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【摘要】通过对冰堵的形成原因分析，提出了解决冰堵的方法，并且此种方法在西一线冰堵治理过程中得到了实践验证。
【关键词】西一线 冰堵 治理
西气东输一线管道工程于2003年10月正式投产，目前，年供气量增至180×108Nm3。但是，随着输气量的大幅提升，随之产生了一系列问题。
2010年1月至3月，4个分输压差较大的站场，出现了不同程度的冰堵现象，给管道安全运行带来了隐患，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应对措施，成为亟待解决的生产实际问题。
1 冰堵的形成原因
冰堵的成因较复杂，总的来说可以分为两种情况：其一是管道中存在的大量水，在低温环境下冻结成冰，其二是管道内天然气水合物的形成。
前者主要是因为在管道施工过程中，由于种种原因导致管道中进水。至于后者，其所谓的“冰”实际上是天然气的水合物，也就是俗称的“可燃冰”，它是天然气在高压、低温环境下输送形成的，形成温度可高于冰点。它的组成结构较为复杂，在一个水合物单元体中，水分子形成一个类似于三维笼状结构，其他份子（包括甲烷、乙烷等）嵌入这个单元。它在外观和特性上非常象普通冰，但有一点至少例外，水合物是在大于水的结冰温度下形成的。另外，水合物的形成至少需要两种混合物，这些混合物是水和另一种水合物的形成体。
2 冰堵的危害
冰堵的危害主要有设备设施的损坏、变形扭曲等。例如：水合物在差压的冲击下易造成调压器皮膜穿孔，使调压器不能正常工作；冰堵还会造成过滤器滤芯的细小网孔堵塞，使过滤器前后差压变大，滤芯在差压的作用下变形扭曲。
3 冰堵的预防
通过对冰堵形成的原因分析，可以发现，针对管道天然气水合物形成的几个重要因素，有四条途径可阻止水合物形成：
（1）脱除天然气中的水分，降低水露点，使水蒸气不致冷凝为自由水。在天然气含水量较高的场站，要加大排污力度，及时进行排污。特别是在冬季低温情况下，液态水很容易形成水合物或者结冰堵塞工艺设备和管线。及时排污可以有效的防止工艺管线、设备和仪表在低温情况下发生冰堵现象，但是这种方法不能完全的防止低温下水合物的形成。
（2）压力降低至水合物的生成压力之下。输气场站降低调压系统上游的压力，减小调压系统中天然气的压降，可以减小天然气温度下降幅度，是防止调压系统冰堵较为有效的方法。但是在通常情况下，降低上游压力，会影响干线管道的输送能力，所以降低上游压力也是有局限性的。
（3）提高天然气的温度。提高天然气的温度能有效防止水化物的形成，在输气站场中通常采用加装电伴热或者加装水套炉装置来提高天然气或者工艺设备的温度。
（4）向气流中加入抑制剂。通过抑制剂或者离子增加与水分子的竞争力，改变水和烃分子间的热力学平衡条件，避免水合物的形成或直接与水合物接触，使水合物分解而得到清除。
4 冰堵的处理方法
目前，工程上主要采取以下四项措施解决天然气管道冰堵：4.1 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分钟，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。
4.2 向冰堵管段注入防冻剂
通过注入甲醇，利用其良好的亲水性，即能吸收大量水分，减少气体中的水分含量，使天然气露点降低、水合物分解，达到解除冰堵的效果。但甲醇是有毒物质，操作人员在工作时，应注意保护自身安全。
4.3 对冰堵管段浇淋热水或者采用蒸汽加热器进行加热解堵，对于埋地管道则要对该管段开挖
此种方法是利用热源加热天然气，提高天然气的温度，破坏水合物的形成条件，使形成的水合物分解，并被天然气带走，从而解除水合物在局部管段内的堵塞。
4.4 提高分输压力，减小调压撬的前后压差
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。
天然气加热和注醇是最常用的冰堵处理方法，而向管道冰堵部位淋热水和蒸汽加热是最简单易行的冰堵处理方法。以上方法，在西一线分输站的处理冰堵问题过程中，得到了很好的验证。
参考文献
[1] 李玉星，姚光镇.输气竹道设计与管理[M].东营：中国石油大学出版社，2009.6365
[2] 程鹏，陈宝忠，赵兴岩.冰阻状态下输气管线压力变化规律的研究[J].管道技术与设备，2004，（03）
[3] 吴玉国，陈保东.输气管线摩阻系数的影响因素以及减阻的主要方法[J] .管道技术与设备，2003，（05）
[4] 高兴军，程鹏，张楠，王伟.输气管线冰堵段位置测量的研究[J].辽宁石油化工大学学报，2007，（01）
