CN105443988B - 一种油气混输管道中天然气水合物堵塞解堵方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了油气混输管道中天然气水合物堵塞解堵方法，包括：对油气混输管道中水合物的形成进行监测，建立水合物生成后管道压力与流量的关系模型；根据水合物生成后压力及流量关系模型，计算实际流量与水合物生成前流量的比值，将水合物的生成堵塞阶段进行划分；根据实际管线的流量和压降参数，判定其水合物堵塞的阶段；根据水合物所处的阶段提出相应的解堵方法。通过监测管道中的压力和流量判断水合物的生成情况，建立水合物生成后管道内流量与压降的关系，即建立了水合物生成后管道压力与流量的关系模型。实际流量与水合物生成前流量的比值作为主判断依据，利用管道内水合物流动的压降与流量关系和管道内压力的变化作为辅助判断依据。

Description

一种油气混输管道中天然气水合物堵塞解堵方法

技术领域

本发明属于管道安全控制技术领域，尤其涉及一种油气混输管道中天然气水合物堵塞解堵的方法。

背景技术

根据对国内外现行的油气输送管道中天然气水合物堵塞解堵方法的调研发现，国内外研究在水合物防控技术尤其是输送管道水合物防控技术研究方面还远远不够。所涉及的国内外主要的专利有以下几项。

中国专利CN104818962A公开了一种采气井井筒水合物堵塞的解除方法，是向发生水合物堵塞的井筒中泵入酸性工作溶液后，再投入由可为所述酸性工作溶液消溶的材料包覆的氧化钙的加热单元。所述的酸性工作溶液为至少含有盐酸、金属缓蚀剂及水合物抑制剂的水溶液。该方法通过氧化钙在工作液中的生成氢氧化钙及进一步与酸反应过程中的剧烈放热，对井筒水合物堵塞的局部进行加热，从而解除冰堵。此方法无需要大型作业设备，使产生的热量能有效集中于冰堵的局部，大大提高了热效率，从而能大幅缩短水合物解堵时间，所用药剂量小，作业时间短，成本低，操作简便，且处理过程中无新的固体沉淀产生，不会造成新的井筒堵塞情况。

中国专利CN104848034A公开了一种气井管道自生热解水合物冻堵装置，通过自生热解化合物，具有工艺简单，节能环保，装卸方便，劳动强度小的优点。

中国专利CN104399716A公开了一种解除油气输送管道中水合物堵塞的方法。该方法包括如下步骤：将油气输送管道中水合物堵塞段两端通过快速接头分别与气液回收罐相连通进行降压，且保持水合物堵塞段两端的压力平衡；切断快速接头之间的连通以及气液回收罐与快速接头之间的连通，水合物堵塞段注入水合物抑制剂和/或高温物流，则油气输送管道中的水合物进行分解。

以上专利技术，均对水合物的解除方法进行了研究和设计。以上各专利，在应用于油气输送管道中天然气水合物堵塞解堵技术研究时存在以下问题：

(1)以上各专利均可对管道内水合物的堵塞解堵技术进行研究，但所采用的方法不能考虑水合物的生成过程，对水合物的解堵采用单一方法进行。

(2)以上专利主要用于研究管线内水合物的解堵工艺，并没有详细考虑水合物具体生成后状态的不同，所采用的方法也是统一的方法，使得解堵方法效果并不理想。

总之，以上专利对管线内水合物生成阶段与堵塞以及解堵的整个技术环节研究并不全面，因此本发明设计了一种能够根据水合物生成阶段对其堵塞进行解堵的综合方法。

发明内容

本发明的目的在于提供一种油气混输管道中天然气水合物堵塞解堵方法，旨在对油气混输管道水合物堵塞解堵的适用性、普遍性进行研究。

本发明采用的技术方案如下:

一种油气混输管道中天然气水合物堵塞解堵方法，包括以下步骤：

步骤1，对油气混输管道中水合物的形成进行监测，建立水合物生成后管道压力与流量的关系模型；

步骤2，根据水合物生成后压力及流量关系模型，计算实际流量与水合物生成前流量的比值，藉此建立判别准则，将水合物的生成堵塞阶段进行划分；

步骤3，根据实际管线的流量和压降参数，判定其水合物堵塞的阶段；

步骤4，根据水合物所处的阶段提出相应的解堵方法；

步骤5，建立完整的解堵体系。

进一步，步骤1所述的建立水合物生成模型的方法是：通过监测管道中的压力和流量判断水合物的生成情况，建立水合物生成后管道内流量与压降的关系，即建立了水合物生成后管道压力与流量的关系模型。

