海底輸氣管道水合物凍堵的處置與防控

劉 洋

中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452

天然氣水合物是由天然氣和水在高壓、低溫下形成的一種類冰結晶化合物。在輸氣管道內有可能形成天然氣水合物，進而導致管道凍堵，影響海底天然氣管道的輸送安全。本文闡述了渤海某海底輸氣管道發生水合物凍堵的事件，給出了判斷水合物堵塞的方法，提出了海底輸氣管道處理和防范天然氣水合物堵塞的具體步驟和措施。

1 天然氣水合物形成的主要影響因素

天然氣水合物形成的原因較多，根據水合物形成的溫度和壓力的平衡曲線（見圖1），可以發現天然氣水合物的生成主要受壓力和溫度的影響。

（1）水合物生成區。圖1曲線的左上方為水合物生成區，右下方為不生成水合物區。從圖1中可以看出，隨著壓力的增大，水合物生成溫度升高；但超過相點（氣烴轉化為液烴）后，受液烴的影響，水合物生成溫度隨壓力的變化很小。由此可見，液烴對水合物的形成有抑制作用。因此，含液烴的兩相流管道不像單相氣體管道那樣容易形成水合物。

圖1 單氣體組分水合物壓力與溫度平衡曲線

（2）水合物生成的臨界溫度（相點）。每種組分形成水合物的相特性各不相同，其臨界溫度（相點對應的溫度）存在較大的差異，見表1。由于超過相點，水合物生成溫度幾乎不隨壓力而變化，故可近似認為臨界溫度即為水合物存在的最高溫度，高于此溫度，在任何壓力下水合物都不能形成[1]。

表1 氣體生成水合物的臨界溫度

（3）天然氣中存在相當部分的游離水是天然氣形成水合物的決定因素。由于高速流動、攪動、高壓脈動等因素的影響，在管道彎頭、孔板、粗糙的管壁等特定位置，天然氣也易形成水合物[2]。

2 渤海某油田天然氣管道的凍堵及解堵

2.1 海底管道運行參數

在渤海某油田群設計了一條海底天然氣輸送管道，海底管道起點為油田A，經過12.8 km后在油田B處登陸，匯合油田B天然氣后，再經過28 km輸送至氣田C。海底管道尺寸為10in（1in=25.4 mm）。該海管除用來輸送天然氣外，還用作輸送凝析油。海底管道入口處配備甲醇和乙二醇注入設備，乙二醇長期注入以確保海道不發生水合物凍堵。

油田A、B之間海底管道設計輸量為53.7萬m3/d，實際輸量為52.9萬m3/d；油田A海底管道入口處運行壓力6.27 MPa，油田B海底管道登陸端壓力6.15 MPa，氣田C海底管道登陸端壓力5.69 MPa。油田A海底管道入口處測試的天然氣水露點為-0.27℃，氣田C海底管道登陸端出口處測試天然氣的溫度為-14.2℃，海底管道入口處天然氣溫度為30.5℃、出口處天然氣溫度為11℃。海底管道內天然氣組分如表2所示。

2.2 海底管道中天然氣水合物形成條件和原因

根據表2的天然氣組成，計算得到水合物形成的壓力溫度條件曲線如圖2所示。根據該圖可以得到在壓力為5.69～6.27 MPa條件下，水合物形成的臨界溫度點為16.8～17.6℃。而該海底管道的最低運行溫度為11℃，因此存在水合物凍堵的可能性。

該海底輸氣管道入口處測試天然氣的水露點為-0.27℃，出口處測試天然氣溫度為-18.2℃，低于海底管道的最低運行溫度，海底管道發生了凍堵，分析可能的原因如下：

表2 海底輸氣管道內天然氣組分

圖2 輸氣海底管道內水合物壓力-溫度平衡曲線

（1）海底管道的工作壓力6.27 MPa和溫度11℃達到了生成水合物的條件，如果海底管道內存在游離水則可能產生水合物。

（2）該海底管道發生凍堵的時間距上次通球時間為82 d，接近每季度通球一次的經驗和規范要求。海底管道長期輸送乙二醇，在油田B登陸立管處存在積液的可能性較大，但理論上積液應該主要是乙二醇，不應存在游離水。

（3）2017年3月，在采用三甘醇清洗的幾天時間內，天然氣未經過脫水，而直接送到終端海底管道并注甲醇。未經三甘醇脫水的天然氣中含有的水蒸汽進入了海底管道，導致海底管道內游離水的增加。通過海底管道出口的乙二醇濃度，在清洗完成后就恢復至正常脫水天然氣輸送時的濃度，因而該原因不是存在游離水的主要原因。

（4）該海底管道作為凝析油轉運的海底管道，可能存在液烴轉運過程中的底水夾帶情況。通過時間對比，發現海底管道凍堵前液烴系統出現過問題，油水分層液位計發生卡堵現象，據此推斷液烴轉運時夾帶的底水可能是輸氣海底管道中游離水的來源。

2.3 海底輸氣管道凍堵情況及解堵過程

海底輸氣管道凍堵發生前管道壓差波動值有所增加，油田A海底管道入口和油田B海底管道登陸端壓差波動范圍在0.1～0.4 MPa之間。海底管道水合物凍堵后經多次泄壓后解堵，恢復正常運行。凍堵及解堵過程數據見圖3。

圖3 海底管道凍堵和解堵壓力數據

（1）2017年5月3日19：42，發現該海底管道壓差由平時的0.12 MPa左右上升到0.6 MPa，逐步提高甲醇注入量至160 L/h，但海底管道的凍堵現象并沒有改善，20：30海底管道壓差升至1.31 MPa。

