天然气水合物的危害与防止
天然气管线去除水合物的方法
天然气管线去除水合物的方法摘要：一、引言二、天然气管线水合物的危害三、天然气管线去除水合物的方法1.加热法2.降压法3.添加抑制剂法4.气体输送法四、方法比较与选择五、结论正文：一、引言在我国天然气输送过程中，水合物问题一直是一个亟待解决的难题。
水合物是一种在天然气中结晶形成的固态物质，其主要成分为甲烷和水。
水合物的存在会对天然气管线造成诸多危害，如堵塞管道、降低输送效率、增加设备损耗等。
因此，研究天然气管线去除水合物的方法具有重要意义。
二、天然气管线水合物的危害天然气管线中的水合物会随着天然气流动而不断沉积，导致管道内径减小，最终造成管道堵塞。
此外，水合物在形成和分解过程中，会对管道内壁产生高压磨擦，加速管道磨损。
同时，水合物的存在还可能导致管道内的腐蚀，增加管线安全隐患。
三、天然气管线去除水合物的方法1.加热法：通过提高天然气温度，使水合物分解为气体和水。
这种方法适用于温度较低的天然气，但需要较大的能耗和设备投入。
2.降压法：在管线输送过程中，降低气体压力，使水合物分解。
此方法适用于压力较高的天然气，但可能影响输送效率。
3.添加抑制剂法：向天然气中添加特定化学物质，抑制水合物的形成和生长。
这种方法适用于各种天然气，但需要合理选择抑制剂类型和添加量。
4.气体输送法：通过增加天然气流量，促使水合物向管道外排出。
这种方法适用于管线输送条件较好的场合。
四、方法比较与选择在实际应用中，应根据天然气成分、输送条件、设备投入和运行成本等因素，综合比较各种方法的优缺点，选择适合的去除水合物方法。
一般来说，加热法和添加抑制剂法较为成熟且效果显著，适用于大部分天然气管线。
而降压法和气体输送法在特定条件下也可作为一种补充方法。
五、结论天然气管线水合物问题对天然气输送造成诸多不利影响，采用合适的去除方法至关重要。
通过对各种方法的探讨和比较，可以为天然气行业提供有益的参考。
天然气管道输送过程中的水合物形成机制分析
天然气管道输送过程中的水合物形成机制分析天然气是一种在现代社会中广泛使用的清洁能源，其在国家的工业、民生生产中扮演着至关重要的角色。
为了满足日益增长的能源需求，我们需要建设更加完善的天然气输送系统。
然而，在天然气运输过程中，常常会遇到水合物的形成问题。
本文将讨论天然气管道输送过程中的水合物形成机制，并探讨其防治措施。
一、水合物形成的原因1、低温低压环境下天然气和水分子结合而形成水合物。
当天然气的温度和压力在水的存在下降到临界点以下时，天然气中的甲烷、乙烷等气体分子会被水分子“包裹”起来形成水合物。
2、管道内的杂质和微生物会促进水合物的形成。
管道内存在的异物如污垢、灰尘、油脂等均可作为水合物形成的催化剂。
另外，管道中的微生物也是水合物形成的重要催化剂。
二、水合物的危害水合物的形成会导致管道内径变小，阻力增大，甚至堵塞管道。
此外，水合物的形成也会引起管道的腐蚀和破裂，严重危害天然气输送系统的安全性。
三、水合物防治措施1、控制温度和压力。
通过控制天然气输送管道内部的温度和压力，可以减缓水合物的形成速度。
一般情况下，提高管道内的温度和压力可以抑制水合物的形成。
2、清洗管道。
经常对管道进行清洗和维护，可有效减少管道中的异物，从而减少水合物形成的催化剂。
3、使用添加剂。
可添加一定量的防水合物剂，如甲醇、乙醇等混合物，以减少水合物的形成。
4、提高管道的质量。
在天然气输送管道的铺设和设计上，应严格按照标准施工，尽可能减少管道内径变小、弯曲或坡度变化的情况，从而降低水合物形成的风险。
总之，天然气管道输送过程中的水合物形成机制是一个既有理论支撑又有实践指导的工程问题。
合理运用各种技术手段和防治措施，能有效降低水合物对天然气输送系统的危害，提高系统的可靠性和安全性。
天然气水合物的危害与防止
天然气水合物的危害与防止天然气水合物（又称冰火）是一种在高压和低温条件下形成的物质，由水和天然气分子相结合而成。
它主要存在于深海沉积物中，是一种潜在的能源资源。
然而，天然气水合物也具有一定的危害，并需要采取适当的措施进行防止和控制。
以下是有关天然气水合物的危害和防止方法的详细说明。
