长输天然气管道冰堵治理与案例分析

王保群 赵永强 王小强 王志月 代运锋

（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国石油天然气股份有限公司西南管道分公司；

3.中国石油天然气与管道分公司；4.中国石油西气东输管道公司；5.川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司）

近年来，西气东输管道二线、大-沈管道（大连—沈阳）、冀-宁管道（安平—青山）、秦-沈管道（秦皇岛—沈阳）、忠-武管道（忠县—武汉）等天然气管道均发生过冰堵问题，给管道的正常生产造成较大的影响。

1 冰堵成因及分类

1.1 冰堵成因

天然气管道冰堵一般发生在冬季，冰堵产生的根本原因是管道内部存在液态的或气态的水。液态水一般因管道投产前干燥不彻底而存留，温度较低时结冰，造成管道冰堵；气态水一般在一定含量、一定温度和压力下析出液态水，并在一定条件下生成天然气水合物，进而结成冰堵。前者一般发生在管道投产初期，并且，地形起伏较大、弯头及弯管较多的管段较易发生；后者一般在管道运行过程中，由于天然气中水含量过高而引起。

天然气水合物是一种由水和甲烷、乙烷等小分子气体在一定条件下形成的固态结晶，外观像碎冰，点火即燃，又称“可燃冰”。其形成条件包括组分条件、热力条件和促生条件，其中，组分条件是存在硫化氢、二氧化碳及小分子烃类组成的气体分子和天然气在一定条件下析出的液态水；热力条件是具有足够高的压力和足够低的温度；促生条件是天然气在紊流状态下或有晶体微粒存在。

1.2 冰堵类型

天然气管道主要包括干线管道和站场，两者均有可能发生冰堵。冰堵情景主要有4种。

1.2.1 投产干燥不彻底引起的冰堵

天然气管道在焊接完成后，为检验焊接质量、密封性和承压能力，需要对管道进行试压。目前，管道试压多采用水压试验。尽管试压完成后均要进行清扫及干燥处理，但是，在低洼处、弯头、弯管等特殊地段，管道内难免存有少量残留水，投产初期温度较低时易造成冰堵，影响站内阀门、调压装置等设备的正常运行，影响向下游用户分输供气。大-沈管道在2011年底投产后，管道沿线营口、沈阳等分输站场及与其相连的秦-沈管道沿线盘锦、锦州等分输站场均多次发生冰堵现象［1］，给管道正常运行造成较大影响。

1.2.2 干线管道清管作业引起的冰堵

管道运行初期，为进一步清除管道内残留的杂质和水分，需进行清管作业。在清管器运动过程中，由于前后压差的存在，清管球射流孔会产生节流效应，温度随之降低，天然气水露点较高时析出水分，并在一定条件下形成天然气水合物，进而造成冰堵，增加了清管作业的难度和风险。2010年5月27日，西气东输管道二线清管作业时，张掖—永昌段及古浪压气站附近 56#～59#阀室之间地势起伏大、地温变化快，多次发生冰堵［2］。

1.2.3 站场节流引起的冰堵

当天然气流经过滤分离器、调压橇、孔板流量计等装置时，会引起天然气节流，由于焦耳-汤姆森效应的存在，天然气温度随之降低，当天然气水露点较高时会析出水分，形成水合物，进而产生冰堵。若冰堵发生在过滤分离器，会造成滤芯堵塞，进而引发滤芯的变形和损坏；若发生在调压橇，会造成管内流通面积减小，甚至全部堵塞，进而影响向下游用户平稳供气；若发生在流量计处，会影响流量计的精准度；若发生在阀门引压管处，会引起控制单元无法准确检测信号，造成阀门误操作。2010年11月27日，涩-宁-兰天然气管道（涩北—西宁—兰州）兰州末站各分输支路均发生冰堵［3］；2011年1月 1日，西气东输管道二线黄陂站调压管路发生冰堵；2011年4月27日，西气东输管道二线红柳压气站卧式分离器发生冰堵［4］。

1.2.4 输送露点较高气源引起的冰堵

我国忠-武管道、陕-京管道系统（陕西—北京）、冀-宁管道、永-唐-秦管道（永清—唐山—秦皇岛）等天然气管道在西气东输管道二线投产之前，由于气源水露点较低，运行较为平稳，很少出现冰堵现象。西气东输管道二线投产后，由于这些管道的气源混有水露点较高的中亚天然气，沿线多数站场冰堵问题较为严重［5］，给管道正常运行造成较大影响。

