天然氣管道冰堵發生原因及解堵措施

王志方 李 波 吳 巖

中國石油天然氣股份有限公司西氣東輸管道分公司，上海 200122

0 前言

由于進入管道天然氣水露點較高或者新建管道內工程遺留積水較多，致使天然氣管道在清管作業及站場調壓分輸等運行過程中發生了冰堵現象，嚴重影響管道的安全運行。結合西氣東輸二線管道工程投產初期站場調壓分輸冰堵和清管作業冰堵的現場處置過程，通過分析冰堵發生的原因和天然氣水合物的生成機理，給出了冰堵的預防措施及其實際應用技術條件，得出分輸站場冰堵的解堵過程。通過西氣東輸二線管道運行過程中的典型案例分析，進一步說明冰堵的發生過程和解堵措施的應用，為天然氣管道運行中冰堵現象的預防和解除提供理論指導和技術支持。

1 冰堵發生原因

1.1 天然氣水露點

天然氣的水露點指標是其飽和水汽含量的反映。天然氣水露點高，其水汽含量必然高。因此，降低天然氣水露點，無論對于其管道輸送或是符合商品氣質要求，都具有重要意義。GB 50251-2003《輸氣管道工程設計規范》中規定[1]：進入輸氣管道的氣體水露點應比輸送條件下最低環境溫度低5℃。此處的輸送條件是指觀測點管道天然氣的運行工況條件，在所輸送的天然氣中含水量不變的情況下，隨著壓力的升高，水露點值也會升高，隨著壓力的降低，水露點值降低。天然氣水露點的測量、計算和分析主要是確定是否有游離水的存在，以進一步判斷管道內部是否存在形成水合物的條件。

1.2 天然氣水合物的形成

天然氣水合物是水與小分子氣體如CH4、C2H6、C3H8等形成的一種固態結晶，其外觀像雪沫或碎冰，會堵塞管道、設備、儀表等，形成冰堵。目前已經發現的水合物結構有三種：Ⅰ型、Ⅱ型［2］和H 型。水合物生成需滿足組分條件和熱力學條件［3］：組分條件是系統中應有一定的水分和低分子量的氣體或揮發性液體；熱力學條件是指一定的溫度、壓力條件。水合物生成還與外部條件有關，當氣體處于紊流脈動等劇烈擾動中，或有結晶微粒存在時，更易生成和長大。

2 冰堵預防措施

2.1 氣質符合標準要求

從根本上而言，避免管道發生冰堵的最直接辦法是降低管道輸送天然氣的水露點，保證管道輸送的是清潔、干燥天然氣，管道內無工程遺留積水。只要運行壓力下管道內天然氣水露點達標，無游離水析出，便不具備生成水合物發生冰堵的條件。但新建管道投產初期或因特殊原因，管道內工程遺留積水較多，管道接收的天然氣水露點不達標，在下游都不可避免冰堵問題的發生。由此必須加強管道建設工程期間水試壓后的清管、干燥質量監管，在管道置換投產過程中增加站內設備和閥室球閥的排污、吹掃作業。

2.2 加抑制劑

可將化學抑制劑（如甲醇、乙二醇、二甘醇等）噴注到管輸氣流中以吸收氣體中的水分，從而降低水露點，降低水合物的形成溫度。最常用的抑制劑為甲醇［4］，甲醇易氣化，能與天然氣均勻混合，不需要霧化設備，注入系統簡單。注入的甲醇在壓力下降、溫度回升后將重新氣化，不易在管道中形成積液。注醇量根據水溶液中最低抑制劑的計算和甲醇氣相蒸發量的計算得到。注醇裝置的安裝位置：若向主干線管道注醇，裝在出站閥后壓力表接口處；若向分輸管道注醇，安裝在計量橇后調壓橇前的壓力表接口處，可選擇臨時拆除儀表接口，連接注醇裝置接口。

