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摘 要：随着天然气的普及，输气管道和分输场站的冰堵问题日益突出。如何采取有效措施防止冰堵现象的出现，以及冰堵发生后应采取怎样的紧急应对措施，成为天然气生产和输送企业亟待解决的实际问题。工程实践表明：在调压撬前对天然气加热或在易冰堵管段安装电伴热带，以确保天然气的流动温度或调压撬后的气体温度保持在天然气水露点以上，是避免冰堵产生的常用方法；天然气加热和注醇是较常用的冰堵处理方法，而通过向管道冰堵处喷淋热水和蒸汽加热是最简便易行的冰堵处理方法。
关键词：冰堵 防治 应对措施
随着气温的下降，尤其是冬季，天然气输送站的流量调节阀、调压阀等部分设备易因节流原因产生冰堵现象，严重影响着输气站的安全平稳供气。对于部分输气站，平时供气都相对比较稳定，而进入冬季生产运行后，流量调节阀、调压阀等输气设备由于外界环境温度降低、管线运行压力波动以及刚投产含有水、杂质较多等原因造成了设备冰堵现象，影响正常的平稳供气。
一、冰堵成因分析
冰堵是天然气输送过程中堵塞管道、设备和仪表的一种現象，主要有两方面原因一是是由于水气和天然气的某些组分在一定的压力和温度下生成了一种白色结晶物质，外状类似冰和微密的雪的水合物。这种水合物密度一般为0.88～0.90g/cm3，由碳氢化合物和几分子水组成。研究表明，水合物是一种笼形晶体包络物，水分子借氢键组合形成笼形结晶，天然气中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、硫化氢气体分子被包围在晶格中。二是由于管道进水导致的冰堵问题。
其中形成水合物的条件主要是高压、低温、存在一个水合物的形成体以及要有适当的水量，但并不一定是游离水。而象节流阀门等高流速区会加速水合物形成。
冬季，天然气站场工艺管线和设备（如节流阀）等设备通常会因为气体遇到压力突变引起温度急剧降低极易形成冰堵，这主要是由于冬季天然气输气站场节流造成的，即节流效应。从高压到低压，气体通过阀门或多孔塞作不可逆绝热膨胀时温度发生变化的现象就是节流膨胀。其中，正效应是指，许多气体，在常温下，膨胀后温度降低的一种现象。理想气体，温度不会随绝热节流过程而发生改变。而现实当中，实际气体，温度会随着绝热节流过程而升高、降低或不变。这种由于压力突降引起温度降低产生冰冻的现象的节流效应，就属于正的焦耳-汤姆逊效应。节流前后的压差以及节流前的温度对于节流过程中温降的大小起着关键作用。输气过程中，外界环境直接影响管线天然气温度，而管线输送介质压力，由于调压阀阀后压力恒定故影响节流前后的压差大小。因此，冬季管线输送温度降低时，高输送压力下容易产生节流效应，并产生严重的冰堵现象。
二、天然气管道冰堵的危害
天然气水合物形成后，会对输气生产产生显著影响：①天然气水合物在输气干线或输气场站某些管段（如弯头、阀门、节流装置等部位）形成后，易造成流通面积减小，形成局部堵塞，其上游压力增大，流量减小， 下游压力降低，从而影响正常输气和平稳供气；②天然气水合物在节流孔板处形成，直接影响天然气流量的计量准确性；③天然气水合物在气液联动截断阀的引压管处形成，将导致控制单元无法及时准确地检测到信号，造成阀门误关断；④水合物若在关闭阀门的阀腔或“死气段”内形成，易因体积膨胀造成设备或管道冻裂，该情况多发生在投产初期和冬季气温较低的地区。
三、天然气管道冰堵的防治措施
1.管道干燥方法