一、天然气水合物的危害1. 环境污染：天然气水合物的开采和开发过程中，会产生大量的废水和废气。
废水中含有一定浓度的盐和重金属等有毒物质，如果未经处理直接排放到环境中，将会对水体和生态系统造成严重污染。
废气中含有甲烷等温室气体，其对全球气候变化的影响也不可忽视。
2. 地质灾害：天然气水合物属于一种稳定的结构，在地质条件发生改变时，有可能导致其解聚释放出大量的天然气。
这些气体若在地下形成较大规模的气囊，有可能引发火灾、爆炸等地质灾害，对周围环境和人类的安全造成威胁。
3. 海洋生态系统破坏：天然气水合物存在于深海沉积物中，开采和开发这些水合物往往需要使用大量的设备和工具，这些设备在操作过程中可能会对海洋生态系统造成破坏。
例如，底部拖缆或钻浆泄漏可能导致海洋底栖生物死亡，捕捞设备的使用可能破坏底栖生物的生活环境。
4. 社会经济影响：天然气水合物是一种潜在的能源资源，如果能够成功开发和利用，将会对经济产生重大的影响。
然而，由于水合物开发技术的复杂性和风险性，开发难度较大，并且需要大量的资金投入。
一旦投资失败，将会对相关企业和国家的财务状况产生负面影响。
二、天然气水合物的防止1. 加强监管和管理：针对天然气水合物开采和开发活动，应加强监管和管理。
完善相关法律法规，建立健全的监测和检测机制，确保开发活动符合环境保护和安全标准。
对违规行为严肃追责，提高违法成本，减少不合规行为的发生。
2. 发展环保技术：开发天然气水合物的过程中，应加强环境保护技术研究和应用。
例如，开展废水处理和废气排放控制技术研发，提高处理效率和降低对环境的影响。
同时，应大力发展清洁能源技术，减少对水合物的依赖，推动可再生能源的发展。
长输管道天然气水合物形成与防治
水合物不仅可能导致管道堵塞，也可造成分离设备和仪表的堵塞， 因此天然气输送过程中水合物的产生与预防是很重要的问题。
天然气长输管线水合物生成的预防
输气设备中由于天然气形成水合物而产生的危害是普遍的现 象，因此对其防治非常重要。
天然气水合物(Natural Gas Hydrates)也称水化物或简称水合物， 是在一定压力和温度条件下，天然气中某些气体组分与水形成的一种 复杂的但又不稳定的白色结晶固体，是一种类似于冰或雪的物质。密 度为0.88~0.90 g/cm3。其中可形成水合物的典型物质包括：CH4、 C3H6、C2H4、C2H6、CO2 和H2S 等。一般用M⋅nH2O 表示，M 为水 合物中的气体分子，n 为水分子数，如CH4⋅6H2O，CH4⋅7H2O， C2H6⋅7H2O 等。也有多种气体混合的水合物。
大量研究结果表明，水合物是由氢键连接的水分子结构形成笼形 结构，气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格中。至今，在 自然界已经发现了3 种水合物晶格结构：结构Ⅰ型、结构Ⅱ型、结 构H 型，晶格中含有无数大小不等的孔穴。在稳定的水合物中，一 些孔穴被气态化合物占据，称之为客体分子。只有分子尺寸和几何 形状适宜的气体才能进入孔穴。孔穴中可能仅含有一种气态化合物， 也可能含有不同化学种类的气体分子。在一稳定水合物中无需所有 孔穴均被填满，在Ⅰ型结构的晶格空穴中只能填充CH4、C2H6 小分 子烃类以及H2S等非烃分子；Ⅱ型结构中还可以容纳C3H8、C4H8等 较大的烃类气体分子；而H 型结构除了能容纳上述各种分子外，还 能容纳一般的原油分子i-C5。
降压控制
与管线加热技术原理相似，通过降低体系压力来控制水合物的生成。 有3 种极限情况：等温降压，压力十分缓慢地降低；等焓降压，压力迅 速降低，不发生热传递；等熵降压，压力通过理想膨胀机降低，不发生 热传递。实际的降压过程通常介于等温和绝热之间。
天然气水合物的形成机理及防治措施
天然气水合物的形成机理及防治措施X刘 佳,苏花卫(中原油田分公司,河南濮阳 457061) 摘 要:天然气水合物是在天然气开采加工和运输过程中,在一定温度和压力下,天然气与液态水形成的冰雪状结晶体。
在天然气开采加工和运输过程中,会堵塞井筒管线阀门和设备,从而影响天然气的开采、集输和设备的正常运转。
本文通过分析天然气水合物的形成条件,得出了几条具有实际意义的水合物防治措施,对天然气的安全生产具有一定的现实意义。
