王志方 李 波 吳 巖

中國(guó)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(jìn)入管道天然氣水露點(diǎn)較高或者新建管道內(nèi)工程遺留積水較多，致使天然氣管道在清管作業(yè)及站場(chǎng)調(diào)壓分輸?shù)冗\(yùn)行過(guò)程中發(fā)生了冰堵現(xiàn)象，嚴(yán)重影響管道的安全運(yùn)行。結(jié)合西氣東輸二線管道工程投產(chǎn)初期站場(chǎng)調(diào)壓分輸冰堵和清管作業(yè)冰堵的現(xiàn)場(chǎng)處置過(guò)程，通過(guò)分析冰堵發(fā)生的原因和天然氣水合物的生成機(jī)理，給出了冰堵的預(yù)防措施及其實(shí)際應(yīng)用技術(shù)條件，得出分輸站場(chǎng)冰堵的解堵過(guò)程。通過(guò)西氣東輸二線管道運(yùn)行過(guò)程中的典型案例分析，進(jìn)一步說(shuō)明冰堵的發(fā)生過(guò)程和解堵措施的應(yīng)用，為天然氣管道運(yùn)行中冰堵現(xiàn)象的預(yù)防和解除提供理論指導(dǎo)和技術(shù)支持。

1 冰堵發(fā)生原因

1.1 天然氣水露點(diǎn)

天然氣的水露點(diǎn)指標(biāo)是其飽和水汽含量的反映。天然氣水露點(diǎn)高，其水汽含量必然高。因此，降低天然氣水露點(diǎn)，無(wú)論對(duì)于其管道輸送或是符合商品氣質(zhì)要求，都具有重要意義。GB 50251-2003《輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》中規(guī)定[1]：進(jìn)入輸氣管道的氣體水露點(diǎn)應(yīng)比輸送條件下最低環(huán)境溫度低5℃。此處的輸送條件是指觀測(cè)點(diǎn)管道天然氣的運(yùn)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(diǎn)值也會(huì)升高，隨著壓力的降低，水露點(diǎn)值降低。天然氣水露點(diǎn)的測(cè)量、計(jì)算和分析主要是確定是否有游離水的存在，以進(jìn)一步判斷管道內(nèi)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(tài)結(jié)晶，其外觀像雪沫或碎冰，會(huì)堵塞管道、設(shè)備、儀表等，形成冰堵。目前已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的水合物結(jié)構(gòu)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(xué)條件［3］：組分條件是系統(tǒng)中應(yīng)有一定的水分和低分子量的氣體或揮發(fā)性液體；熱力學(xué)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(guān)，當(dāng)氣體處于紊流脈動(dòng)等劇烈擾動(dòng)中，或有結(jié)晶微粒存在時(shí)，更易生成和長(zhǎng)大。

2 冰堵預(yù)防措施

2.1 氣質(zhì)符合標(biāo)準(zhǔn)要求

從根本上而言，避免管道發(fā)生冰堵的最直接辦法是降低管道輸送天然氣的水露點(diǎn)，保證管道輸送的是清潔、干燥天然氣，管道內(nèi)無(wú)工程遺留積水。只要運(yùn)行壓力下管道內(nèi)天然氣水露點(diǎn)達(dá)標(biāo)，無(wú)游離水析出，便不具備生成水合物發(fā)生冰堵的條件。但新建管道投產(chǎn)初期或因特殊原因，管道內(nèi)工程遺留積水較多，管道接收的天然氣水露點(diǎn)不達(dá)標(biāo)，在下游都不可避免冰堵問(wèn)題的發(fā)生。由此必須加強(qiáng)管道建設(shè)工程期間水試壓后的清管、干燥質(zhì)量監(jiān)管，在管道置換投產(chǎn)過(guò)程中增加站內(nèi)設(shè)備和閥室球閥的排污、吹掃作業(yè)。

