天然氣海底管道水合物凍堵原因分析及解堵和預(yù)防方法

王偉銘，侯辰光，李 瑤，尹旭明，陸 寬

(1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司 天津 300459；2.海洋石工程股份有限公司 天津 300459)

0 引言

地下開采出的天然氣中存在著游離水或水蒸氣，當(dāng)達(dá)到一定的溫度和壓力條件時(shí)，天然氣外輸海管中就會(huì)產(chǎn)生天然氣水合物，不僅使管線有效截面積減小，而且增大壓降導(dǎo)致天然氣外輸效率降低，嚴(yán)重時(shí)完全堵塞管道，威脅到天然氣外輸運(yùn)行安全。為保證天然氣輸送安全穩(wěn)定，需要研究總結(jié)天然氣水合物生成機(jī)理和影響因素，采用多種手段在水合物生成之前進(jìn)行抑制，并且當(dāng)水合物生成并堵塞管道時(shí)，采用正確的方法緊急處理，及時(shí)解除堵塞，防止堵塞加重。

1 天然氣水合物簡(jiǎn)介

天然氣中的游離水或水蒸氣，在一定的溫度和壓力下形成液態(tài)水，液態(tài)水脫出后與天然氣中分子量較小的氣體組分結(jié)合后，就形成了天然氣水合物。

1.1 物理化學(xué)特性

天然氣水合物是白色結(jié)晶固體，外觀透明，類似松散的冰和致密的雪，其密度為0.88～0.90 g/cm3。天然氣各組分的水合物分子為 CH4·6H2O，C2H6· 8H2O，C3H8· 17H2O，CO2· 6H2O，H2S·6H2O 等。戊烷和己烷以上烴類一般不形成水合物。天然氣水合物生成過程如圖1[1]所示。

圖1 天然氣水合物生成示意圖Fig.1 Diagram of natural gas hydrate formation

1.2 形成機(jī)理及影響因素

天然氣水合物形成的必要條件有2 個(gè)：天然氣中存在游離水或水蒸氣；天然氣滿足較低的溫度或者較高的壓力。由于天然氣在一定的壓力下，氣體組分、密度確定，那么水合物形成的溫度就可以確定下來。當(dāng)天然氣的游離水溫度低于這個(gè)溫度就會(huì)與天然氣結(jié)合進(jìn)而產(chǎn)生水合物，而高于這個(gè)溫度時(shí)就不能生成水合物或者水合物會(huì)解體，這個(gè)臨界溫度點(diǎn)是判斷天然氣水合物生成的重要依據(jù)。

由于壓力和溫度是影響水合物生成的2 個(gè)關(guān)鍵因素，天然氣處理和外輸流程在設(shè)計(jì)階段必然會(huì)充分考慮到操作壓力和操作溫度導(dǎo)致水合物生成的可能性，但是如果為了減少水合物而降低天然氣壓力，很可能無法滿足長(zhǎng)距離管線外輸需要，盲目升高溫度更是會(huì)影響到天然氣處理流程脫烴的效果，導(dǎo)致天然氣內(nèi)重組分過多。

除此之外，還有幾點(diǎn)誘導(dǎo)因素能夠改變水合物的生成，其中包括：①酸性氣體，CO2、H2S 存在；②天然氣流向突變或流道直徑突變；③外輸天然氣的流量。天然氣輸送量對(duì)水合物生成存在重要影響，并且不是簡(jiǎn)單的正反比關(guān)系，當(dāng)天然氣流量較小時(shí)，隨著天然氣流量的增加，水合物生成量逐漸增加，但是當(dāng)流量達(dá)到一定值時(shí)，隨著流量的增加水合物的生成反而開始下降。

2 水合物凍堵解堵方法

2.1 升溫法

由圖2[2]可知，在同等條件下提高天然氣的溫度時(shí)，一旦天然氣溫度大于水合物生成溫度，已生成水合物會(huì)逐漸解體。

圖2 天然氣水合物壓力-溫度曲線Fig.2 Pressure-temperature curve of natural gas hydrate

海上油田天然氣流程中臨時(shí)加熱設(shè)備一般為大功率電伴熱帶，安裝位置選擇在過濾分離器或調(diào)節(jié)閥等節(jié)流嚴(yán)重的位置上游，可在一定程度上緩解冰堵問題[3]。

