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当代化工研券
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综述与专论
2017-06
天然气管道冰堵原因与解堵方法探析
*陈丙军
（中国石油天然气股份有限公司管道大庆输油气分公司黑龙江163000）
摘要：天然气管道输送环节中，考虑水露点高，客易形成水合物，逐而会引起管道求堵问题，导致天然气运输不畅，降低了管道适行的安全性。结合天然气水合物形成录件进行详分新，针对管道产生的冰堵同通采取有效的防范与解堵措施具有重要意义。本文站合天然气
水合物生成原理遗行分析，根据求堵发生过程得出解堵方法，为天然气管道稳定运行打下良好基础。关键词：天然气管道；冰堵原国；预防方法；解堵
中图分类号：T
文献标识码：A
AnalysisofthelcePlugReasonandPlugRemovalMethodforNaturalGasPipeline
Chen Bingjun
(Oil and Gas Transportation Branch Company of Daqing, PetroChina Company Limited, Heilongjiang, 163000)
Abstracf : For rhe link of nafural gas pipeline fransportarion, the hkigh wafer dew point is easy to form rhe hydrafe and zhen caurse the ice plag problem of pipeline, which wil caause rhe poor transportfation condition and redhice rhe safery of pipeline running. Taking detail analysis based on zhe forming condition of nafarral gas hydrate has importanf signijficancefor adopting efective precatetionary and plug removal meastrefor rhe appeared ice pltg problem of pipeline. In zhis paper; take analysis based on the forming principle of nafarral gas /lydrare and ger rhe plag removal merhod according to zhe proces of ice plag so rhat to lay good foundarion for rhe stable ramning of natural gas pipeline.
Key words : nafural gas pipeline; ice plaug reason; precaution; plug removal 引言：针对天然气长距离输送管道、天然气分输站等
产过程中增加站内设备和阔室球阀的排污、吹扫作业。
进行总结，发现冰堵问题极其严重。其产生原因主要包括：第一、长距离输送管道投产前，注水试压后的清理工作不够完善，引起管道内部残留部分积水，温度过低状况容易生成天然气水合物，该向题一般发生在长距离输送管道位置，管道低注处发生概率高；第二、天然气经过分输站过滤分离器后，温度下降明显，一旦温度低于水合物露点，会导致介质中的水分子大量析出，高压环境下生成水合物，导致阀门、流量计等位置会发生冰堵回题。
一、天然气管道冰堵的危害分析
天然气运输管道中，一旦形成水合物，对内部介质运输的危害极大，主要表现在下述几方面：第一、天然气水合物在干线运输或输气场特殊位置流通后，（特殊位置包括阀门、节流装置），受流通棉结过小影响易发生局部堵塞问题，导致上部压力增加、流量下降，受下部压力过低影响会降低输送的稳定性。第二、天然气水合物一般会在节流装置位置处生产，导致介质流量计量出现偏差问题，流量计量精度下降。第三、如果水合物在气液联动截断阀的引压管位置生产，会导致控制单元不能快速精确的检测到信号，会引起阀门误关问题。第四、如果关闭阀门后，在阀腔、死气段区域形成水合物，受体积增加影响会导致设备发生较为严重的冻裂问题，该状况一般在项
目初期运行或冬季低温天气下容易发生。二、冰堵预防方法分析
(1)气质要求
为了降低管道发生冰堵，最为有效的方法是降低天然气露点，从保证管道清洁度、天然气干燥度出发进行预防。运行工况下，管道内部不满足水露点条件，将不会发生水析出、冰堵等问题。但是新建管道受施工原因影响，经常发生内部积水村里路问题，导致下部冰堵问题频繁发生。为此，需要充分加强水试压后冰堵预防管理。由此必须加强管道建设工程期间水试压后的清管、干燥质量监管，在管道置换投
万方数据
(2)抑制剂的添加
天然气运输管道中，借助化学抑制剂，如乙二醇，可及时吸收管道内部水分，从而降低露点，避免生产水合物。现阶段，较为常见的抑制剂是甲醇，该物质易气化，与天然无可快速混合，避免雾化设备的应用，使用使捷度高。注入甲醇后，管道温度升高、压力降低后将会发生甲醇气化，不会形成管道内部积液问题。甲醇注入了可结合介质总量进行分析，针对抑制剂用量进行合理计算。甲醇注入中，安装位置主要在：若向主干线管道注醇，装在出站阀后压力表接口处；若向分输管道注醇，安装在计量撬后调压撬前的压力表接口处，可选择临时拆除仪表接口，连接注醇装置接口。
(3)输送温度的提升
第一、加热装置法。借助电加热器、水套炉等进行天然气的加热，从而实现管道内部温度增加的目的，调压节流后天然气温度如果仍较高，需要及时进行水合物生成的预防控制，该方法一般在管道冻涨预防中较为常见。管道运输中，露点不确定状况，可采取加热法，加热装置的投用功率以调压后天然气温度仍能达到5℃为宜。第二、电伴热法。在天然气站场分离器、调压撬及其后管段、引压管、排污集液包等位置缠绕电伴热带并做保温，可实现降低冰堵的目的。但是天然气流量较大区域，如分离器等，一旦发生冰堵状况，需要及时关闭冰堵上下游阀门，借助电伴热的加热及时保证解堵效果全面实现。电伴热带的功率需要控制在30W/m以上，及时进行伴热管段的要善维绕，需要注重保温材料科种类的选择，提高保温效果、持续时间，根据项目要求考虑温控装置的选用与否。
(4)清管。该方法的目的是降低运输管道内部残留杂质的负面影响，只有在不能生成水合物的压力和温度下，管道清管作业才是安全的。如果管道内部压力、温度高于水合物生成条件的药效，需要及时进行污物清除，降低积水的负面