2.2 加抑制劑

可將化學(xué)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(diǎn)，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(shè)備，注入系統(tǒng)簡(jiǎn)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(jù)水溶液中最低抑制劑的計(jì)算和甲醇?xì)庀嗾舭l(fā)量的計(jì)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(jì)量橇后調(diào)壓橇前的壓力表接口處，可選擇臨時(shí)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(guò)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(diào)壓節(jié)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(yù)防和治理措施。在管輸天然氣水露點(diǎn)不確定的情況下，加熱裝置的投用功率以調(diào)壓后天然氣溫度仍能達(dá)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(shè)備，從經(jīng)濟(jì)上考慮，需求加熱功率低于300 kW 時(shí)選用電加熱器，高于300 kW 時(shí)選用水套爐。

2.3.2 纏繞電伴熱帶

在天然氣站場(chǎng)分離器、調(diào)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(jié)問(wèn)題的發(fā)生，但對(duì)天然氣流動(dòng)量較大的分離器、調(diào)壓橇及其后管段的作用不大。在發(fā)生冰堵后，及時(shí)關(guān)斷冰堵設(shè)備兩端閥門，通過(guò)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(duì)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(zhǎng)時(shí)間投用，需安裝溫控裝置。

2.3.3 利用高溫氣進(jìn)行調(diào)壓分輸

對(duì)于分輸壓氣站，如果流程上許可，利用壓縮機(jī)出口近50℃、10 MPa 的高溫高壓天然氣進(jìn)行分輸，即使調(diào)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(diào)壓閥前后壓差

由于分輸站場(chǎng)調(diào)壓橇上的工作調(diào)壓閥多是軸流式調(diào)節(jié)閥，籠筒是閥門的關(guān)鍵部件，壁面上有許多孔眼，活塞通過(guò)活塞桿的導(dǎo)引在籠筒內(nèi)前后運(yùn)動(dòng)，可精確調(diào)節(jié)流量，但此結(jié)構(gòu)也容易在籠壁上發(fā)生冰堵，且水合物一但生成，很快就會(huì)堵塞流量調(diào)節(jié)的孔眼，節(jié)流進(jìn)一步加大，閥前后壓差增大，閥后天然氣溫度持續(xù)下降，游離水在閥門和閥后管段內(nèi)凍結(jié)，進(jìn)一步加劇冰堵，直至完全堵塞。

在允許的運(yùn)行工作壓力下，提高分輸站場(chǎng)調(diào)壓閥后運(yùn)行壓力，減少調(diào)壓閥前后壓差。此方法有兩個(gè)使用前提：一是不可超過(guò)調(diào)壓閥后許可的運(yùn)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(yùn)行。

降低分輸站場(chǎng)調(diào)壓閥前的運(yùn)行工作壓力，減少調(diào)壓閥前后壓差。在管道水露點(diǎn)升高，開始出現(xiàn)冰堵跡象時(shí)，及時(shí)通過(guò)關(guān)閉分輸站進(jìn)站閥或上游閥室截?cái)嚅y，利用旁通線旋塞閥進(jìn)行調(diào)節(jié)，降低工作調(diào)壓閥前壓力，可起到降低工作調(diào)壓閥發(fā)生冰堵的風(fēng)險(xiǎn)。此方法也可作為冰堵發(fā)生時(shí)解堵的措施之一。

此兩種方法都是盡量減少向分輸站場(chǎng)下游用戶分輸?shù)墓ぷ髡{(diào)壓閥前后壓差，最佳效果是保持工作調(diào)壓閥前后無(wú)壓差。

2.5 清管

清管的目的是清除管道內(nèi)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(yè)才是安全的。若在管道運(yùn)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(nèi)無(wú)積液，可以說(shuō)明管道的水量不是非常大，不足以在管道內(nèi)形成比較大的水段塞。由于長(zhǎng)輸管道長(zhǎng)、管徑大，在管道的彎頭和起伏段會(huì)產(chǎn)生側(cè)漏及管道焊接處積水，同時(shí)，管壁會(huì)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(nèi)的全部積水。

3 分輸站場(chǎng)冰堵解堵過(guò)程

3.1 判斷站場(chǎng)發(fā)生冰堵位置

3.2 截?cái)喟l(fā)生冰堵管段并放空

截?cái)喟l(fā)生冰堵管段，放空降低壓力，破壞水合物的平衡狀態(tài)，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(fā)生冰堵管段纏繞大功率電伴熱帶，并進(jìn)行整體保溫，發(fā)生冰堵后及時(shí)關(guān)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(duì)冰堵管段進(jìn)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(shí)對(duì)加熱管段做封閉空間進(jìn)行保溫的方式。

