① 天然气进入输气管道之前应进行充分脱水，使天然气水露点低于管线周围介质最低温度5～7℃，这是预防形成水合物及冰堵的根本方法。 ② 天然气进入输气管道时应进行必要的监督、检测，由供气方定期提供气质化验单(内容有天然气露点、水分、天然气成分等)，防止水及污物的进入。 ③ 向输气管道中添加化学反应剂，吸收天然气的水分，降低天然气的水露点。 ④ 在输气管道的天然气入口处应安装除液器，并适当缩短除液器、分离器排水、排污周期。 ⑤ 场站的调压阀、分离器、除液器等易产生冰堵部位加电伴热或水加热。 (二) 天然气净化脱水 常用的天然气脱水方法有三类：低温分离、固体干燥剂吸附和液体吸收。 1. 低温分离脱水 高压天然气经过节流膨胀造成低温，使水分离出来。这种方法适于高压气田，高压天然气节流降压后仍高于输气所需的压力，温度降低脱水后不至于生成水合物。 为了彻底防止水合物，对降低露点及除水要求高的情况，有的在低温分离后还要进一步加入甲醇、乙二醇等水合物抑制剂。 2. 固体干燥吸附脱水 利用多孔性的固体干燥吸附天然气中的水蒸气，常用的吸附剂有硅胶、活性氧化铝、分子筛等。干燥剂吸附饱和后进行再生，然后重复使用。 3. 液体吸收脱水 常用的吸附剂有二甘醇、三甘醇等。在吸收塔中吸附剂与天然气接触，吸水后稀释，进入再生塔中蒸发出水分，再重复使用。天然气被脱水干燥。 各种脱水方法都有其特点和适用范围，需要根据脱水要求、投资及运行费用以及管输天然气的组分特点等条件来选择经济合理的方法。 天然气脱水在气田的天然气净化处理厂进行，除脱水以外，还要除尘、脱硫、脱二氧化碳、脱轻烃，使气质符合管输天然气的标准要求。再将合格的天然气输送到长输管道的首站或进气站入口管道。
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