2 冰堵预防措施

2.1 严格控制气源质量

预防天然气冰堵最根本、有效的方法是降低天然气水露点，控制气源质量。天然气进入干线管道之前，先经处理厂干燥处理，常用的干燥方法有液体吸附法和固体吸附法2种。液体吸附法是利用甘醇等具有良好亲水性的吸附剂进行脱水，以降低天然气水露点；固体吸附法是利用硅胶、活性炭、分子筛及氧化铝等具有较强吸附能力的吸附剂进行脱水，使天然气水露点达到相关要求。

我国典型管道对应气源的水露点：根据相关协议，中亚天然气管道（中亚—中国）气源水露点要求冬季在 7.0MPa压力下不高于-7℃，根据 GB/T 22634—2008《天然气水含量与水露点之间的换算》附录 E换算方法［6］，折算其对应的水含量为67.3mg/m3；中缅天然气管道（缅甸—中国）气源水露点要求在10.0MPa压力下不高于-5℃，折算水含量为63.5mg/m3；中俄东线天然气管道（黑河—上海）气源水露点要求冬季在 4.0MPa压力下不高于-20℃，折算水含量为36.8mg/m3；西气东输管道一线气源水露点在6.0MPa压力下不高于-14℃，折算水含量为 40.5mg/m3；陕-京系统管道气源水露点在5.4MPa压力下不高于-13℃，折算水含量为51mg/m3；川气东送管道（普光气田—上海）气源水露点在6.7MPa压力下不高于-15℃，折算水含量为40.1mg/m3。

再根据水含量折算各管道气源在不同压力条件下对应的水露点，具体见表 1。由表 1可以看出，中俄东线天然气管道气源水露点条件最好，中亚天然气管道气源质量最差。

表1 典型管道气源水含量和各压力条件下对应的水露点

2.2 做好投产前的管道干燥

为清除管道水压试验产生的残留水，试压完毕后需进行干燥处理。常用的管道干燥方法包括干空气干燥法、真空干燥法及干燥剂干燥法［7］。在实际工程中，常由于管道干线走向复杂、站场内部工艺管道规格较多、工期较紧等特点，选择多种方法共同完成管道干燥任务。

2.2.1 干空气干燥法

包括通球法和干燥空气吹扫法2种施工方式。该方法具有干燥时间较短、工艺简单、成本较低、干燥材料来源较广等优点，是我国目前使用较为广泛的干燥方法。

2.2.2 真空干燥法

利用真空泵对管道内气体进行抽吸，使管内气体压力降低，管道内壁上的水分沸腾汽化后被抽出。该方法具有可靠性较高、不会产生废弃物、符合站场HSE相关要求等优点，但是，成本相对较高。

2.2.3 干燥剂干燥法

该方法通常采用甲醇、乙二醇或三甘醇等干燥剂与水以任意比例互溶，使水的蒸汽压大大降低，从而达到干燥管道的目的，部分残留在管道中的干燥剂同时又能够抑制天然气水合物的形成。

2.3 提高天然气温度

为防止天然气水合物的形成，用加热炉对天然气加热或在调压橇、气液联动阀引压管等易堵管段安装电伴热带，使气体温度保持在水露点以上。目前，我国多数站场常采用该方法，效果较为明显。

2.4 化学抑制剂法

为避免天然气水合物的产生，可向管道中注入一定量的化学抑制剂，改变水和烃分子之间的热力学平衡条件，达到保持天然气流动的目的。该方法也是一种常见的解堵方法。

2.5 其他方法

为降低冰堵发生的概率，管道投产初期，可对站内调压橇、放空立管、阀门、过滤分离器、计量橇、排污罐等设备多次排污，将管道和设备内积液排出，并及时更换过滤分离器滤芯。若条件允许，也可适当提高分输支线管道运行压力，缩小分输调压橇前后压差，减少温度降低幅度，尽量避免冰堵发生。

3 冰堵治理方法

目前，管道干线和站场发生冰堵时，常用的解除冰堵方法有放空降压法、注醇法、对天然气加热法等。

3.1 干线清管解堵

对于干线管道清管出现的冰堵问题，较为常用的方法是将冰堵段两端阀室阀门关闭，并适当放空降压，天然气水合物将随着压力的降低快速分解，从而达到解除冰堵的目的。也可配合使用蒸汽车向管道外壁喷射高温蒸汽，对冰堵管道进行充分加热，加速天然气水合物的分解。该方法在西气东输管道二线清管作业时得到使用。