进一步，步骤2中，采用实际流量与水合物生成前流量的比值作为主判断依据，利用管道内水合物流动的压降与流量关系和管道内压力的变化作为辅助判断依据。

进一步，基于实际油气混输管道的管道内水合物流动的压降与流量关系和管道内压力的变化确定管道中水合物生成，利用注热力学抑制剂与解堵效果实验确定临界的实际流量与水合物生成前流量的比值作为判断阈值。

进一步，步骤三中，若实际的实际流量与水合物生成前流量的比值小于阈值，且管道内水合物流动的压降与流量关系和管道内压力确定为水合物生成，则判定管道进入高危堵塞状态，否则判定为低堵塞状态，同时若实际流量与水合物生成前流量的比值为0，则判断为完全堵塞状态，藉此将管道中水合物堵塞的分为低堵塞状态，高危堵塞状态和完全堵塞状态。

进一步，步骤4中的解堵方法为：低堵塞状态采用注剂解堵，高危堵塞状态和完全堵塞状态采用降压解堵。

进一步，低堵塞状态采用注剂解堵，其注入的溶剂为水合物热力学抑制剂甲醇或者乙二醇，注剂浓度及流量基于管道中含水量、流量、天然气组分进行计算。

进一步，高危堵塞状态采用降压解堵，采用下游单向降压，降压速度通过排气阀控制，同时监控管道内气液流速，控制降压速度确保管道内气液流速与降压前一致，直至管道内压力下降到水合物生成压力以下。

进一步，完全堵塞状态采用降压解堵，采用上下游双向降压，降压速度通过排气阀控制，同时监控管道内温度，控制管道内温度不低于0摄氏度。直至管道内压力下降到水合物生成压力以下。

本发明的有益效果如下：

本发明提供的油气混输管道中天然气水合物堵塞解堵方法，设计了一种能够根据水合物堵塞状态阶段对其堵塞进行解堵的综合方法，即基于管道中水合物生成后流量的变化、压降与流量的关系及压力的变化建立了水合物堵塞状态判别的准则，藉此确定管道中水合物堵塞的不同状态，将天然气水合物堵塞状态分为低危险堵塞状态、高危堵塞状态和完全堵塞状态，根据不同的堵塞状态采用不同的解堵方法，即低危堵塞状态采用注热力学抑制剂方法解堵，对高危堵塞状态和完全堵塞状态采用降压解堵，而且两种状态降压解堵的方法和控制速度均不同。采用基于管道堵塞状态的组合解堵方法相对于单一解堵方法更加全面，且更加安全经济。低危堵塞状态及时采用注剂解堵，不会对生产造成大的影响；在高危堵塞状态及时采用控制速度的降压解堵，不会造成管道进一步完全堵塞，且能够控制在解堵过程中不会出现局部完全堵塞的事故；在发生完全堵塞后采用双向降压解堵，且控制速度，确保堵塞过程管道中不会因为冰的形成而出现二次堵塞。本发明对于高危堵塞状态的措施对于控制管道因堵塞而长时间停产的损失具有非常好的效果。

附图说明

图1是本发明实施例提供的一种油气混输管道中天然气水合物堵塞解堵方法的步骤图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

下面结合附图及具体实施例对本发明的应用原理作进一步描述。

如图1所示，本发明实施例的一种油气混输管道中天然气水合物堵塞解堵方法包括以下步骤：

S101，对油气混输管道中水合物的形成进行监测，建立水合物生成后管道压力与流量的关系模型；

S102，根据水合物生成后压力及流量关系模型，计算实际流量与水合物生成前流量的比值，藉此建立判别准则，将水合物的生成堵塞阶段进行划分；

S103，根据实际管线的流量和压降参数，判定其水合物堵塞的阶段；

S104，根据水合物所处的阶段提出相应的解堵方法；

S105，建立完整的解堵体系。

本发明的具体实施流程为：

步骤1所述的建立水合物生成模型的方法是：通过监测管道中的压力和流量判断水合物的生成情况，建立水合物生成后管道内流量与压降的关系，即建立了水合物生成后管道压力与流量的关系模型。