2.3 提高輸送溫度

2.3.1 使用加熱裝置

通過使用電加熱器、水套爐等裝置加熱所輸送的天然氣，提高輸送天然氣的溫度，使調壓節流后天然氣的溫度仍高于水合物生成溫度，從而防止水合物生成。這種方法也通常作為天然氣管道凍漲的預防和治理措施。在管輸天然氣水露點不確定的情況下，加熱裝置的投用功率以調壓后天然氣溫度仍能達到5℃為宜。通常，天然氣壓力每升高1 MPa，溫度升高10℃左右;壓力每降低1 MPa，溫度降低4.5℃左右。電加熱器和水套爐都屬于大能耗設備，從經濟上考慮，需求加熱功率低于300 kW 時選用電加熱器，高于300 kW 時選用水套爐。

2.3.2 纏繞電伴熱帶

在天然氣站場分離器、調壓橇及其后管段、引壓管、排污集液包等位置纏繞電伴熱帶并做保溫，可在一定程度上緩解冰堵或凍結問題的發生，但對天然氣流動量較大的分離器、調壓橇及其后管段的作用不大。在發生冰堵后，及時關斷冰堵設備兩端閥門，通過電伴熱帶的加熱可作為解堵措施。電伴熱帶的選用功率一般為30～60 W/m，對所需伴熱部位做螺旋包裹纏繞，必須采用安全保溫材料以做到有效保溫，長時間投用，需安裝溫控裝置。

2.3.3 利用高溫氣進行調壓分輸

對于分輸壓氣站，如果流程上許可，利用壓縮機出口近50℃、10 MPa 的高溫高壓天然氣進行分輸，即使調壓至4 MPa，溫度仍能保持20℃以上。在流程滿足的情況下，該方法也可做為解堵吹掃措施使用。

2.4 減少調壓閥前后壓差

由于分輸站場調壓橇上的工作調壓閥多是軸流式調節閥，籠筒是閥門的關鍵部件，壁面上有許多孔眼，活塞通過活塞桿的導引在籠筒內前后運動，可精確調節流量，但此結構也容易在籠壁上發生冰堵，且水合物一但生成，很快就會堵塞流量調節的孔眼，節流進一步加大，閥前后壓差增大，閥后天然氣溫度持續下降，游離水在閥門和閥后管段內凍結，進一步加劇冰堵，直至完全堵塞。

在允許的運行工作壓力下，提高分輸站場調壓閥后運行壓力，減少調壓閥前后壓差。此方法有兩個使用前提：一是不可超過調壓閥后許可的運行工作壓力；二是有充足的氣量允許，需先加大閥后向下游的供氣量，提高管存量，使閥后的下游管道在較高的壓力下運行。

降低分輸站場調壓閥前的運行工作壓力，減少調壓閥前后壓差。在管道水露點升高，開始出現冰堵跡象時，及時通過關閉分輸站進站閥或上游閥室截斷閥，利用旁通線旋塞閥進行調節，降低工作調壓閥前壓力，可起到降低工作調壓閥發生冰堵的風險。此方法也可作為冰堵發生時解堵的措施之一。

此兩種方法都是盡量減少向分輸站場下游用戶分輸的工作調壓閥前后壓差，最佳效果是保持工作調壓閥前后無壓差。

2.5 清管

清管的目的是清除管道內積物、積液［5］，只有在不能生成水合物的壓力和溫度下，管道清管作業才是安全的。若在管道運行壓力溫度高于水合物生成條件下清管，清出積物、積水較少。但這并不能表明管道內無積液，可以說明管道的水量不是非常大，不足以在管道內形成比較大的水段塞。由于長輸管道長、管徑大，在管道的彎頭和起伏段會產生側漏及管道焊接處積水，同時，管壁會有附著的水膜，所以，在高于水合物溫度壓力下清管就很難清除管道內的全部積水。