3.2 调压阀解堵

对于站场调压阀之后出现冰堵时，可注入适量甲醇等防冻剂，利用其良好的亲水性吸收天然气中的水分，降低水含量，进而降低天然气水露点而快速将水合物分解，达到解堵目的。该方法在大-沈管道投产初期被沿线多个站场采用。

3.3 站内局部管段解堵

站场内局部管段出现冰堵时，可利用加热设备对天然气进行加热，提高天然气温度，使天然气水合物快速分解。加热设备一般有电加热器和水套炉2种，加热功率较小时常采用电加热器，加热功率较大时常采用水套炉。

3.4 分输管路解堵

站场内分输管路冰堵时，可切换至备用管路，并在发生冰堵管段缠绕大功率电伴热带，对管道进行加热，使水合物快速分解。也可临时采用调压阀上游球阀节流的措施，减小调压阀前后压差来降低节流效应，达到解堵目的。

3.5 压气站场解堵

对于联络压气站或分输压气站，站内发生冰堵时，可采用调节工艺流程，利用压缩机出口的高温天然气反吹冰堵段，加速水合物分解。西气东输管道二线红柳压气站出现冰堵时，利用掺混西气东输管道一线压缩机出口端高温气的方法对冰堵段管道进行解堵。

3.6 分离器、排污管解堵

站内分离器、汇管排污管道出现冰堵时，可采用在线排污的方式解决冰堵问题，也可切换至备用分离器，待冰堵解除后恢复。

3.7 引压管解堵

站内调压阀引压管或指挥器出现冰堵时，由于其管径较小，产生水合物不会太多，可采取较为简单有效的热水喷淋法，向引压管或指挥器上直接浇注开水。该方法较为简单易行，效果较为明显。

4 典型案例分析

近年来，我国西气东输管道二线、冀-宁管道、忠-武管道、中缅天然气管道境内段均有冰堵事故发生，针对不同的情景，选用了合适的解堵方法，均取得良好效果。

4.1 西气东输管道二线干线清管冰堵

2009年12月，西气东输管道二线西段投产后，半年之内，沿线管道和站场发生约50处冰堵，对管道正常生产影响较大。2010年5月26日，运行单位对西气东输管道二线进行清管作业，由于管道沿线甘肃段走向曲折、地形复杂、地温变化较大等各种原因，清管过程中张掖—永昌段及古浪压气站之后的 56#～59#阀室之间多次发生冰堵，给清管作业造成了较大困扰。

其主要原因：一是，管道沿线地势起伏较大，山丹压气站附近高程近2 600m，之后约100km处降至1 600m，随后又升高至2 200m，地温变化较大；二是，由于清管器射流孔和泄流孔的存在，清管过程中会在清管器前后形成一定的节流效应，使得天然气温度降低形成天然气水合物，特别是清管器受阻时更为严重；三是，管道投产前干燥不彻底，管内含有液态水，清管期间在永昌压气站排出天然气水合物多达3.3m3。

运行单位采取了对冰堵段两端阀室放空降压、挖开管道用蒸汽吹扫冰堵处及搭建保温棚等多种解堵措施，才完成了本次清管任务。

4.2 中缅天然气管道投产初期自用气橇冰堵

中缅天然气管道境内段投产初期，多数站场存在自用气橇冰堵问题，导致安全阀自动关闭和自动放空，特别是夜间温度较低时更为频繁，造成天然气放空浪费，并给正常生活用气造成了较大影响。

其原因主要由于管道投产前干燥不彻底，管道内含有残留水。2013年8月初投产期间，该管道保山站排出约30m3的水，其余站场、阀室放空作业时，放空管也存在混有水柱的气体，说明该管道投产前的干燥不彻底。2014年2月，瑞丽首站8.2MPa压力下水露点值介于-17～-13℃，能够满足相关协议气质标准，而下游禄丰分输站水露点明显升高，7.1MPa压力下水露点值介于-4.6～3.2℃，说明管道投产之后一段时间内，管道内仍存有液态水，导致下游管道内天然气水露点升高。