关键词:天然气水合物;形成条件;防治措施 中图分类号:T E868 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)13—0049—02 天然气水合物是在天然气开采加工和运输过程中,在一定温度和压力下,天然气与液态水形成的结晶体,外观形似松散的冰或致密的雪,它的相对密度为(0.8～0.9)[1];天然气水合物是一种笼形晶状包络物,即水分子借氢键结合成晶格,而气体分子则在分子力作用下被包围在晶格笼形孔室中;天然气水合物极不稳定,一旦条件破坏,即迅速分解为气和水。
在天然气开采加工和运输过程中,在管道中形成的水合物能堵塞井筒管线阀门和设备,从而影响天然气的开采、集输和设备的正常运转。
只要条件满足,天然气水合物可以在管道井筒以及地层多孔介质孔隙中形成,这对油气生产和输送危害很大。
1 天然气水合物形成的条件1.1 水分生成水合物的首要条件是具有充足的水分[2],即管道内气体的水蒸气分压要大于气体-水合物中的水蒸气分压。
若气体中的水蒸气分压低于水合物中的水蒸气分压,则不能形成水合物,即使已经形成也会融化消失。
1.2 烃类及杂物研究表明,烃类物质并不是全部都可以形成水合物,直链烷烃中只有CH 4、C 2H 6、C 3H 8能形成水合物[3],支链烷烃中只有异丁烷能形成水合物。
此外,天然气中的杂质组分H 2S 、CO 2、N 2和O 2等也可促使水合物的生成。
通常,天然气组分中C 2以上烃类含量不高,它们主要形成I 形水合物。
天然气水合物的防治
1 天然气水合物的危害天然气水合物是石油、天然气开采、加工和运输过程中在一定温度和压力下天然气与液态水形成的冰雪状复合物。
严重时，这些水合物能堵塞井筒、管线、阀门和设备，从而影响天然气的开采、集输和加工的正常运转。
只要条件满足，天然气水合物可以在管道、井筒以及地层多孔介质孔隙中形成，这对油气生产及储运危害很大。
2 天然气水合物的性质和形成2.1 水合物的性质及结构天然气水合物为白色结晶固体，是在一定温度、压力条件下，天然气中的烃分子与其中的游离水结合而形成的，其中水分子靠氢键形成一种带有大、小孔穴的结晶晶格体，这些孔穴被小的气体分子所充填。
形成水合物的首要条件是天然气中含水，且处于过饱和状态，甚至有液态游离水存在;其次是有一定条件的压力和低于水合物形成的温度。
在上述两种条件下的生产运行过程中，如遇压力波动、温度下降、节流或气流流向突变很快就可能形成水合物堵塞。
2.2 水合物的生成条件天然气水合物生成除了与天然气组分、组成和游离水含量有关外，还需要一定的压力和温度。
下式即为水合物自发生成的条件：M+nH2O（固、液）=[M·H2O]（水合物）也就是说，只有当系统中气体压力大于它的水合物分解压力时，才有可能由被水蒸气饱和的气体M自发地生成水合物。
由热力学观点看，水合物的自发生成绝不是必须使气体M被水蒸气饱和，只要系统中水的蒸汽压大于水合物晶格表面水的蒸汽压就足够了。
此外，形成水合物的辅助条件是：气流的停滞区。
2.3 长庆气田天然气水合物形成的基本参数及防治工艺根据长庆气田天然气组分，采用节点分析软件分析，计算压力在6～20 MPa时其水合物形成温度为14.5～22.3℃。
一般开井初期井口压力在20MPa 以上，采气管线按25MPa压力设计。
根据下游用户交接点的压力情况，反算得出集气支、干线设计压力为6.4MPa。
井口的天然气流动温度一般只有15～18℃。
这些参数和生产情况表明，井筒长度在300m 以上的大多数气井都具备形成水合物的条件，在井口和采气管线中很容易生成天然气水合物。
天然气水合物的危害与防止
天然气水合物的危害与防止天然气水合物（Natural Gas Hydrates）是一种在高压和低温条件下形成的固态结构，它由天然气分子（主要是甲烷）和水分子组成。
尽管天然气水合物具有巨大的储量和能源潜力，但其开采和利用过程中存在一些危害和安全隐患。
本文将分析天然气水合物的危害，并探讨如何预防这些危害。
天然气水合物的危害主要有以下几个方面：1. 环境破坏：天然气水合物存在于大部分海洋沉积物中，开采和提取过程中可能对海洋生态系统造成破坏。
