天然气降压时压力控制在多少

1、水合物的形成
水合物又称水化物，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，外观类似密致的冰雪，密度为0.88~0.9g/cm2，研究表明，水合物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。水合物有两种结构，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（C2H8，iC4H10）则是类似金刚的晶体结构。在水合物中，一个气体分子结合的水分子数是不恒定的，与气体分子的大小，性质极易晶格孔室中北气体分子充满的程度等因素有关。当气体分子全部充满晶格的孔室时，天然气的各组份的水合物分子式为CH4.6H2O，C2H5.6H2O，C3H8.17H2O，iC4H10.17H2O，H2S.6H2O。戊烷以上一般不形成水合物。形成水合物的条件有三个：
（1）天然气中有足够的水分；
（2）一定的温度与压力；
（3）气体处于脉动，紊流等强烈扰动之中，并有结晶ZX存在。
对于任何组成的天然气，在给定压力的条件下，就存在有一定的形成水合物的温度，低于这个温度就会形成水合物，而高于这个温度就不形成水合物或形成的水合物发生分解。当压力升高时，形成水合物的温度也随之升高。若天然气中没有自由水，则不会形成水合物。另外，形成水合物还有一些次要的条件，如气体流速高，任何形式的搅拌及晶种的存在等。这些次要条件大多经常存在于工艺管道的气流中。由此可知形成天然气水合物有一个临界温度，也就是水合物存在的Z高温度，当环境温度高于临界温度，在高的压力也不能使天然气形成水合物。
2、防止水化物形成措施
针对管道天然气水合物的几个重要因素，有四条途径可阻止水合物形成
（1）脱除天然气中的水分，降低水露点，是水蒸气不致冷凝为自由水；
（2）压力降低至一定温度下水合物的生成压力以下；
（3）提高天然气的温度；
（4）向气流中加入YZ剂，降低水化物的形成温度。
天然气长距离输送前必须有效地脱除其中水分。所谓有效地脱除，就是在输送的Z高压力和Z低温度下，天然气中的水分尚处于不饱和状态。相对湿度为60~70%左右，或者是在输送压力下天然气的露点比Z低输送温度低5~10℃左右。
在输气场站实际生产中，防止冰堵的方法通常是脱除天然气中的液态水，降低运行压力，提高天然气的温度及采取添加YZ剂的方法。
2.1脱除液态水分
分输场站工艺中一般是通过各种排污系统（包括分离器，汇管等装置的排污管线极易工艺阀门的排污嘴）排出工艺管线、阀门和装置中存在液态水，仪表阀和引压管通过仪表阀的排污口排出液态水。在天然气含水量较高的场站，要加密排污频次，及时进行排污。特别是在冬季低温情况下，液态水很容易形成水合物（或结冰）堵塞工艺设备和管线。及时排污可以有效地防止工艺管线、设备和仪表在低温情况下发生冰堵现象，但是这种方式不能完全的防止低温下水合物的形成。
2.2降低运行压力
在分输场站中Z容易发生冰堵是调压系统。因为调压过程中，压降回导致天然气的温度降低，一般情况下天然气的压力每下降1MPa，天然气的温度要降低3~5℃。如果天然气水露点较高，在冬季低温下，调压系统易满足形成水合物的三个条件，Z容易产生冰堵现象。
输气场站降低调压系统上游的压力（或升高调压后的压力），减小调压系统中天然气的压降，可以减小天然气温度下降幅度，是防止调压系统病毒的较为有效地方法。但是在通常情况下，降低上有压力，会影响干线管道的输送能力，所以降低上游压力也是有局限性的。
2.3提高天然气温度
提高天然气的温度能有效防止水化物的形成，在输气站场中通常采用加装电伴热或加装水套炉装置来提高天然气或工艺设备的温度。
（1）加装电伴热。在天然气分输场站对容易发生冰堵的设备或管线加装电伴热是Z常见的防止冰堵的方式，比如对调压阀及调压阀的引压管加装电伴热，可以防止调压阀和引压管发生冰堵。这种方式在天然气含水量不太高的情况下很有效。
（2）加装水套炉系统。输气场站加装水套炉系统，在调压前对管道内的天然气进行加热，使其截流后的天然气温度保持在水露点以上，避免水蒸气凝析成水，是解决输气场站冰堵现象的Z后效的方式。目前水套炉的技术比较成熟，加热炉结构主要有加热炉本体，加热系统和控制系统组成，利用天然气做燃料，PLC进行自动控制，我国输气管道中，部分输气场站安装了，水套炉系统解决冰堵问题，效果很好。
2.4添加YZ剂
通过加入一定量的化学YZ剂，改变水合物形成的热力学条件、结晶速度或聚集形态，来达到保持流体流动的目的。通过YZ剂或离子增加与水分子的竞争力，改变水和烃分子间的热力学平衡条件，避免水合物的形成，或直接与水合物接触，使水合物分解而得到清除。
通常使用的化学YZ剂有：甲醇、乙醇、乙二醇(EG)或二甘醇（DEG）几种。
目前输气场站工艺管道一般采用甲醇泵的方式对高压天然气进行注醇。甲醇泵系统，可以分为甲醇罐、注醇泵和相应的注醇管线。甲醇泵甲醇的注入量是可以调节，不同流量和压力下注醇量是不同的，需要我们不断的研究和摸索，寻求合理的注醇解堵技术、合理优化注醇量，达到预防冰堵的效果。
3、站场冰堵应急处置措施
本文第二部分介绍了防止水化物生产的方法，当输气站场管线或设备发生冰堵后，与上述措施相似，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。