3 分輸站場冰堵解堵過程

3.1 判斷站場發生冰堵位置

3.2 截斷發生冰堵管段并放空

截斷發生冰堵管段，放空降低壓力，破壞水合物的平衡狀態，使水合物開始分解。

3.3 加熱冰堵管段

3.3.1 纏繞電伴熱帶

在發生冰堵管段纏繞大功率電伴熱帶，并進行整體保溫，發生冰堵后及時關閉上下游閥門，切換至備用路，開啟電伴熱加熱，以加速水合物分解。

3.3.2 蒸汽車加熱

利用蒸汽車對冰堵管段進行充分加熱，以加速水合物分解。蒸汽車的加熱可采用高溫蒸汽噴射管道外壁，同時對加熱管段做封閉空間進行保溫的方式。

3.4 高溫氣反吹冰堵管段

對于聯絡站或分輸壓氣站可通過調整工藝，利用高溫氣反吹冰堵管段，加速水合物分解。

3.5 反向充填易發生冰堵管段

對于易發生冰堵管段，如分輸站場調壓橇和調壓橇后出站管段，在冰堵解除后充壓時，應先關閉進站閥門，將站內壓力降至與調壓后分輸壓力相平衡，全開調壓閥，再打開進站閥門的旁通閥進行調壓，避免了再次通過調壓閥調壓節流發生冰堵。如果進站閥門旁通不能滿足分輸量，可將站場上游閥室截斷，平衡上游閥室至站場管段內壓力，待站場分輸壓力與干線管道內壓力相平衡后打開上游閥室旁通進行調壓并向下游分輸。

4 案例分析

4.1 西二線黃陂站冰堵的發生

4.1.1 冰堵發生過程

西氣東輸二線黃陂聯絡壓氣站（以下簡稱“黃陂站”）負責接收西二線西段中衛站方向來氣計量調壓后向淮武線供氣。2011 年1 月1 日黃陂站向淮武線供氣第一路調壓管路發生冰堵，隨即開始切換到第二路調壓進行供氣，但第二路調壓橇又發生冰堵，停止向淮武線供氣，通過進行流程關斷和緊急放空等措施解堵，恢復對淮武線輸氣，但冰堵問題未能解決，再次停輸。

科研經費的經費來源渠道分為縱向、橫向、捐贈和自籌等。縱向主要是中央財政和地方財政資金資助的課題，這類課題通常都會進行審計。而橫向課題、捐贈課題和自籌經費課題等不常開展審計。而縱向課題中的自籌經費，審計力度也不足，通常只審核經費的收支數據是否正確。科研經費管理若沒有完善的監督管理機制，沒有相對應的考核體系，便不能準確的對經費開支狀況進行綜合評價。

4.1.2 冰堵后采取的緊急措施

先對調壓橇及其后管道澆淋熱水進行解堵，分別進行放空吹掃（包括用淮武線天然氣進行反吹），均無法有效解堵。

4.1.3 解堵過程

判斷發生冰堵的具體位置。通過站內分段放空、正向和反向吹掃，判定冰堵發生在黃陂站調壓橇工作調壓閥至出站閥門之間的管段內。

截斷發生冰堵管段并放空。關閉調壓橇進口閥門和出站閥門進行放空，降低冰堵管段壓力，水合物開始分解。

加熱發生冰堵的閥門和管段。利用兩臺蒸汽車對第二路調壓橇和調壓橇至出站閥間管段進行充分加熱，加速水合物分解。在用蒸汽車產生的高溫蒸汽對調壓閥、閥后發生冰堵的管段和彎頭處進行加熱的過程中，對所需加熱部位進行了保溫，提高加熱效率和保證加熱效果是使用高溫蒸汽進行解堵的關鍵。

在第一路調壓橇及其后段10 m 長管段上纏繞安裝特制電伴熱帶，此電伴熱帶為特殊工藝制作，具有單位功率大、加熱快的特點，加快第一路水合物的分解。

反向充填發生冰堵管段，恢復時避免再次通過調壓閥節流。關閉黃陂站進站閥，將黃陂站內降壓至與向淮武線供氣壓力相平衡，利用黃陂站進站閥門旁通線（管徑114 mm）進行壓力調節供氣，調壓橇上工作調壓閥保持全開，前后無壓差，同時保證注醇裝置正常投用，恢復向淮武線供氣。

關斷黃陂站上游閥室干線截斷閥，降低閥室至黃陂站管段壓力。當黃陂站站內外壓力平衡，隨即打開進站閥門，關閉黃陂站進站旁通管線，轉為走站內正輸流程，利用閥室旁通線（管徑406 mm）進行壓力調節，向淮武線保持穩定供氣。通過黃陂站進站閥門的旁通調壓供氣和上游閥室旁通線的調壓，避免了再次在易發生冰堵的調壓橇進行壓力調節。