2.2 降壓法

降壓法包括2 種措施，降低系統(tǒng)壓力和降低前后壓差，具體需要根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際工況選擇。

降低系統(tǒng)壓力適用于天然氣長(zhǎng)輸管線內(nèi)發(fā)生水合物凍堵的情況，依靠降低系統(tǒng)壓力使曲線下移從而降低水合物生成溫度，可以有效地抑制水合物的繼續(xù)生成，逐漸消除水合物凍堵。

降低壓差適用于調(diào)節(jié)閥、節(jié)流閥等氣體節(jié)流處發(fā)生水合物凍堵的情況，平衡凍堵處前后壓差的目的是降低天然氣節(jié)流程度，減少因節(jié)流壓降導(dǎo)致的降溫現(xiàn)象，能有效緩解并解除節(jié)流處的凍堵。

2.3 清管通球作業(yè)

一般在水合物凍堵基本解除，保證水合物不再生成的溫度、壓力條件下進(jìn)行清管球通球作業(yè)，可以有效排出天然氣管道內(nèi)積液和水合物，為后續(xù)恢復(fù)輸氣打下基礎(chǔ)。

3 水合物生成預(yù)防方法

3.1 降低天然氣含水量

如果能夠有效降低天然氣內(nèi)游離水和水蒸氣的含量，便可達(dá)到預(yù)防水合物生成的效果。目前國(guó)內(nèi)天然氣脫水應(yīng)用較多的是三甘醇脫水法，部分油田設(shè)置有超音速脫水裝置，相比傳統(tǒng)脫水工藝具有諸多優(yōu)點(diǎn)，如體積小、能耗少、運(yùn)行費(fèi)用低、操作維護(hù)簡(jiǎn)單方便、環(huán)境污染小，并且具備處理高含H2S、CO2等高酸性氣體的能力。

3.2 降低天然氣相對(duì)密度

根據(jù)圖2 的曲線可知，天然氣其他參數(shù)一定時(shí)，密度越低即重組分烴含量越低，水合物生成的溫度越高即越不容易生成水合物。因此，天然氣處理流程能夠有效地脫出凝析油，降低天然氣相對(duì)密度，同時(shí)對(duì)水合物生成有較好的抑制作用。

3.3 添加抑制劑

油氣處理作業(yè)中，向天然氣內(nèi)注入抑制劑是使用最廣泛的方法，常用的水合物抑制劑包括醇類和電解質(zhì)。常用的熱力學(xué)抑制劑有甲醇和乙二醇，因動(dòng)力學(xué)抑制劑存在一定的風(fēng)險(xiǎn)，目前水合物動(dòng)力學(xué)抑制劑在國(guó)內(nèi)油氣田中還沒有得到大規(guī)模應(yīng)用[2,4]。

4 水合物凍堵解堵實(shí)踐

如圖3 所示，渤海A 油田開采出的天然氣經(jīng)兩級(jí)脫水后利用天然氣壓縮機(jī)增壓至5.6 MPa，通過全長(zhǎng)21.7 km 的海底管道外輸至下游B 油田，到達(dá)B油田天然氣收球筒后，經(jīng)過壓力調(diào)節(jié)閥門和天然氣加熱器進(jìn)入B 油田處理流程。

圖3 A油田和B油田天然氣集輸流程簡(jiǎn)圖Fig.3 Flow diagram of natural gas gathering and transportation in oilfields A and B

A 油田設(shè)置有甲醇注入泵，注入點(diǎn)位于天然氣外輸海管前。A 油田外輸天然氣組分如表1 所示，外輸天然氣相對(duì)密度為0.777 2，相對(duì)分子量為22.511 3。

表1 A油田天然氣外輸氣體組分分析數(shù)據(jù)Tab.1 Component analysis data of natural gas transported from oilfield A

4.1 天然氣海管凍堵發(fā)現(xiàn)過程

第一階段：A 油田天然氣外輸海管入口壓力從5 520 kPa 開始緩慢上漲，B 油田海管壓力也同步上漲，當(dāng)A 油田海管壓力上漲至設(shè)定值(5 560 kPa)時(shí)，天然氣外輸儲(chǔ)罐開始自動(dòng)放空。