为了解决注水试压所产生的管内积水问题，可在施工过程中对管道进行干燥处理，具体方法包括：干燥剂干燥法、真空干燥法和干空气干燥法。干燥剂干燥法通常采用甲醇、乙二醇或三甘醇为干燥剂，干燥剂和水以任意比例互溶，在所形成的溶液中水的蒸汽压大大降低，从而达到干燥管道的目的。残留在管道内的干燥剂又是水合物抑制剂，可以抑制水合物的形成。真空干燥法是在控制条件下应用真空泵通过减小管内压力而去除管内自由水，原理是制造与管内温度相应的真空压力，使附着在管道内壁的水分沸腾汽化。干空气干燥法是目前我国使用最广泛的干燥方法，主要有两种施工方式：直接使用干燥空气对管道进行吹扫和采用通球法对管道进行干燥。前者的干燥效率和干燥效果要好于后者，且前者适用于所有管道，后者仅适用于通径管道。
2.冰堵防治措施
目前，对于因天然气水合物而形成的冰堵，尚无成熟的防治措施，施工过程中可尝试以下方法：①确保管道内天然气含水量满足标准规定，在天然气进入管道前，对其进行干燥处理。通常采用的天然气干燥方法有两种：液体吸收法和固体吸附法。前者是利用甘醇等具有良好亲水性的液体脱水剂，降低天然气水露点，使之在输送压力条件下，低于输气温度5～10 ℃； 后者是利用分子筛、氧化铝、活性碳、硅胶等具有较强吸附能力的脱水吸附剂，吸附天然气中的水汽，降低天然气水露点。液体吸收剂和固体吸附剂吸水后，可通过蒸馏或加热等方法再生。②对于刚投产的输气管道，输气场站应对阀门、过滤分离器、计量橇、调压橇、排污罐、放空立管等设备进行多次排污，将管道和设备内的积液及时排出。日常巡检时，注意检查过滤分离器的差压表，当过滤器差压大于40～50kPa时，应立即更换滤芯。③提高天然气流动温度，在调压橇前对天然气加热或者在易冰堵管段安装电伴热带，确保天然气的流动温度或者调压橇后的气体温度保持在天然气水露点以上，防止天然气水合物的生成。西气东输二线建设时，大部分分输站均在调压橇前安装了电加热器，并在分输场站内的排污管道、调压橇管道、调压橇引压管、自用气橇增设了电伴热带且包裹保温材料。④加入化学制剂抑制天然气水合物的形成。⑤在下游分输管道具备一定储气调峰能力的前提下，适当提高下游分输压力且间歇输送，既满足了下游用户的天然气用量需求，又降低了调压橇分输时的前后压差，从而避免调压橇后的天然气温度过低而产生冰堵。
四、天然气管道冰堵的处理方法
目前，工程上主要采取以下措施解决天然气管道冰堵：①降压解堵法。在形成水合物的输气管段，利用特设支管暂时将部分天然气放空，以降低输气管道的压力和温度，当水合物的形成温度低于输气管道的气体温度时，水合物立即分解。实践证明，水合物的分解速度很快，整个过程仅需要10 min，这是由于当水合物的结晶壳开始液化时，水合物立即从管壁脱落，并被排出的气流从输气管道带出。②向冰堵管段注入防冻剂（如甲醇等），利用防冻剂大量吸收水分，降低水合物形成的平衡温度，破坏水合物的形成条件，使已形成的水合物分解。注入防冻剂解堵后，管道内留有凝析水和防冻剂，需要及时通过排水设施将其排出管外。但甲醇是有毒物质，操作人员在工作时，应注意保护自身不受侵害。③对冰堵管段浇淋热水或者采用蒸汽加热车进行蒸汽加热解堵，若是埋地管道则需对该管段进行开挖。④放空吹扫冰堵管段，并利用下游分输管道进行反吹扫。⑤提高分输压力，减小调压撬的前后压差（低于1 MPa）。在干线管道上利用上游截断阀室的旁通管道进行压力调节，降低分输站的进站压力。在实际生产中，天然气加热和注醇是最常用的冰堵处理方法，而向管道冰堵部位喷淋热水和蒸汽加热是最简便易行的冰堵处理方法。
参考文献
[1] 李玉星，姚光镇. 输气管道设计与管理[M]. 东营：中国石油大学出版社，2009：63-65.