（2）減少上游供氣量，增加下游輸氣量，單方向放空，嘗試疏通海底管道，21：00氣田C海底管道等路段壓力由5.69 MPa降至5.0 MPa，但油田海底管道入口壓力并未下降，解堵失敗。

（3）上下游同時進行放空嘗試疏通海底管道。21：20下游壓力維持在5 MPa左右，上游壓力泄放至4.9 MPa，但恢復供氣后，海底管道入口壓力快速上漲至6.3 MPa，海底管道出口壓力變化不明顯，解堵失敗或再次凍堵。

（4）繼續對海底管道進行雙向放空解堵，同時海底管道中間登陸平臺B處利用收球筒流程進行放空。22：00，海底管道入口壓力降至4 MPa，氣田C壓力降至3.8 MPa，海底管道中間登陸平臺B收球筒處有冰塊敲擊海底管道聲音并導致過球指示器起跳，海底管道入口壓力下降，出口壓力上升并趨近于同壓，說明海底管道解堵成功。

（5）22：20上游開始給終端海底管道供氣，海底管道進出口處壓力緩慢上升，壓差在0.15 MPa以下，在正常范圍內。甲醇持續注入24 h停止，海底管道運行數據恢復正常。

3 輸氣海底管道水合物堵塞處置方法的分析總結

3.1 初期壓差升高階段

（1）加大甲醇注入量。如果天然氣還能流動，應及時加大甲醇注入量。從該海底管道發現壓差異常到明確發生凍堵，其間經歷了較長時間。發現時間為2017年5月3日19：42，期間一直向海底管道內注入甲醇，且注入量逐步提高。20：30解堵失敗，歷時近一小時，但沒有效果。

分析主要是以下兩個原因：第一，甲醇注入海底管道后需要一段時間才能流動至中間登陸平臺B位置，與凍堵點水合物進行接觸。但發生凍堵時海底管道流速下降，攜液能力降低，甲醇可能未到達12.8 km以外的凍堵點。第二，甲醇注入量是逐步提高到泵的最大排量的，提量過程時間較長，未達到甲醇解凍所需的濃度。由此兩方面推斷，雖然在數據計算中能夠得出甲醇到達凍堵點的最小注入量，但實際上一般推薦采用設備最大注入能力注入以盡快降低凍堵風險。

（2）降壓。在發生凍堵初期，應果斷降低海底管道入口壓力，不主張在下游單向降壓。從該海底管道最終解堵的情況來看，兩端降壓起到了關鍵作用。因此，在凍堵初期，應當果斷降壓，同時大量注入甲醇解堵，避免降壓不及時造成海底管道凍堵情況加劇；作業過程還表明，單向降壓效果較差，多點快速降壓效果較好。

3.2 完全凍堵階段

（1）切斷供氣。迅速切斷供氣做泄壓準備工作。

（2）降壓。將進出口壓力同時降低，觀察進出口壓力變化，判斷海底管道是否解堵。如果不行，繼續降低出口壓力，觀察入口壓力，當入口壓力明顯下降時說明海底管道已經開始解堵。

（3）初始通氣。海底管道開始解堵后，入口開始供氣，并保障大排量的甲醇注入，甲醇注入需在海底管道出口化驗含水率有大幅下降后方可停止，一般對于注入乙二醇的管道，當下游乙二醇體積分數高于50%時，海底管道發生水合物凍堵的可能性較小。該海底管道凍堵前兩天，下游化驗乙二醇體積分數分別為40.3%和39.2%，說明存在某種原因導致海底管道內積水增多。積水容易在海底管道立管段聚集，尤其是登陸端，容易存在大量積水，一旦積累到一定程度，乙二醇被稀釋，則會生成水合物。在解堵過程中平臺B海底管道登陸端收球筒指示器被冰塊頂跳也說明此情況。

（4）正常供氣。觀察進出口壓差變化，保證海底輸氣管道運行壓力必須在最低允許壓力值附近，不出現異常高壓，加大供氣量，同時終端逐步開始向下游供氣，直到海底管道壓力達到正常操作值為止。

該海底管道解堵后，其內仍有大量積水存在，發生再次堵塞的可能性非常大。因此在大量注入甲醇和乙二醇的同時，使海底管道在可以承受的最低壓力4 MPa下運行，避免發生再次凍堵。

4 結束語

該海底管道發生凍堵事件后，油田A采取了加密測量外輸天然氣水露點，持續監測排放至海底管道內的液烴含水量；優化天然氣脫水系統，提高工作效率；根據下游油田B、C的乙二醇濃度情況及時采取增加乙二醇注入量，并定期向海底管道內注入甲醇；加密海底管道的通球頻率等方法，降低了海底管道水合物生成的風險，解堵后的海底管道未再次發生凍堵。

基于此次海底輸氣管道水合物堵塞的處置實踐，對以后海底輸氣管道發生水合物凍堵事件時，提出了以下預防措施：第一，嚴格控制天然氣的含水量，通過脫水使天然氣露點低于介質最低溫度5～10℃；第二，提高輸送溫度，使氣體溫度高于露點；第三，添加水合物抑制劑。

[1]顧永軍.長輸天然氣管道水合物形成條件及防止措施[J].化工管理，2013（22）：39.

[2]稅碧垣.管道天然氣水合物的防治技術[J].油氣儲運，2000（5）：9-13.