例如，钻井过程可能导致海底沉积物的搅动和悬浮物的释放，影响海洋生物群落的生存。
此外，开采过程中可能产生有害物质的排放，对周围环境和生物多样性造成损害。
2. 碳排放：天然气水合物是一种含有高能量的化石燃料，其燃烧会产生二氧化碳和其他温室气体。
大规模开采和利用天然气水合物可能导致更多的碳排放，加剧全球变暖和气候变化。
3. 安全风险：天然气水合物在高压和低温条件下稳定，但一旦被提取和运输，其结构会发生解体，释放出大量的天然气。
如果在处理和储存过程中不能有效控制这些天然气的释放，可能会导致爆炸和火灾等事故，对工作人员和设施造成威胁。
面对这些危害，我们可以采取以下措施来预防和减轻天然气水合物的危害：1. 发展清洁能源：减少对天然气水合物的依赖，积极发展和利用可再生能源，如太阳能和风能。
这样不仅可以减少天然气水合物的开采和利用，还可以降低碳排放和减缓气候变化的影响。
2. 做好环境保护：在天然气水合物的开采和提取过程中，应采取一系列措施来保护生态环境。
例如，选择适当的钻井技术，减少对海底沉积物的搅动和破坏；加强环境监测，及时发现和解决可能对海洋生物造成的威胁。
3. 加强安全管理：在天然气水合物的处理和储存过程中，应严格遵守安全操作规程，确保操作人员的安全。
这包括对设施和设备进行定期检查和维护，建立应急预案，以及培训操作人员的安全意识和技能。
4. 技术研发和创新：加大对天然气水合物开采和利用技术研发的投入，提高开采的效率和可持续性。
天然气水合物的防止措施
天然气水合物生成的防止措施一、天然气水合物的介绍天然气水合物（gashydratets）也称水化物，它是由碳氢化合物和水组成的一种复杂的白色结晶体。
一般用M·nH2O，M为水合物中的气体分子，n为水的分子数，如CH4·6H2O、CH4·7H2O、C2H6·7H2O 等。
天然气水合物是一种络合物，水分子借氢键结合成笼形晶格，气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格中。
气体水合物有14-面体和16-面体两种结构。
二、天然气水合物生成的条件预测天然气水合物的生成与输气管道中气体的压力、温度及水汽含量密切相关。
形成水合物的条件主要有两个：一是天然气足够低的温度和足够高的压力；二是必须输送温度低于天然气露点温度，有游离水析出。
除此之外，高的气体流速任何形式的搅动及晶种的存在等。
预测天然气水合物生成一般是根据实验数据绘制成不同相对密度天然气形成水合物的平衡曲线，见附图。
曲线上方为水合物形成区，下方为不存在区。
由图可知，压力越高、温度越低越易形成水合物。
根据附图可大致确定天然气形成水合物的温度和压力。
但对含H2S 较高的天然气，不宜使用。
若相对密度在两条曲线之间，可用内插法进行近似求得。
三、天然气水合物的防止措施为防止水合物的形成，一般有四种途径:1）提高天然气的输送温度；2）降低压力至给定温度水合物生成压力以下；3）脱除天然气中的水分；4）向气流中加入抑制剂（阻化剂）。
防止水化物最积极的方法保持管线和设备不含液态水，而最常用的方法则向气流中加入各种抑制剂。
1、提高天然气流动温度加热提高天然气流动温度是防止生成水合物和排除已生成水合物的方法之一。
这就是在维持原来的压力状态下使输气管道中的天然气的温度高于生成水合物的温度。
但这种方法不适用干线输气管道中，因为消耗能量大，而且冷却气体是增加输气管道流量的一个有效方法，特别是对于压缩机站数较多的干线输气管道。
加热方法通常在配气站采用，因为那里经常需要较大幅度的降低天然气的压力，由于节流效应会使温度降得很低，从而使节流阀、孔板等发生冻结。
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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(NGHnaturalgashydrate)，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CH4C2H6C3H8i-C4H10n-C4H10CO2H2S临界温度/℃21.514.55.52.51.01029(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。
