海底输气管道水合物冻堵的处置与防控

刘 洋

中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452

天然气水合物是由天然气和水在高压、低温下形成的一种类冰结晶化合物。在输气管道内有可能形成天然气水合物，进而导致管道冻堵，影响海底天然气管道的输送安全。本文阐述了渤海某海底输气管道发生水合物冻堵的事件，给出了判断水合物堵塞的方法，提出了海底输气管道处理和防范天然气水合物堵塞的具体步骤和措施。

1 天然气水合物形成的主要影响因素

天然气水合物形成的原因较多，根据水合物形成的温度和压力的平衡曲线（见图1），可以发现天然气水合物的生成主要受压力和温度的影响。

（1）水合物生成区。图1曲线的左上方为水合物生成区，右下方为不生成水合物区。从图1中可以看出，随着压力的增大，水合物生成温度升高；但超过相点（气烃转化为液烃）后，受液烃的影响，水合物生成温度随压力的变化很小。由此可见，液烃对水合物的形成有抑制作用。因此，含液烃的两相流管道不像单相气体管道那样容易形成水合物。

图1 单气体组分水合物压力与温度平衡曲线

（2）水合物生成的临界温度（相点）。每种组分形成水合物的相特性各不相同，其临界温度（相点对应的温度）存在较大的差异，见表1。由于超过相点，水合物生成温度几乎不随压力而变化，故可近似认为临界温度即为水合物存在的最高温度，高于此温度，在任何压力下水合物都不能形成[1]。

表1 气体生成水合物的临界温度

（3）天然气中存在相当部分的游离水是天然气形成水合物的决定因素。由于高速流动、搅动、高压脉动等因素的影响，在管道弯头、孔板、粗糙的管壁等特定位置，天然气也易形成水合物[2]。

2 渤海某油田天然气管道的冻堵及解堵

2.1 海底管道运行参数

在渤海某油田群设计了一条海底天然气输送管道，海底管道起点为油田A，经过12.8 km后在油田B处登陆，汇合油田B天然气后，再经过28 km输送至气田C。海底管道尺寸为10in（1in=25.4 mm）。该海管除用来输送天然气外，还用作输送凝析油。海底管道入口处配备甲醇和乙二醇注入设备，乙二醇长期注入以确保海道不发生水合物冻堵。

油田A、B之间海底管道设计输量为53.7万m3/d，实际输量为52.9万m3/d；油田A海底管道入口处运行压力6.27 MPa，油田B海底管道登陆端压力6.15 MPa，气田C海底管道登陆端压力5.69 MPa。油田A海底管道入口处测试的天然气水露点为-0.27℃，气田C海底管道登陆端出口处测试天然气的温度为-14.2℃，海底管道入口处天然气温度为30.5℃、出口处天然气温度为11℃。海底管道内天然气组分如表2所示。

2.2 海底管道中天然气水合物形成条件和原因

根据表2的天然气组成，计算得到水合物形成的压力温度条件曲线如图2所示。根据该图可以得到在压力为5.69～6.27 MPa条件下，水合物形成的临界温度点为16.8～17.6℃。而该海底管道的最低运行温度为11℃，因此存在水合物冻堵的可能性。

该海底输气管道入口处测试天然气的水露点为-0.27℃，出口处测试天然气温度为-18.2℃，低于海底管道的最低运行温度，海底管道发生了冻堵，分析可能的原因如下：

表2 海底输气管道内天然气组分

图2 输气海底管道内水合物压力-温度平衡曲线

（1）海底管道的工作压力6.27 MPa和温度11℃达到了生成水合物的条件，如果海底管道内存在游离水则可能产生水合物。

（2）该海底管道发生冻堵的时间距上次通球时间为82 d，接近每季度通球一次的经验和规范要求。海底管道长期输送乙二醇，在油田B登陆立管处存在积液的可能性较大，但理论上积液应该主要是乙二醇，不应存在游离水。

（3）2017年3月，在采用三甘醇清洗的几天时间内，天然气未经过脱水，而直接送到终端海底管道并注甲醇。未经三甘醇脱水的天然气中含有的水蒸汽进入了海底管道，导致海底管道内游离水的增加。通过海底管道出口的乙二醇浓度，在清洗完成后就恢复至正常脱水天然气输送时的浓度，因而该原因不是存在游离水的主要原因。

（4）该海底管道作为凝析油转运的海底管道，可能存在液烃转运过程中的底水夹带情况。通过时间对比，发现海底管道冻堵前液烃系统出现过问题，油水分层液位计发生卡堵现象，据此推断液烃转运时夹带的底水可能是输气海底管道中游离水的来源。

2.3 海底输气管道冻堵情况及解堵过程

海底输气管道冻堵发生前管道压差波动值有所增加，油田A海底管道入口和油田B海底管道登陆端压差波动范围在0.1～0.4 MPa之间。海底管道水合物冻堵后经多次泄压后解堵，恢复正常运行。冻堵及解堵过程数据见图3。