关键词：冰堵 防治 应对措施
随着气温的下降，尤其是冬季，天然气输送站的流量调节阀、调压阀等部分设备易因节流原因产生冰堵现象，严重影响着输气站的安全平稳供气。对于部分输气站，平时供气都相对比较稳定，而进入冬季生产运行后，流量调节阀、调压阀等输气设备由于外界环境温度降低、管线运行压力波动以及刚投产含有水、杂质较多等原因造成了设备冰堵现象，影响正常的平稳供气。
一、冰堵成因分析
冰堵是天然气输送过程中堵塞管道、设备和仪表的一种現象，主要有两方面原因一是是由于水气和天然气的某些组分在一定的压力和温度下生成了一种白色结晶物质，外状类似冰和微密的雪的水合物。这种水合物密度一般为0.88～0.90g/cm3，由碳氢化合物和几分子水组成。研究表明，水合物是一种笼形晶体包络物，水分子借氢键组合形成笼形结晶，天然气中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、硫化氢气体分子被包围在晶格中。二是由于管道进水导致的冰堵问题。
其中形成水合物的条件主要是高压、低温、存在一个水合物的形成体以及要有适当的水量，但并不一定是游离水。而象节流阀门等高流速区会加速水合物形成。
冬季，天然气站场工艺管线和设备（如节流阀）等设备通常会因为气体遇到压力突变引起温度急剧降低极易形成冰堵，这主要是由于冬季天然气输气站场节流造成的，即节流效应。从高压到低压，气体通过阀门或多孔塞作不可逆绝热膨胀时温度发生变化的现象就是节流膨胀。其中，正效应是指，许多气体，在常温下，膨胀后温度降低的一种现象。理想气体，温度不会随绝热节流过程而发生改变。而现实当中，实际气体，温度会随着绝热节流过程而升高、降低或不变。这种由于压力突降引起温度降低产生冰冻的现象的节流效应，就属于正的焦耳-汤姆逊效应。节流前后的压差以及节流前的温度对于节流过程中温降的大小起着关键作用。输气过程中，外界环境直接影响管线天然气温度，而管线输送介质压力，由于调压阀阀后压力恒定故影响节流前后的压差大小。因此，冬季管线输送温度降低时，高输送压力下容易产生节流效应，并产生严重的冰堵现象。
二、天然气管道冰堵的危害
天然气水合物形成后，会对输气生产产生显著影响：①天然气水合物在输气干线或输气场站某些管段（如弯头、阀门、节流装置等部位）形成后，易造成流通面积减小，形成局部堵塞，其上游压力增大，流量减小， 下游压力降低，从而影响正常输气和平稳供气；②天然气水合物在节流孔板处形成，直接影响天然气流量的计量准确性；③天然气水合物在气液联动截断阀的引压管处形成，将导致控制单元无法及时准确地检测到信号，造成阀门误关断；④水合物若在关闭阀门的阀腔或“死气段”内形成，易因体积膨胀造成设备或管道冻裂，该情况多发生在投产初期和冬季气温较低的地区。
三、天然气管道冰堵的防治措施
1.管道干燥方法
为了解决注水试压所产生的管内积水问题，可在施工过程中对管道进行干燥处理，具体方法包括：干燥剂干燥法、真空干燥法和干空气干燥法。干燥剂干燥法通常采用甲醇、乙二醇或三甘醇为干燥剂，干燥剂和水以任意比例互溶，在所形成的溶液中水的蒸汽压大大降低，从而达到干燥管道的目的。残留在管道内的干燥剂又是水合物抑制剂，可以抑制水合物的形成。真空干燥法是在控制条件下应用真空泵通过减小管内压力而去除管内自由水，原理是制造与管内温度相应的真空压力，使附着在管道内壁的水分沸腾汽化。干空气干燥法是目前我国使用最广泛的干燥方法，主要有两种施工方式：直接使用干燥空气对管道进行吹扫和采用通球法对管道进行干燥。前者的干燥效率和干燥效果要好于后者，且前者适用于所有管道，后者仅适用于通径管道。
