典型長輸天然氣管道冰堵案例分析研究

于忠寧 武思雨 任 遠 蔡 亮 劉海龍 劉 成

（1. 國家管網集團北方管道有限責任公司沈陽輸油氣分公司，遼寧 沈陽 110031；2. 國家石油天然氣管網集團有限公司北方管道公司建設項目管理中心，河北 廊坊 065000；3. 中油國際管道公司，北京 100029；4. 中航油京津冀物流有限公司，天津 300300；5. 國家管網集團北方管道有限責任公司秦皇島輸油氣分公司，河北 秦皇島 066000；6. 江蘇省泰州市油恒油氣工程服務有限公司，江蘇 泰州 225300）

0 引言

冰堵是輸氣管道運行中常見問題，西氣東輸二線、忠武線和大沈線發生過冰堵。冰堵造成管道干線和站場設備堵塞，嚴重影響管道安全運行。輸氣管道冰堵與設施工質量、操作維護和氣質質量相關[1]，我國輸氣管道冰堵較多發生在投產初期，原因是管道干燥不徹底存在積液。分析了我國輸氣管道冰堵的機理、原因和類型。結合西氣東輸二線、中緬管道、中亞管道等典型輸氣管道冰堵案例，闡述了抑制劑、加熱、伴熱、調壓、吹掃等措施的應用條件和實踐經驗，可為其他輸氣管道冰堵預防和解除提供借鑒。

1 天然氣管道冰堵機理原因分析

天然氣管道冰堵根本原因是管道內存在液態或氣態水。液態水指試驗殘留水在管道低點聚集，或者管道投產前干燥不徹底留在管內。氣態水指天然氣含水量過高在一定溫度和壓力下析出液態水。壓力和溫度是形成水合物的決定性因素。水合物生成壓力范圍廣，在3～10MPa之間。管道運行壓力越高，水合物形成溫度越高。天然氣-水二相體系存在臨界平衡溫度，低于該溫度即形成水合物。管道處于紊流脈動或劇烈擾動（彎管、閥門和上坡段造成氣體流速脈動）。存在結晶核心水合物更易生長（天然氣處理不合格存在粉塵）。

2 天然氣管道冰堵類型分析

輸氣管道冰堵通常發生在投產初期、清管作業或者站場調壓分輸作業，管道干線和站場均可能發生冰堵，特別是管道彎頭、孔板和管壁粗糙位置。

2.1 管道投產前干燥不徹底造成冰堵

管道投產前依次進行試壓、清管和干燥，因客觀原因管道施工殘留水普遍。投產后在地形起伏大、彎頭彎管管段易發生冰堵。

2.2 管道清管作業引起冰堵

為提高輸送效率，清除雜質和水分，輸氣管道定期進行清管作業。清管器運行存在前后壓差，在射流孔產生節流效應，溫度降低，如天然氣水露點較高析出水分，在特定條件下形成水合物造成冰堵。冰堵是輸氣管道清管的重要風險因素。2010年5月西氣東輸二線清管發生多次冰堵，原因是張掖-永昌段56～59#閥室地形高差起伏大、地溫變化頻繁所致。

2.3 站場調壓節流引起冰堵

天然氣經過濾分離器、調壓撬和流量計產生焦耳-湯姆遜節流效應，溫度降低，天然氣水露點較高析出水分，形成水合物產生冰堵。輸氣站冰堵可能造成分離器和調壓撬堵塞，影響分輸和下游用戶供氣。2010年澀寧蘭管道蘭州站分輸支線發生冰堵；2011年1月西氣東輸二線黃陂站調壓管路冰堵；2011年4月西氣東輸二線紅柳站臥式分離器冰堵。

2.4 天然氣水露點偏高引起冰堵

天然氣水露點表征飽和水汽含量，是管輸商品天然氣的重要指標參數。國家標準GB 50251-2015《輸氣管道工程設計規范》規定二類天然氣水露點應比輸送條件下最低環境溫度低5℃。管道運行壓力升高，水露點也會升高。從西氣東輸二線投產，接收中亞天然氣水露點較高、普遍不達標，管道運行壓力8MPa下水露點為-5.9℃，管道沿線站場冰堵嚴重。

3 天然氣管道冰堵防治措施

3.1 控制氣源質量

預防輸氣管道冰堵最根本方法是降低天然氣水露點，保證氣質符合標準要求。天然氣進入長輸管道前進行干燥處理，可采用液體吸附法和固體吸附法。

3.2 嚴格管道投產前干燥處理

常用干燥方法包括干空氣法、真空法和干燥劑法，實際可選用多種方法完成管道干燥。

3.3 化學抑制劑

輸氣管道注入一定量化學抑制劑，吸收氣體中水分，降低水露點，降低水合物形成溫度，保持天然氣正常流動。常用抑制劑是甲醇，易氣化且與天然氣均勻混合，但甲醇具有毒性。管道干線注醇裝置選擇在出站閥壓力表接口處。其他化學抑制劑包括乙醇、乙二醇、三甘醇等。乙二醇成本低，大沈管道在松嵐站、沈陽分輸站、沈陽末站注入乙二醇。

