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    典型长输天然气管道冰堵案例分析研究

    时间：2023-02-21 12:01:05来源：百花范文网本文已影响人

    于忠宁 武思雨 任 远 蔡 亮 刘海龙 刘 成

    （1. 国家管网集团北方管道有限责任公司沈阳输油气分公司，辽宁 沈阳 110031；
    2. 国家石油天然气管网集团有限公司北方管道公司建设项目管理中心，河北 廊坊 065000；
    3. 中油国际管道公司，北京 100029；
    4. 中航油京津冀物流有限公司，天津 300300；
    5. 国家管网集团北方管道有限责任公司秦皇岛输油气分公司，河北 秦皇岛 066000；
    6. 江苏省泰州市油恒油气工程服务有限公司，江苏 泰州 225300）

    冰堵是输气管道运行中常见问题，西气东输二线、忠武线和大沈线发生过冰堵。冰堵造成管道干线和站场设备堵塞，严重影响管道安全运行。输气管道冰堵与设施工质量、操作维护和气质质量相关[1]，我国输气管道冰堵较多发生在投产初期，原因是管道干燥不彻底存在积液。分析了我国输气管道冰堵的机理、原因和类型。结合西气东输二线、中缅管道、中亚管道等典型输气管道冰堵案例，阐述了抑制剂、加热、伴热、调压、吹扫等措施的应用条件和实践经验，可为其他输气管道冰堵预防和解除提供借鉴。

    天然气管道冰堵根本原因是管道内存在液态或气态水。液态水指试验残留水在管道低点聚集，或者管道投产前干燥不彻底留在管内。气态水指天然气含水量过高在一定温度和压力下析出液态水。压力和温度是形成水合物的决定性因素。水合物生成压力范围广，在3～10MPa之间。管道运行压力越高，水合物形成温度越高。天然气-水二相体系存在临界平衡温度，低于该温度即形成水合物。管道处于紊流脉动或剧烈扰动（弯管、阀门和上坡段造成气体流速脉动）。存在结晶核心水合物更易生长（天然气处理不合格存在粉尘）。

    输气管道冰堵通常发生在投产初期、清管作业或者站场调压分输作业，管道干线和站场均可能发生冰堵，特别是管道弯头、孔板和管壁粗糙位置。

    2.1 管道投产前干燥不彻底造成冰堵

    管道投产前依次进行试压、清管和干燥，因客观原因管道施工残留水普遍。投产后在地形起伏大、弯头弯管管段易发生冰堵。

    2.2 管道清管作业引起冰堵

    为提高输送效率，清除杂质和水分，输气管道定期进行清管作业。清管器运行存在前后压差，在射流孔产生节流效应，温度降低，如天然气水露点较高析出水分，在特定条件下形成水合物造成冰堵。冰堵是输气管道清管的重要风险因素。2010年5月西气东输二线清管发生多次冰堵，原因是张掖-永昌段56～59#阀室地形高差起伏大、地温变化频繁所致。

    2.3 站场调压节流引起冰堵

    天然气经过滤分离器、调压撬和流量计产生焦耳-汤姆逊节流效应，温度降低，天然气水露点较高析出水分，形成水合物产生冰堵。输气站冰堵可能造成分离器和调压撬堵塞，影响分输和下游用户供气。2010年涩宁兰管道兰州站分输支线发生冰堵；
    2011年1月西气东输二线黄陂站调压管路冰堵；
    2011年4月西气东输二线红柳站卧式分离器冰堵。

    2.4 天然气水露点偏高引起冰堵

    天然气水露点表征饱和水汽含量，是管输商品天然气的重要指标参数。国家标准GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》规定二类天然气水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃。管道运行压力升高，水露点也会升高。从西气东输二线投产，接收中亚天然气水露点较高、普遍不达标，管道运行压力8MPa下水露点为-5.9℃，管道沿线站场冰堵严重。

    3.1 控制气源质量

    预防输气管道冰堵最根本方法是降低天然气水露点，保证气质符合标准要求。天然气进入长输管道前进行干燥处理，可采用液体吸附法和固体吸附法。

    3.2 严格管道投产前干燥处理

    常用干燥方法包括干空气法、真空法和干燥剂法，实际可选用多种方法完成管道干燥。

    3.3 化学抑制剂

    输气管道注入一定量化学抑制剂，吸收气体中水分，降低水露点，降低水合物形成温度，保持天然气正常流动。常用抑制剂是甲醇，易气化且与天然气均匀混合，但甲醇具有毒性。管道干线注醇装置选择在出站阀压力表接口处。其他化学抑制剂包括乙醇、乙二醇、三甘醇等。乙二醇成本低，大沈管道在松岚站、沈阳分输站、沈阳末站注入乙二醇。