2.冰堵防治措施
目前，对于因天然气水合物而形成的冰堵，尚无成熟的防治措施，施工过程中可尝试以下方法：①确保管道内天然气含水量满足标准规定，在天然气进入管道前，对其进行干燥处理。通常采用的天然气干燥方法有两种：液体吸收法和固体吸附法。前者是利用甘醇等具有良好亲水性的液体脱水剂，降低天然气水露点，使之在输送压力条件下，低于输气温度5～10 ℃； 后者是利用分子筛、氧化铝、活性碳、硅胶等具有较强吸附能力的脱水吸附剂，吸附天然气中的水汽，降低天然气水露点。液体吸收剂和固体吸附剂吸水后，可通过蒸馏或加热等方法再生。②对于刚投产的输气管道，输气场站应对阀门、过滤分离器、计量橇、调压橇、排污罐、放空立管等设备进行多次排污，将管道和设备内的积液及时排出。日常巡检时，注意检查过滤分离器的差压表，当过滤器差压大于40～50kPa时，应立即更换滤芯。③提高天然气流动温度，在调压橇前对天然气加热或者在易冰堵管段安装电伴热带，确保天然气的流动温度或者调压橇后的气体温度保持在天然气水露点以上，防止天然气水合物的生成。西气东输二线建设时，大部分分输站均在调压橇前安装了电加热器，并在分输场站内的排污管道、调压橇管道、调压橇引压管、自用气橇增设了电伴热带且包裹保温材料。④加入化学制剂抑制天然气水合物的形成。⑤在下游分输管道具备一定储气调峰能力的前提下，适当提高下游分输压力且间歇输送，既满足了下游用户的天然气用量需求，又降低了调压橇分输时的前后压差，从而避免调压橇后的天然气温度过低而产生冰堵。
四、天然气管道冰堵的处理方法
目前，工程上主要采取以下措施解决天然气管道冰堵：①降压解堵法。在形成水合物的输气管段，利用特设支管暂时将部分天然气放空，以降低输气管道的压力和温度，当水合物的形成温度低于输气管道的气体温度时，水合物立即分解。实践证明，水合物的分解速度很快，整个过程仅需要10 min，这是由于当水合物的结晶壳开始液化时，水合物立即从管壁脱落，并被排出的气流从输气管道带出。②向冰堵管段注入防冻剂（如甲醇等），利用防冻剂大量吸收水分，降低水合物形成的平衡温度，破坏水合物的形成条件，使已形成的水合物分解。注入防冻剂解堵后，管道内留有凝析水和防冻剂，需要及时通过排水设施将其排出管外。但甲醇是有毒物质，操作人员在工作时，应注意保护自身不受侵害。③对冰堵管段浇淋热水或者采用蒸汽加热车进行蒸汽加热解堵，若是埋地管道则需对该管段进行开挖。④放空吹扫冰堵管段，并利用下游分输管道进行反吹扫。⑤提高分输压力，减小调压撬的前后压差（低于1 MPa）。在干线管道上利用上游截断阀室的旁通管道进行压力调节，降低分输站的进站压力。在实际生产中，天然气加热和注醇是最常用的冰堵处理方法，而向管道冰堵部位喷淋热水和蒸汽加热是最简便易行的冰堵处理方法。
参考文献
[1] 李玉星，姚光镇. 输气管道设计与管理[M]. 东营：中国石油大学出版社，2009：63-65.