[5] 原肯民，周志歧，唐蒙，等.Q/SY30-2002天然气长输管道气质要求[S].北京：石油工业出版社，2002
【关键词】西一线 冰堵 治理
西气东输一线管道工程于2003年10月正式投产，目前，年供气量增至180×108Nm3。但是，随着输气量的大幅提升，随之产生了一系列问题。
2010年1月至3月，4个分输压差较大的站场，出现了不同程度的冰堵现象，给管道安全运行带来了隐患，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应对措施，成为亟待解决的生产实际问题。
1 冰堵的形成原因
冰堵的成因较复杂，总的来说可以分为两种情况：其一是管道中存在的大量水，在低温环境下冻结成冰，其二是管道内天然气水合物的形成。
前者主要是因为在管道施工过程中，由于种种原因导致管道中进水。至于后者，其所谓的“冰”实际上是天然气的水合物，也就是俗称的“可燃冰”，它是天然气在高压、低温环境下输送形成的，形成温度可高于冰点。它的组成结构较为复杂，在一个水合物单元体中，水分子形成一个类似于三维笼状结构，其他份子（包括甲烷、乙烷等）嵌入这个单元。它在外观和特性上非常象普通冰，但有一点至少例外，水合物是在大于水的结冰温度下形成的。另外，水合物的形成至少需要两种混合物，这些混合物是水和另一种水合物的形成体。
2 冰堵的危害
冰堵的危害主要有设备设施的损坏、变形扭曲等。例如：水合物在差压的冲击下易造成调压器皮膜穿孔，使调压器不能正常工作；冰堵还会造成过滤器滤芯的细小网孔堵塞，使过滤器前后差压变大，滤芯在差压的作用下变形扭曲。
3 冰堵的预防
通过对冰堵形成的原因分析，可以发现，针对管道天然气水合物形成的几个重要因素，有四条途径可阻止水合物形成：
（1）脱除天然气中的水分，降低水露点，使水蒸气不致冷凝为自由水。在天然气含水量较高的场站，要加大排污力度，及时进行排污。特别是在冬季低温情况下，液态水很容易形成水合物或者结冰堵塞工艺设备和管线。及时排污可以有效的防止工艺管线、设备和仪表在低温情况下发生冰堵现象，但是这种方法不能完全的防止低温下水合物的形成。
（2）压力降低至水合物的生成压力之下。输气场站降低调压系统上游的压力，减小调压系统中天然气的压降，可以减小天然气温度下降幅度，是防止调压系统冰堵较为有效的方法。但是在通常情况下，降低上游压力，会影响干线管道的输送能力，所以降低上游压力也是有局限性的。
（3）提高天然气的温度。提高天然气的温度能有效防止水化物的形成，在输气站场中通常采用加装电伴热或者加装水套炉装置来提高天然气或者工艺设备的温度。
（4）向气流中加入抑制剂。通过抑制剂或者离子增加与水分子的竞争力，改变水和烃分子间的热力学平衡条件，避免水合物的形成或直接与水合物接触，使水合物分解而得到清除。
4 冰堵的处理方法
目前，工程上主要采取以下四项措施解决天然气管道冰堵：4.1 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分钟，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。
4.2 向冰堵管段注入防冻剂
通过注入甲醇，利用其良好的亲水性，即能吸收大量水分，减少气体中的水分含量，使天然气露点降低、水合物分解，达到解除冰堵的效果。但甲醇是有毒物质，操作人员在工作时，应注意保护自身安全。
4.3 对冰堵管段浇淋热水或者采用蒸汽加热器进行加热解堵，对于埋地管道则要对该管段开挖
此种方法是利用热源加热天然气，提高天然气的温度，破坏水合物的形成条件，使形成的水合物分解，并被天然气带走，从而解除水合物在局部管段内的堵塞。
4.4 提高分输压力，减小调压撬的前后压差
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。
天然气加热和注醇是最常用的冰堵处理方法，而向管道冰堵部位淋热水和蒸汽加热是最简单易行的冰堵处理方法。以上方法，在西一线分输站的处理冰堵问题过程中，得到了很好的验证。
参考文献
[1] 李玉星，姚光镇.输气竹道设计与管理[M].东营：中国石油大学出版社，2009.6365
[2] 程鹏，陈宝忠，赵兴岩.冰阻状态下输气管线压力变化规律的研究[J].管道技术与设备，2004，（03）
[3] 吴玉国，陈保东.输气管线摩阻系数的影响因素以及减阻的主要方法[J] .管道技术与设备，2003，（05）
[4] 高兴军，程鹏，张楠，王伟.输气管线冰堵段位置测量的研究[J].辽宁石油化工大学学报，2007，（01）
[5] 原肯民，周志歧，唐蒙，等.Q/SY30-2002天然气长输管道气质要求[S].北京：石油工业出版社，2002