(三)输气管道干燥管道中残留的液态水是造成管道腐蚀的主要原因。
天然气中的少量酸性气体如H2S、CO2等在有水的条件下能生成酸性物质，使管道内部产生危害较大的应力腐蚀。
内部腐蚀是影响管道系统使用寿命及其可靠性的重要因素，是造成管道事故的重要原因。
据资料报道，前苏联在1981～1990年10年间，内部腐蚀引起事故52次，占事故总数的6.9%；美国在1970～1984年14年间，内部腐蚀引起事故428次，占事故总数的7.3%。
其次，管道中液态水是形成天然气水合物的必要条件之一。
管道中的液态水在低温时会造成管道低洼处的冰堵，冰堵的产生会影响管道的安全运行。
管内积水如果形成冰堵，则影响输气量，严重时会造成停输的重大事故。
综上所述，天然气长输管道中的液态水危害性极大，在管道投入运行之前，必须进行除水和干燥处理，使管道内空气水露点达到规定的要求，从以往经验来看，新建输气管道普遍存在气质差的问题，主要原因是管道内积水进入天然气中造成的，这给企业造成很大的经济损失和影响。
因此输气管道在投产前必须进行干燥。
天然气管道的干燥一般有两个过程，即：除水，排除管道中的积水；干燥，降低管道中气体的含水量，使之在任何情况下都不出现水蒸气饱和状态。
1.输气管道干燥的主要方法①干燥剂法此种方法是用高浓度干燥剂置换管道中的试压水。
用多个清管器形成清管器组(俗称清管列车)，在清管器之间充入高浓度的干燥剂(甲醇、乙二醇、二甘醇、三甘醇等)，这些干燥剂也是良好的水合物抑制剂。
依靠后继介质的压力推动清管列车前进，排除管道中的水，并且用干燥剂置换清管器窜漏的水，以达到干燥的目的，将除水和干燥两个环节一次完成。
这种干燥并不是真正意义上的干燥，而是用干燥剂置换了残留在管道中的水，置换完成后在管道的沿线残留少量的干燥剂水溶液，能有效地抑制水合物的生成。
有时还将干燥剂制成凝胶置于清管列车的前段和后段，增加清管列车的密封性提高除水效果。
欧洲的ZEE管道和我国的平湖至上海的天然气管道就采用了这种干燥方法。
②真空干燥法此方法有除水和干燥两个阶段。
在除水阶段用空气吹扫或发送清管器置换管道中的存水，在于燥阶段采用真空泵从管道的一端抽气，在管道内形成负压使水分蒸发并随着气体排出管道。
此方法在崖城13-1气田至香港的输气管道投产中应用。
③超干空气法此方法的除水阶段与真空干燥法相同，在管道的干燥阶段将深度脱水的超干空气(水露点在-50～70℃)注入管道，吸收管道中的残水使管道干燥。
加拿大到美国的联盟管道采用了此方法。
在西气东输工程之前，我国在涩宁兰管道的局部段上用此方法进行过试验。
2.输气管道干燥方法的选择干燥剂法的优点是工期短，在管道中预蛊干燥剂有利于防止水合物。
缺点是干燥剂和凝胶的使用必须达到一定的量，而且收发清管器组和接收凝胶等作业比较复杂，因此对几百公里或更长的作业段施工比较合适。
此方法最经济的方案是利用天然气压力，将除水、干燥与投产几个环节连续进行。
长距离的海底管道不能分段作业，此方法的优势明显。
西气东输工程沿线高差变化大、标段多，在干燥后还有干输气设备安装作业，不能直接投产，使干燥剂法的使用受到限制。
真空干燥法和超干空气法的应用有置换和干燥两个阶段。
真空干燥法从管道中抽气使水分蒸发，到一定程度后让管道吸入干空气，再抽气蒸发、再吸气，多次重复地进行，根据抽出空气的水露点判定管道干燥的效果。
此方法作业简单，但不能连续工作，干燥的速度慢，效率低。
超干空气法是在管道的一端注入超干空气，在管道的另一端排气，根据排出气体的水露点判定管道的干燥效果。
此方法能连续作业，干燥的速度比真空法快。
由于陆上管道可以多作业段同时施工。
对于陆上管道或干燥段的长度在150km以内，宜首选超干空气法。
西气东输管道就是采用了超干空气法，分若干作业段进行干燥。
3.干燥剂法工艺与技术参数①清管列车由水基凝胶、干燥剂、干燥剂凝胶组成。
选用7个(或更多)直板式清管器组成清管列车，在前两节车厢内充入水基凝胶，最后两车厢内充入乙二醇基凝胶，中间的车厢内充干燥剂(水合物抑制剂，如甲醇、乙二醇、三甘醇等)。