第二階段：B 油田海管入口壓力與段塞流捕集器壓差由50 kPa 逐步上漲至400 kPa 左右。外輸量減少，海管壓差變化不明顯。后確認(rèn)B 油田海管出口和天然氣加熱器入口之間的壓力調(diào)節(jié)閥位置發(fā)生凍堵。利用大功率電伴熱帶進(jìn)行局部加熱后效果不佳，此調(diào)節(jié)閥又反復(fù)出現(xiàn)凍堵。通過此現(xiàn)象判斷有可能為海管中的水合物被攜帶至調(diào)節(jié)閥處發(fā)生的凍堵。

至此判斷天然氣海管中存在水合物，海管開始出現(xiàn)凍堵跡象。

4.2 水合物凍堵原因分析

①A 油田前3 周進(jìn)行了油井產(chǎn)量調(diào)整，導(dǎo)致外輸氣量由46×104m3/d 逐漸下降至37×104m3/d，天然氣攜液能力下降，海管積液增加。

②A 油田凝析油外輸泵故障維修，凝析油外輸流程頻繁啟停導(dǎo)致天然氣外輸海管壓力波動(dòng)頻繁。

③A 油田甲醇注入量為550 L/d，隨著環(huán)境溫度的下降，甲醇注入量未及時(shí)提高至推薦值650 L/d。

④根據(jù)油田天然氣組分可以繪出圖4 水合物壓力溫度曲線，管道入口壓力5 500 kPa，天然氣水合物的產(chǎn)生溫度為13.5 ℃，而入口天然氣溫度為42 ℃，不會(huì)產(chǎn)生水合物。由曲線可知管道出口壓力5 000 kPa，水合物生成溫度為12.5 ℃，當(dāng)日環(huán)境溫度大幅下降，海管出口溫度由13 ℃下降至10 ℃，天然氣溫度小于水合物生成溫度，故存在產(chǎn)生水合物的可能。

圖4 天然氣水合物壓力-溫度曲線圖Fig.4 Pressure-temperature curve of natural gas hydrate

海管凍堵原因總結(jié)：A 油田天然氣外輸流量下降，天然氣攜液能力下降，海管積液增加，海管壓力頻繁波動(dòng)且抑制劑甲醇注入量不足，加上環(huán)境溫度過低導(dǎo)致天然氣出口段溫度低于水合物生成溫度，最終在海管積液中產(chǎn)生水合物導(dǎo)致了海管凍堵。

4.3 天然氣海管解堵過程

4.3.1 降壓輸氣

A 油田停止凝析油外輸系統(tǒng)、甲醇注入量上調(diào)至900 L/d、減少10%輸氣量、同時(shí)降低海管兩端壓力1 000 kPa，在線進(jìn)行海管中水合物降解工作。

現(xiàn)場(chǎng)操作大功率電伴熱帶對(duì)調(diào)節(jié)閥凍堵處進(jìn)行解堵，調(diào)節(jié)閥處水合物排除后，通過收球筒緩沖海管內(nèi)水合物，減少下游調(diào)節(jié)閥堵塞頻次，并定期通過球筒向閉排進(jìn)行排放，確認(rèn)筒內(nèi)物質(zhì)。

4.3.2 兩端泄壓

鑒于B 平臺(tái)調(diào)節(jié)閥處反復(fù)出現(xiàn)凍堵，降壓輸氣效果不佳，海管壓差沒有下降趨勢(shì)，為防止海管凍堵情況進(jìn)一步惡化，決定停止外輸氣，采取海管整體泄壓的方式進(jìn)行解堵。

天然氣海管兩端同時(shí)開始階梯式降壓，泄壓期間保持海管兩端壓差穩(wěn)定，同時(shí)保持不低于900 L/d 的甲醇注入量。A 油田和B 油田海管壓力同時(shí)泄放至200 kPa 左右時(shí)，為驗(yàn)證海管連通性，位于下游的B油田開始單側(cè)泄壓，最終海管上下游壓力均泄放至0 kPa。