4.1.4 避免再次發生冰堵的措施

鑒于目前西氣東輸二線水露點較高，黃陂站保持注醇裝置投運。

在黃陂站兩路調壓橇及橇后管段纏繞大功率特制電伴熱帶，并對調壓橇及其后段5 m 左右管道增加了保溫措施。

降低黃陂站調壓橇前后壓差（不大于1 MPa），在干線管道上進行壓力調節。先期利用上游閥室旁通線、然后利用上游站場南陽站越站旁通線閥門進行調節，最后利用中衛聯絡站調壓橇調節，降低西二線東段運行壓力至7 MPa。

為避免黃陂站輸量大而引起過大的壓降，可協調黃陂站向淮武線的分輸量下調。

4.2 西二線清管過程中冰堵的發生

西氣東輸二線張掖至永昌段2010 年5 月27 日至6月1 日進行了清管作業。張掖出站壓力6.07 MPa、溫度12.8 ℃；永昌站進站壓力5.66 MPa、溫度4.9 ℃。清管器運行至里程樁KP 1 939km 處，出現長時間停球、憋壓現象，清管器前后最大壓差1.25 MPa。及時準確地確定清管器位置，挖開停球點。發現管道無變形，地表溫度11 ℃，開挖后管道表面溫度8 ℃。用蒸汽車對停球點加熱，而后反推清管器至KP 1 938 km 處，上游閥室憋壓至1.25 MPa，開啟上游閥室閥門，清管器通過停球點。分析清管器停滯原因為冰堵停球。

永昌站收球筒盲板打開后，水合物充滿收球筒，清出的水合物十分堅硬，體積為3.38 m3的冰柱。

5 結論

由于進入管道天然氣水露點較高或者新建管道內工程遺留積水較多，達到了生成天然氣水合物的條件，致使天然氣管道站場發生冰堵問題，嚴重影響管道的安全運行。冰堵的預防措施有：保證管輸天然氣的氣質符合標準要求；加水合物抑制劑；提高輸送天然氣溫度；減少易發生冰堵的調壓閥前后壓差；清管排出管道內積水等。根據天然氣水合物生成的條件，給出冰堵的解堵過程：判斷站場發生冰堵的位置；截斷發生冰堵管段并放空；加熱冰堵管段，加快水合物分解；高溫氣反吹冰堵管段；反向充填易發生冰堵管段，恢復時避免再次通過調壓閥節流。通過案例分析，進一步說明了冰堵的發生過程和解堵措施的應用。

［1］GB 50251-2003，輸氣管道工程設計規范［S］.GB 50251-2003, Code for Design of Gas Transmission Pipeline Engineering［S］.

［2］皮艷慧,廖柯熹,孫歐陽.天然氣水合物生成條件預測模型及適用性評價［J］.天然氣與石油, 2012, 30(6):16-18.Pi Yanhui, Liao Kexi, Sun Ouyang. Prediction Model for Natural Gas Hydrate Formation Conditions and Applicability Evaluation［J］. Natural Gas and Oil, 2012, 30(6): 16-18.

［3］王海霞,陳保東,陳樹軍. 輸氣管線中水合物的形成及預防［J］.天然氣與石油, 2006, 24(1): 29-32.Wang Haixia,Chen Baodong, Chen Shujun. Formation and Prevention of Hydrate in Gas Pipeline［J］. Natural Gas and Oil, 2006, 24(1): 29-32.

［4］馬永明,韓海彬,王 偉,等. 陜京輸氣管道水合物的處理與防范措施［J］.油氣儲運, 2010, 29(1): 46-48.Ma Yongming, Han Haibin, Wang Wei, et al. Treatment and Precaution Measures for Natural Gas Hydrate of Shannxi-Beijing Gas Transmission Pipeline［J］.Oil & Gas Storage and Transportation,2010, 29(1): 46-48.

［5］趙小川,管志偉,南宇峰. 西氣東輸二線干線西段清管作業研究與實踐［J］.天然氣與石油, 2012, 30(2): 17-22.Zhao Xiaochuan, Guan Zhiwei, Nan Yufeng. Research and Practice of Pigging Operation in Western Section of West-East Gas Pipeline 2［J］. Natural Gas and Oil, 2012, 30(2): 17-22.