另外，自用气橇前后压力从约8.0MPa一次性降至0.4MPa，压降较大，按5℃/MPa计算，温度降低约38℃，也是产生冰堵的主要原因之一。

针对自用气橇冰堵的问题，投产初期，各站采用夜间停止用气、热水喷淋及增设电加热器等多种措施，后来通过协调自用气橇供货商对各站设备采取更换电阻丝、增大加热负荷的方式，彻底解决了冰堵问题。

4.3 中亚管道气源露点较高对我国其他管道的影响

陕-京管道系统、冀-宁管道、永-唐-秦管道、忠-武管道等天然气管道在引进中亚气之前，天然气水露点一直较低，运行较为平稳。中亚天然气自2009年底引进我国并进入上述管道之后，2010年冬季气温较低时，沿线多数站场发生了较为严重的冰堵现象，给管道运行造成较大影响。

其主要原因为中亚天然气气质水露点较高。根据霍尔果斯首站水露点测量值，2010年冬季，霍尔果斯首站天然气水露点值为 4～11℃，交气压力约为 7.8MPa，水露点取平均值 7.5℃时，折算水含量为164.5mg/m3，远远高于相关协议规定值67.3mg/m3。但是，冬季寒冷季节我国天然气正处于用气紧张状态，因此，无法大幅度压减进口气量。

中亚天然气管道天然气水露点合同规定值与实际测量值对比情况见表2。

各站场冰堵事故初期，由于多数站场没有预防措施和处理经验，给正常生产造成较大影响。后来采取注醇法等临时措施，并在相关站场增设加热炉、电伴热带等加热设备，才较好地解决了冰堵问题。

5 建议

一是，严格控制进口天然气气质指标，加大对露点较高气的处罚力度。

随着我国对清洁能源需求的快速增长，进口天然气途经将进一步拓宽，对于今后的进口天然气管道，应充分吸取中亚天然气管道气源露点较高的教训，在前期技术谈判时，应对天然气水露点等气质指标进行严格控制，并在对应的商务条款中加大对露点较高气源的处罚力度，以确保我国天然气管网的安全平稳运行。

二是，严格控制管道水压试验后的干燥处理，最大限度地降低管内残留水。

我国近几年管道出现的冰堵事件，多数发生在管道投产初期，主要原因是管道水压试验后干燥不彻底。大-沈管道、中缅天然气管道境内段、西气东输管道二线西段投产初期均有发生。为防治和治理冰堵问题，多数站场增设加热炉、注醇装置等相应设施，不仅需要大量投资、增加运行成本，还需对设备进行运行、维护和保养，增加了运行人员的劳动强度和工作量。今后，新建的干线天然气管道进行干燥处理时，应加大监管力度，提高施工质量，最大程度减少管内残留水。

三是，充分考虑新建管道对管网系统的影响，并提出应对措施。

随着我国天然气管道行业的快速发展，国内基干管网基本形成并逐步完善，新建干线天然气管道应纳入对应的管网系统整体进行分析。充分借鉴西气东输管道二线露点较高气源对冀-宁管道、忠-武管道等造成的严重冰堵事故影响，新建管道投产和运行初期，应充分考虑因管道干燥不彻底引起的水露点偏高等相关问题对管网系统的影响，并提出相应的应对措施，确保管网系统的安全运行。

[1] 孙海燕，王庆阳，张新昌，等.大连—沈阳天然气管道冰堵成因及处置措施[J].油气储运，2013，32(12)：1340-1343.

[2] 袁运栋，文剑，杨克瑞.清管作业冰堵问题与解决建议[J].油气储运，2011，30(2)： 154-155.

[3] 李大全，艾慕阳，王玉彬，等.涩宁兰输气管道水合物事故及其预防[J].油气储运，2012，31(4)： 267-269.

[4] 王志方，李波，吴岩.天然气管道冰堵发生原因及解堵措施[J].天然气与石油，2014，32(1)： 43-46.

[5] 代晓东，蔡荣海，杨合平，等.忠武管道天然气水合物的形成与抑制[J].油气储运，2012，31(2)： 158-159.

[6] 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局，中国国家标准化管理委员会.GB/T 22634—2008 天然气水含量与水露点之间的换算[S].北京：中国标准出版社，2009.

[7] 吴锡合，张德庆，张争伟.天然气长输管道冰堵的防治与应急处理[J].油气储运，2012，31(4)： 292-293.