4.3.3 低壓輸氣吹掃

B 平臺(tái)從收球筒中取出的水合物在環(huán)境溫度下的消除時(shí)間約為2 h。參考此時(shí)間，在海管降壓為常壓8 h 后，初步推斷海管中的水合物大部分已消融，開始低壓?jiǎn)?dòng)外輸氣，對(duì)海管的水合物解堵情況進(jìn)行驗(yàn)證和處理。

低壓外輸過程中分4 個(gè)階段逐步提高外輸氣量至10×104m3/d，在此期間密切關(guān)注海管壓差變化并保證足量的甲醇注入。

在階梯升壓的前3 個(gè)階段，下游開蓋檢查海管出液明顯。第4 階段，出液逐漸減少直至無液體，收球筒開蓋確認(rèn)未發(fā)現(xiàn)水合物，壓力調(diào)節(jié)閥也未發(fā)生凍堵。綜上情況判斷該條海管已無凍堵，具備清管通球條件。

4.3.4 低壓通球驗(yàn)證

低壓通球驗(yàn)證階段進(jìn)行2 次清管通球作業(yè)。為降低清管速度，控制海管來液激增對(duì)接收端產(chǎn)生的風(fēng)險(xiǎn)，A 油田將外輸氣量控制在2×104m3/d，同時(shí)提高海管壓力，通球過程中保持甲醇注入。第1 次通球海管出液量為6 m3，球體完好。第2 次通球海管出液量不足1 m3，球體完好。

至此天然氣外輸管道水合物凍堵解堵完成，A 油田逐步恢復(fù)正常外輸。

5 水合物解堵案例總結(jié)與建議

①海上油田通常在天然氣接收流程中設(shè)置壓力調(diào)節(jié)閥，以確保壓力和流量的穩(wěn)定，但調(diào)節(jié)閥處的節(jié)流效應(yīng)可能導(dǎo)致水合物的生成。如發(fā)現(xiàn)海管壓差增大，第一時(shí)間應(yīng)判斷是調(diào)節(jié)閥處水合物凍堵還是海管內(nèi)部水合物凍堵。調(diào)節(jié)閥處凍堵應(yīng)立即采用措施對(duì)閥體加熱使水合物消融，海管內(nèi)部?jī)龆聞t應(yīng)立即將調(diào)節(jié)閥流程旁通，采用降壓法進(jìn)行解堵。

②海底管道發(fā)生水合物凍堵后，甲醇、乙二醇等抑制劑應(yīng)在第一時(shí)間加大注入量，能夠有效緩解水合物凍堵情況。

③當(dāng)需要使用降壓法對(duì)天然氣水合物進(jìn)行解堵時(shí)，關(guān)鍵要點(diǎn)是保證凍堵處前端和后端同時(shí)降壓，在確保壓差不會(huì)進(jìn)一步增大的前提下降低系統(tǒng)壓力，能夠有效避免節(jié)流導(dǎo)致的新水合物產(chǎn)生。

④天然氣外輸海底管道在冬季運(yùn)行期間，應(yīng)該增加清管通球頻次，及時(shí)清除管道內(nèi)積液，一般海上油田冬季天然氣外輸管道通球頻次為1 次/2 周。同時(shí)建議甲醇等水合物抑制劑的注入量提高20%。

6 結(jié)語(yǔ)

隨著國(guó)內(nèi)天然氣需求的日益增加，天然氣安全穩(wěn)定輸送的重要性愈發(fā)明顯。在油田前期設(shè)計(jì)階段，要全面考慮水合物生成的可能性和措施，盡可能利用設(shè)計(jì)、改造等方法避免水合物的生成，并注入水合物化學(xué)抑制劑增加保險(xiǎn)，從根源上消除天然氣水合物的生成。在天然氣生產(chǎn)、運(yùn)輸過程中，最重要的是對(duì)流程中可能產(chǎn)生水合物的位置進(jìn)行密切監(jiān)控，一旦發(fā)現(xiàn)水合物出現(xiàn)的跡象，應(yīng)該立即采取措施，如升溫、降壓、注入藥劑等，在最短的時(shí)間內(nèi)解除管道內(nèi)水合物的堵塞，將天然氣水合物堵塞產(chǎn)生的不良影響降到最低，保障天然氣生產(chǎn)和外輸流程的安全穩(wěn)定運(yùn)行。