3.4 高溫氣反吹冰堵管段

對(duì)于聯(lián)絡(luò)站或分輸壓氣站可通過(guò)調(diào)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(fā)生冰堵管段

對(duì)于易發(fā)生冰堵管段，如分輸站場(chǎng)調(diào)壓橇和調(diào)壓橇后出站管段，在冰堵解除后充壓時(shí)，應(yīng)先關(guān)閉進(jìn)站閥門，將站內(nèi)壓力降至與調(diào)壓后分輸壓力相平衡，全開調(diào)壓閥，再打開進(jìn)站閥門的旁通閥進(jìn)行調(diào)壓，避免了再次通過(guò)調(diào)壓閥調(diào)壓節(jié)流發(fā)生冰堵。如果進(jìn)站閥門旁通不能滿足分輸量，可將站場(chǎng)上游閥室截?cái)?，平衡上游閥室至站場(chǎng)管段內(nèi)壓力，待站場(chǎng)分輸壓力與干線管道內(nèi)壓力相平衡后打開上游閥室旁通進(jìn)行調(diào)壓并向下游分輸。

4 案例分析

4.1 西二線黃陂站冰堵的發(fā)生

4.1.1 冰堵發(fā)生過(guò)程

西氣東輸二線黃陂聯(lián)絡(luò)壓氣站（以下簡(jiǎn)稱“黃陂站”）負(fù)責(zé)接收西二線西段中衛(wèi)站方向來(lái)氣計(jì)量調(diào)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(diào)壓管路發(fā)生冰堵，隨即開始切換到第二路調(diào)壓進(jìn)行供氣，但第二路調(diào)壓橇又發(fā)生冰堵，停止向淮武線供氣，通過(guò)進(jìn)行流程關(guān)斷和緊急放空等措施解堵，恢復(fù)對(duì)淮武線輸氣，但冰堵問(wèn)題未能解決，再次停輸。

科研經(jīng)費(fèi)的經(jīng)費(fèi)來(lái)源渠道分為縱向、橫向、捐贈(zèng)和自籌等。縱向主要是中央財(cái)政和地方財(cái)政資金資助的課題，這類課題通常都會(huì)進(jìn)行審計(jì)。而橫向課題、捐贈(zèng)課題和自籌經(jīng)費(fèi)課題等不常開展審計(jì)。而縱向課題中的自籌經(jīng)費(fèi)，審計(jì)力度也不足，通常只審核經(jīng)費(fèi)的收支數(shù)據(jù)是否正確。科研經(jīng)費(fèi)管理若沒(méi)有完善的監(jiān)督管理機(jī)制，沒(méi)有相對(duì)應(yīng)的考核體系，便不能準(zhǔn)確的對(duì)經(jīng)費(fèi)開支狀況進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。

4.1.2 冰堵后采取的緊急措施

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

4.1.3 解堵過(guò)程

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

截?cái)喟l(fā)生冰堵管段并放空。關(guān)閉調(diào)壓橇進(jìn)口閥門和出站閥門進(jìn)行放空，降低冰堵管段壓力，水合物開始分解。

加熱發(fā)生冰堵的閥門和管段。利用兩臺(tái)蒸汽車對(duì)第二路調(diào)壓橇和調(diào)壓橇至出站閥間管段進(jìn)行充分加熱，加速水合物分解。在用蒸汽車產(chǎn)生的高溫蒸汽對(duì)調(diào)壓閥、閥后發(fā)生冰堵的管段和彎頭處進(jìn)行加熱的過(guò)程中，對(duì)所需加熱部位進(jìn)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(jìn)行解堵的關(guān)鍵。

在第一路調(diào)壓橇及其后段10 m 長(zhǎng)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(diǎn)，加快第一路水合物的分解。

反向充填發(fā)生冰堵管段，恢復(fù)時(shí)避免再次通過(guò)調(diào)壓閥節(jié)流。關(guān)閉黃陂站進(jìn)站閥，將黃陂站內(nèi)降壓至與向淮武線供氣壓力相平衡，利用黃陂站進(jìn)站閥門旁通線（管徑114 mm）進(jìn)行壓力調(diào)節(jié)供氣，調(diào)壓橇上工作調(diào)壓閥保持全開，前后無(wú)壓差，同時(shí)保證注醇裝置正常投用，恢復(fù)向淮武線供氣。