    3.4 提高输送温度

    采用电加热器、水套炉，提高管道输送温度，保证调节节流后天然气温度仍高于水合物生成温度。加热装置功率以调压后天然气温度达到5℃。电加热器、水套炉属于高耗能设备，考虑经济因素，加热功率低于300kW选择电加热器；
    高于300kW选择水套炉。

    3.5 输气站设备电伴热

    在输气站分离器、调压橇/调节阀、气液联动阀引压管等位置缠绕电伴热带，采用安全保温材料，在一定程度上缓解冰堵。该方法对输气量较大的分离器、调压撬作用不大。电伴热带功率选择30～60w/m。大沈输气管道在较细工艺管道上包覆电伴热带。

    3.6 减少分输调压阀压差

    输气站分输调压阀是轴流式结构，如形成水合物，很快堵塞流量调节孔眼，节流效应增大，温度持续下降，进一步加剧冰堵直至完全堵塞。天然气节流压差每降低1MPa，温度降低约5℃。为减少调节阀前后压差，在不超过调压阀后管道运行压力前提下，适当提高分输站调压阀后运行压力，同时加大向下游的分输供气量，并保证管道干线有充足管存量。

    3.7 降压放空解堵

    输气管道干线发生冰堵预警，可采取降压放空应急解堵措施，关闭堵塞管段上下游阀室，在截断阀室放空管处放空，放空过程中控制压差，对堵塞管段进行高温蒸汽吹扫，一般降压放空后压差不高于1MPa，输气管道冰堵情况可以得到有效缓解。

    针对输气管道干线冰堵、输气站调压分输冰堵和水露点偏高冰堵，介绍了解堵技术和处置过程，可为其他输气管道冰堵处置提供借鉴。

    4.1 西气东输二线干线清管冰堵

    2010年5月西气东输二线清管作业，张掖-永昌段56～59#阀室发生冰堵。分析原因为甘肃段地形、地温变化大，山丹站高程2600m，管段后100km降至1600m。选定两直四碟型皮碗结构清管器，由于清管器泄流孔节流效应，天然气管道温度降低形成水合物。管道投产前干燥不彻底，残留液态水，清管期间永昌输气站排污高达3.3m3。解堵措施为针对发生冰堵管段两端截断阀室放空、降压，开挖堵塞管段，上方搭建保温棚，用高温密闭蒸汽吹扫冰堵位置等，成功处理清管作业堵球问题。

    4.2 中缅管道输气站调压撬冰堵

    中缅管道投产初期多个站场发生自用气调压撬冰堵。分析原因为管道投产前干燥不彻底，残留液态水，导致下游管道天然气水露点升高，瑞丽首站8.2MPa压力下水露点在-17℃～-13℃，下游禄丰站7.1MPa压力下水露点升高至-4.6℃～3.2℃。自用气调压撬节流压降很大，从8MPa降至0.4MPa，温降幅度约38℃。解堵措施为采用夜间停止用气、热水喷淋及安装电加热器等措施，调压撬更换电阻丝、增大热负荷方式解决冰堵问题。

    4.3 中亚管道气源水露点偏高产生冰堵

    中亚天然气从2009年进入我国，陕京线、冀宁线、忠武线发生多次冰堵。分析原因为中亚天然气水露点较高，2010年霍尔果斯首站交接压力7.8MPa下，天然气水露点在4℃～11℃，远高于协议规定值-7℃～-5.9℃。解堵措施为管道设计未考虑专门处置措施装，后期采取注醇法，在重点站场设置加热炉、电伴热带等加热设备，初步解决冰堵问题。

    （1）商务谈判严格控制进口天然气气质指标，探讨建立水露点超限值的协商和处理机制；

    （2）管道建设阶段最大限度降低留积水，解决生成水合物和发生冰堵的基本条件；

    （3）管道投产阶段输气站分离器、调压撬、放空立管、阀门、排污罐及工艺管道进行多次吹扫、排污，将管道和设备中积液排净；

    （4）合理安排管存量和用户需求，优化管道运行压力和分输站控制压力，适当提高分输管道运行压力，减少分输调压撬前后压差，降低天然气节流温降幅度。

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