LNG工厂天然气水合物防治与处理

杨 烨，蒋岸石，刘 彬，郑春红

（中国石化江汉油田分公司江汉采油厂，湖北黄冈438011）

LNG工厂天然气水合物防治与处理

杨 烨，蒋岸石，刘 彬，郑春红

（中国石化江汉油田分公司江汉采油厂，湖北黄冈438011）

在LNG（液化天然气）工艺生产过程是利用低温冷冻技术将常压下气态的天然气冷却至-162℃，使之凝结成液体。低温下形成的天然气水合物在管道中发生低温冻堵现象，影响装置生产。文中分析了水合物的生成原因，并实施了有效的处理方法，解决了管道中低温冻堵现象。

天然气水合物；LNG工厂；低温冻堵；成因机理；防治处理

天然气水合物（NGH）是一种由气体分子和水分子在一定温压条件下形成的非化学计量型，类冰状笼形络合结晶物［1］。已发现的结构有:Ⅰ型、Ⅱ型、H型3种。其中Ⅰ型分布最广，主要存在于深海，由生物生成气（甲烷、乙烷、硫化氢、二氧化碳）等形成；Ⅱ型出现于天然气或凝析油管道，由小分子气体如甲烷和较大气体分子如丙烷、异丁烷及其同系物等形成；H型为新型水合物，形成条件对温度和压力条件要求高。主要由小分子气体如甲烷和较大分子的物质如新戊烷、甲基环戊烷等形成［2～4］。

1 LNG工厂特点

LNG是利用低温冷冻技术将常压下气态的天然气冷却至-162℃，使之凝结成液体［5］。LNG工厂主要工艺为:原料气经过滤分离后进入三脱单元，脱除CO2、H2O、汞后进入液化装置液化，得到LNG产品进入LNG罐区储存并装车外运，见图1。

图1 LNG工厂主要工艺流程

2 管道NGH成因机理

天然气水合物的形成主要满足3个条件:①环境中含有水和小分子烃类物质；②满足低温高压（T＜10℃，P＞10 MPa）的水合物形成平衡条件；③环境中具有结晶中心的存在。因此在LNG工厂中，天然气水合物易出现在脱水工艺前或深冷工艺换热器中及相应管道中。

在温度不变的情况下，不同压力的作用可以形成不同密度的天然气水合物。实验证明，含有5%乙烷和2%丙烷的天然气形成水合物的平衡压力可以比纯甲烷降低约1.15 MPa。所以未经净化的含有各种烃类分子混合物的天然气更易形成天然气水合物。在水合物生成阶段会伴随放热反应，而LNG工厂低温深冷的特点恰好迎合了的水合物生成条件。

3 现场实例与应急处理

某LNG工厂出于节能考虑，由于原料气脱碳后温度过高，所以利用液化装置冷量，直接进气进液化装置的高压丙烯蒸发器进行降温。然后再进入脱水脱汞装置进行下一步处理，开工调整后，由于高压丙烯蒸发器建液过高，导致换热后原料气温度过低（14℃左右）。在原料气压力6.5 MPa作用下形成天然气水合物。导致后端湿净化器聚结器压差高报警，但并未引起重视。由于高压丙烯蒸发器不断换热给冷，原料气压力不断憋高又极大促进了水合物生成。所以当操作人员发现并重视时湿净化器聚结器压差已超过仪表量程，而且后端压力急剧下降。原料气中含乙烷等其他组分，在未脱除情况下极易产生水合物。

在此情况下，操作人员一方面对前端脱碳装置进行调整，升高原料气进高压丙烯蒸发器温度，另一方面降低高压丙烯蒸发器液位，减少冷量供给进行复热。同时现场人员缓慢打开湿净化器聚结器旁通手阀，稳定后端压力，防止联锁停机。

4 防治办法

不同工艺不同条件下水合物形成速度不同。所以应根据事件的优先性与经济性选择合适的防治办法。常用的5种水合物防治办法见表1。

表1 NGH防治办法

在LNG工厂生产中，天然气水合物的预防主要是依靠建厂前工艺流程的设计和优选加上生产投运后的平稳操作，避免管道和相应设备中具备天水合物生成条件。现场应急处理后应该立即展开后续监控工作。

（1）若差压任然存在或者反弹证明水合物并未完全消除或者重新聚集形成。

（2）若差压并未完全消除也没上升。证明应急处理方案并未完全消除水合物需维持当前工况稳定情况下打开管线及其相关容器电加热。并适当调整管网压力，运用加热、降压法复合消除水合物。

（3）若差压反弹，证明水合物重新聚集形成。运用加热法见效慢。有联锁停机的风险。必须立即对相关部位进行加药并且对管网进行降压处理。限制产量。若加药量太大可对后端进行适当放空。防止产品质量受药剂影响。

（4）注意化学法与加热法谨慎同时使用，防止因加热而引起的药剂失效或其他危害性化学反应。

5 结束语

对于换热器、长输管道，由于流体组分稳定，并且以一定流量运行。所以水合物的生成主要考虑温度、压力的变化。而在相应化工企业生产工艺的设计往往会有纸漏，节能与正常生产是不能完全兼顾的。

在LNG工厂中，开停工和非满负荷生产期间是各种问题的突发期，各种情况都应该事先预警并做出应急预案。而各仪表测点的报警也应该相应重视，分级对待。不可因为是非正常情况下生产而忽略。对于管线冻堵应该根据发生部位流程、温度、压力、工作介质等各方面因素进行分析，得出冻堵原因后在做相应处理。

［1］诸林.天然气加工工程［M］.北京:石油工业出版社，2008:77-78.

［2］陈赓良.天然气采输过程中水合物的形成与防止［J］.天然气工业，2004，24（8）:89.

［3］皮艳慧，廖柯熹，孙欧阳.天然气水合物生成条件预测模型及适用性评价［J］.天然气与石油，2012，30（6）:16-18.

［4］梁裕如，张书勤.气田采气管线天然气水合物生成条件预测［J］.天然气与石油，2011，29（3）:11-13.

［5］丁浩，刘凤全，张连春.天然气水合物储存和运输的可行性［J］.国际石油经济，2005，13（3）:49.

Prevention and treatment of natural gas hydrate in LNG plant

Yang Ye，Jiang Anyan，Liu Bin，Zheng Chunhong
（Jianghan Oil Production Plant of Sino-Pec Jianghan Oil Field Company，Huanggang 438011，China）

LNG（liquefied natural gas）production process is to use low-temperature refrigeration technique to cool the gaseous natural gas under atmospheric pressure to-162℃，thus to coagulate it into liquid.The natural gas hydrate formed under low temperature has frozen blocking phenomenon in pipelines，which affects plant production.This paper analyzed the formation reason of natural gas hydrate，and implemented effective treatment method，solved frozen blocking phenomenon in pipelines.

natural gas hydrate；LNG plant，frozen blocking phenomenon；formation mechanism；prevention treatment

P744.4

B

1671-4962（2017）02-0035-02

2016-11-25

杨烨，男，助理工程师，2016年毕业于长江大学地质工程专业，现从事LNG工厂生产运行管理工作。