關(guān)斷黃陂站上游閥室干線截?cái)嚅y，降低閥室至黃陂站管段壓力。當(dāng)黃陂站站內(nèi)外壓力平衡，隨即打開進(jìn)站閥門，關(guān)閉黃陂站進(jìn)站旁通管線，轉(zhuǎn)為走站內(nèi)正輸流程，利用閥室旁通線（管徑406 mm）進(jìn)行壓力調(diào)節(jié)，向淮武線保持穩(wěn)定供氣。通過(guò)黃陂站進(jìn)站閥門的旁通調(diào)壓供氣和上游閥室旁通線的調(diào)壓，避免了再次在易發(fā)生冰堵的調(diào)壓橇進(jìn)行壓力調(diào)節(jié)。

4.1.4 避免再次發(fā)生冰堵的措施

鑒于目前西氣東輸二線水露點(diǎn)較高，黃陂站保持注醇裝置投運(yùn)。

在黃陂站兩路調(diào)壓橇及橇后管段纏繞大功率特制電伴熱帶，并對(duì)調(diào)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(diào)壓橇前后壓差（不大于1 MPa），在干線管道上進(jìn)行壓力調(diào)節(jié)。先期利用上游閥室旁通線、然后利用上游站場(chǎng)南陽(yáng)站越站旁通線閥門進(jìn)行調(diào)節(jié)，最后利用中衛(wèi)聯(lián)絡(luò)站調(diào)壓橇調(diào)節(jié)，降低西二線東段運(yùn)行壓力至7 MPa。

為避免黃陂站輸量大而引起過(guò)大的壓降，可協(xié)調(diào)黃陂站向淮武線的分輸量下調(diào)。

4.2 西二線清管過(guò)程中冰堵的發(fā)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(jìn)行了清管作業(yè)。張掖出站壓力6.07 MPa、溫度12.8 ℃；永昌站進(jìn)站壓力5.66 MPa、溫度4.9 ℃。清管器運(yùn)行至里程樁KP 1 939km 處，出現(xiàn)長(zhǎng)時(shí)間停球、憋壓現(xiàn)象，清管器前后最大壓差1.25 MPa。及時(shí)準(zhǔn)確地確定清管器位置，挖開停球點(diǎn)。發(fā)現(xiàn)管道無(wú)變形，地表溫度11 ℃，開挖后管道表面溫度8 ℃。用蒸汽車對(duì)停球點(diǎn)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(guò)停球點(diǎn)。分析清管器停滯原因?yàn)楸峦Ｇ颉?/p>

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(jiān)硬，體積為3.38 m3的冰柱。

5 結(jié)論

由于進(jìn)入管道天然氣水露點(diǎn)較高或者新建管道內(nèi)工程遺留積水較多，達(dá)到了生成天然氣水合物的條件，致使天然氣管道站場(chǎng)發(fā)生冰堵問(wèn)題，嚴(yán)重影響管道的安全運(yùn)行。冰堵的預(yù)防措施有：保證管輸天然氣的氣質(zhì)符合標(biāo)準(zhǔn)要求；加水合物抑制劑；提高輸送天然氣溫度；減少易發(fā)生冰堵的調(diào)壓閥前后壓差；清管排出管道內(nèi)積水等。根據(jù)天然氣水合物生成的條件，給出冰堵的解堵過(guò)程：判斷站場(chǎng)發(fā)生冰堵的位置；截?cái)喟l(fā)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(fā)生冰堵管段，恢復(fù)時(shí)避免再次通過(guò)調(diào)壓閥節(jié)流。通過(guò)案例分析，進(jìn)一步說(shuō)明了冰堵的發(fā)生過(guò)程和解堵措施的應(yīng)用。

［1］GB 50251-2003，輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范［S］.GB 50251-2003, Code for Design of Gas Transmission Pipeline Engineering［S］.

［2］皮艷慧,廖柯熹,孫歐陽(yáng).天然氣水合物生成條件預(yù)測(cè)模型及適用性評(píng)價(jià)［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.

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