图3 海底管道冻堵和解堵压力数据

（1）2017年5月3日19：42，发现该海底管道压差由平时的0.12 MPa左右上升到0.6 MPa，逐步提高甲醇注入量至160 L/h，但海底管道的冻堵现象并没有改善，20：30海底管道压差升至1.31 MPa。

（2）减少上游供气量，增加下游输气量，单方向放空，尝试疏通海底管道，21：00气田C海底管道等路段压力由5.69 MPa降至5.0 MPa，但油田海底管道入口压力并未下降，解堵失败。

（3）上下游同时进行放空尝试疏通海底管道。21：20下游压力维持在5 MPa左右，上游压力泄放至4.9 MPa，但恢复供气后，海底管道入口压力快速上涨至6.3 MPa，海底管道出口压力变化不明显，解堵失败或再次冻堵。

（4）继续对海底管道进行双向放空解堵，同时海底管道中间登陆平台B处利用收球筒流程进行放空。22：00，海底管道入口压力降至4 MPa，气田C压力降至3.8 MPa，海底管道中间登陆平台B收球筒处有冰块敲击海底管道声音并导致过球指示器起跳，海底管道入口压力下降，出口压力上升并趋近于同压，说明海底管道解堵成功。

（5）22：20上游开始给终端海底管道供气，海底管道进出口处压力缓慢上升，压差在0.15 MPa以下，在正常范围内。甲醇持续注入24 h停止，海底管道运行数据恢复正常。

3 输气海底管道水合物堵塞处置方法的分析总结

3.1 初期压差升高阶段

（1）加大甲醇注入量。如果天然气还能流动，应及时加大甲醇注入量。从该海底管道发现压差异常到明确发生冻堵，其间经历了较长时间。发现时间为2017年5月3日19：42，期间一直向海底管道内注入甲醇，且注入量逐步提高。20：30解堵失败，历时近一小时，但没有效果。

分析主要是以下两个原因：第一，甲醇注入海底管道后需要一段时间才能流动至中间登陆平台B位置，与冻堵点水合物进行接触。但发生冻堵时海底管道流速下降，携液能力降低，甲醇可能未到达12.8 km以外的冻堵点。第二，甲醇注入量是逐步提高到泵的最大排量的，提量过程时间较长，未达到甲醇解冻所需的浓度。由此两方面推断，虽然在数据计算中能够得出甲醇到达冻堵点的最小注入量，但实际上一般推荐采用设备最大注入能力注入以尽快降低冻堵风险。

（2）降压。在发生冻堵初期，应果断降低海底管道入口压力，不主张在下游单向降压。从该海底管道最终解堵的情况来看，两端降压起到了关键作用。因此，在冻堵初期，应当果断降压，同时大量注入甲醇解堵，避免降压不及时造成海底管道冻堵情况加剧；作业过程还表明，单向降压效果较差，多点快速降压效果较好。

3.2 完全冻堵阶段

（1）切断供气。迅速切断供气做泄压准备工作。

（2）降压。将进出口压力同时降低，观察进出口压力变化，判断海底管道是否解堵。如果不行，继续降低出口压力，观察入口压力，当入口压力明显下降时说明海底管道已经开始解堵。

（3）初始通气。海底管道开始解堵后，入口开始供气，并保障大排量的甲醇注入，甲醇注入需在海底管道出口化验含水率有大幅下降后方可停止，一般对于注入乙二醇的管道，当下游乙二醇体积分数高于50%时，海底管道发生水合物冻堵的可能性较小。该海底管道冻堵前两天，下游化验乙二醇体积分数分别为40.3%和39.2%，说明存在某种原因导致海底管道内积水增多。积水容易在海底管道立管段聚集，尤其是登陆端，容易存在大量积水，一旦积累到一定程度，乙二醇被稀释，则会生成水合物。在解堵过程中平台B海底管道登陆端收球筒指示器被冰块顶跳也说明此情况。

（4）正常供气。观察进出口压差变化，保证海底输气管道运行压力必须在最低允许压力值附近，不出现异常高压，加大供气量，同时终端逐步开始向下游供气，直到海底管道压力达到正常操作值为止。

该海底管道解堵后，其内仍有大量积水存在，发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时，使海底管道在可以承受的最低压力4 MPa下运行，避免发生再次冻堵。

4 结束语

该海底管道发生冻堵事件后，油田A采取了加密测量外输天然气水露点，持续监测排放至海底管道内的液烃含水量；优化天然气脱水系统，提高工作效率；根据下游油田B、C的乙二醇浓度情况及时采取增加乙二醇注入量，并定期向海底管道内注入甲醇；加密海底管道的通球频率等方法，降低了海底管道水合物生成的风险，解堵后的海底管道未再次发生冻堵。

基于此次海底输气管道水合物堵塞的处置实践，对以后海底输气管道发生水合物冻堵事件时，提出了以下预防措施：第一，严格控制天然气的含水量，通过脱水使天然气露点低于介质最低温度5～10℃；第二，提高输送温度，使气体温度高于露点；第三，添加水合物抑制剂。

[1]顾永军.长输天然气管道水合物形成条件及防止措施[J].化工管理，2013（22）：39.

[2]税碧垣.管道天然气水合物的防治技术[J].油气储运，2000（5）：9-13.