3.4 提高輸送溫度

采用電加熱器、水套爐，提高管道輸送溫度，保證調節節流后天然氣溫度仍高于水合物生成溫度。加熱裝置功率以調壓后天然氣溫度達到5℃。電加熱器、水套爐屬于高耗能設備，考慮經濟因素，加熱功率低于300kW選擇電加熱器；高于300kW選擇水套爐。

3.5 輸氣站設備電伴熱

在輸氣站分離器、調壓橇/調節閥、氣液聯動閥引壓管等位置纏繞電伴熱帶，采用安全保溫材料，在一定程度上緩解冰堵。該方法對輸氣量較大的分離器、調壓撬作用不大。電伴熱帶功率選擇30～60w/m。大沈輸氣管道在較細工藝管道上包覆電伴熱帶。

3.6 減少分輸調壓閥壓差

輸氣站分輸調壓閥是軸流式結構，如形成水合物，很快堵塞流量調節孔眼，節流效應增大，溫度持續下降，進一步加劇冰堵直至完全堵塞。天然氣節流壓差每降低1MPa，溫度降低約5℃。為減少調節閥前后壓差，在不超過調壓閥后管道運行壓力前提下，適當提高分輸站調壓閥后運行壓力，同時加大向下游的分輸供氣量，并保證管道干線有充足管存量。

3.7 降壓放空解堵

輸氣管道干線發生冰堵預警，可采取降壓放空應急解堵措施，關閉堵塞管段上下游閥室，在截斷閥室放空管處放空，放空過程中控制壓差，對堵塞管段進行高溫蒸汽吹掃，一般降壓放空后壓差不高于1MPa，輸氣管道冰堵情況可以得到有效緩解。

4 天然氣管道冰堵典型案例

針對輸氣管道干線冰堵、輸氣站調壓分輸冰堵和水露點偏高冰堵，介紹了解堵技術和處置過程，可為其他輸氣管道冰堵處置提供借鑒。

4.1 西氣東輸二線干線清管冰堵

2010年5月西氣東輸二線清管作業，張掖-永昌段56～59#閥室發生冰堵。分析原因為甘肅段地形、地溫變化大，山丹站高程2600m，管段后100km降至1600m。選定兩直四碟型皮碗結構清管器，由于清管器泄流孔節流效應，天然氣管道溫度降低形成水合物。管道投產前干燥不徹底，殘留液態水，清管期間永昌輸氣站排污高達3.3m3。解堵措施為針對發生冰堵管段兩端截斷閥室放空、降壓，開挖堵塞管段，上方搭建保溫棚，用高溫密閉蒸汽吹掃冰堵位置等，成功處理清管作業堵球問題。

4.2 中緬管道輸氣站調壓撬冰堵

中緬管道投產初期多個站場發生自用氣調壓撬冰堵。分析原因為管道投產前干燥不徹底，殘留液態水，導致下游管道天然氣水露點升高，瑞麗首站8.2MPa壓力下水露點在-17℃～-13℃，下游祿豐站7.1MPa壓力下水露點升高至-4.6℃～3.2℃。自用氣調壓撬節流壓降很大，從8MPa降至0.4MPa，溫降幅度約38℃。解堵措施為采用夜間停止用氣、熱水噴淋及安裝電加熱器等措施，調壓撬更換電阻絲、增大熱負荷方式解決冰堵問題。

4.3 中亞管道氣源水露點偏高產生冰堵

中亞天然氣從2009年進入我國，陜京線、冀寧線、忠武線發生多次冰堵。分析原因為中亞天然氣水露點較高，2010年霍爾果斯首站交接壓力7.8MPa下，天然氣水露點在4℃～11℃，遠高于協議規定值-7℃～-5.9℃。解堵措施為管道設計未考慮專門處置措施裝，后期采取注醇法，在重點站場設置加熱爐、電伴熱帶等加熱設備，初步解決冰堵問題。

5 建議

（1）商務談判嚴格控制進口天然氣氣質指標，探討建立水露點超限值的協商和處理機制；

（2）管道建設階段最大限度降低留積水，解決生成水合物和發生冰堵的基本條件；

（3）管道投產階段輸氣站分離器、調壓撬、放空立管、閥門、排污罐及工藝管道進行多次吹掃、排污，將管道和設備中積液排凈；

（4）合理安排管存量和用戶需求，優化管道運行壓力和分輸站控制壓力，適當提高分輸管道運行壓力，減少分輸調壓撬前后壓差，降低天然氣節流溫降幅度。