步骤2中，采用实际流量与水合物生成前流量的比值作为主判断依据，利用管道内水合物流动的压降与流量关系和管道内压力的变化作为辅助判断依据。

步骤2中，测试实际油气混输管道的管道内水合物流动的压降与流量关系，做出对应关系曲线，通过检测管道内压力的在水合物生成过程中有突然的降低，确定管道中流量下降是由于水合物生成引起，利用注热力学抑制剂与解堵效果实验确定临界的实际流量与水合物生成前流量的比值作为判断阈值，其值为0.1。

步骤3中，若实际的实际流量与水合物生成前流量的比值小于阈值0.1，且管道内水合物流动的压降与流量关系和管道内压力确定为水合物生成，则判定管道进入高危堵塞状态，否则判定为低堵塞状态，同时若实际流量与水合物生成前流量的比值为0，则判断为完全堵塞状态，藉此将管道中水合物堵塞的分为低堵塞状态，高危堵塞状态和完全堵塞状态。

步骤4中的解堵方法为：低堵塞状态采用注剂解堵，高危堵塞状态和完全堵塞状态采用降压解堵。

步骤4中，低堵塞状态采用注剂解堵，其注入的溶剂为水合物热力学抑制剂(乙二醇)，注剂浓度及流量基于管道中含水量、流量、天然气组分进行计算，根据加剂后的温度和实际运行温度判断确定，实际注剂浓度为质量浓度50-70％。

步骤4中，高危堵塞状态采用降压解堵，采用下游单向降压，降压速度通过排气阀控制，降压速度为0.01-0.05MPa/s，同时监控管道内气液流速，控制降压速度确保管道内气液流速与降压前一致，直至管道内压力下降到水合物生成压力以下。

步骤5中，完全堵塞状态采用降压解堵，采用上下游双向降压，降压速度通过排气阀控制，降压速度为0.03-0.1MPa/s，同时监控管道内温度，维持在1-3摄氏度，温度不低于0摄氏度。直至管道内压力下降到水合物生成压力以下。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (2)

1.一种油气混输管道中天然气水合物堵塞解堵方法,其特征在于，包括以下步骤：

步骤1，对油气混输管道中水合物的形成进行监测，建立水合物生成后管道压力与流量的关系模型；

步骤2，测试实际油气混输管道的管道内水合物流动的压降与流量关系，做出对应关系曲线，通过检测管道内压力的在水合物生成过程中有突然的降低，确定管道中流量下降是由于水合物生成引起，利用注热力学抑制剂与解堵效果实验确定临界的实际流量与水合物生成前流量的比值作为判断阈值；根据水合物生成后压力及流量关系模型，计算实际流量与水合物生成前流量的比值，采用实际流量与水合物生成前流量的比值作为主判断依据，利用管道内水合物流动的压降与流量关系和管道内压力的变化作为辅助判断依据,藉此建立判别准则，将水合物的生成堵塞阶段进行划分；

步骤3，根据实际管线的流量和压降参数，判定其水合物堵塞的阶段；若实际流量与水合物生成前流量的比值小于阈值，且管道内水合物流动的压降与流量关系和管道内压力确定为水合物生成，则判定管道进入高危堵塞状态，否则判定为低堵塞状态，同时若实际流量与水合物生成前流量的比值为0，则判断为完全堵塞状态，藉此将管道中水合物堵塞的分为低堵塞状态，高危堵塞状态和完全堵塞状态；

步骤4，根据水合物所处的阶段提出相应的解堵方法；低堵塞状态采用注剂解堵，其注入的溶剂为水合物热力学抑制剂，注剂浓度及流量基于管道中含水量、流量、天然气组分进行计算；高危堵塞状态采用降压解堵，采用下游单向降压，降压速度通过排气阀控制，同时监控管道内气液流速，控制降压速度确保管道内气液流速与降压前一致，直至管道内压力下降到水合物生成压力以下；完全堵塞状态采用降压解堵，采用上下游双向降压，降压速度通过排气阀控制，同时监控管道内温度，控制管道内温度不低于0摄氏度；直至管道内压力下降到水合物生成压力以下；

步骤5，建立完整的解堵体系。

2.如权利要求1所述的一种油气混输管道中天然气水合物堵塞解堵方法，其特征在于，所述的步骤1建立过程如下：通过监测管道中的压力和流量判断水合物的生成情况，建立水合物生成后管道内流量与压降的关系，即建立了水合物生成后管道压力与流量的关系模型。