天然气海底管道水合物冻堵原因分析及解堵和预防方法

王伟铭，侯辰光，李 瑶，尹旭明，陆 宽

(1.中海石油(中国)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

地下开采出的天然气中存在着游离水或水蒸气，当达到一定的温度和压力条件时，天然气外输海管中就会产生天然气水合物，不仅使管线有效截面积减小，而且增大压降导致天然气外输效率降低，严重时完全堵塞管道，威胁到天然气外输运行安全。为保证天然气输送安全稳定，需要研究总结天然气水合物生成机理和影响因素，采用多种手段在水合物生成之前进行抑制，并且当水合物生成并堵塞管道时，采用正确的方法紧急处理，及时解除堵塞，防止堵塞加重。

1 天然气水合物简介

天然气中的游离水或水蒸气，在一定的温度和压力下形成液态水，液态水脱出后与天然气中分子量较小的气体组分结合后，就形成了天然气水合物。

1.1 物理化学特性

天然气水合物是白色结晶固体，外观透明，类似松散的冰和致密的雪，其密度为0.88～0.90 g/cm3。天然气各组分的水合物分子为 CH4·6H2O，C2H6· 8H2O，C3H8· 17H2O，CO2· 6H2O，H2S·6H2O 等。戊烷和己烷以上烃类一般不形成水合物。天然气水合物生成过程如图1[1]所示。

图1 天然气水合物生成示意图Fig.1 Diagram of natural gas hydrate formation

1.2 形成机理及影响因素

天然气水合物形成的必要条件有2 个：天然气中存在游离水或水蒸气；天然气满足较低的温度或者较高的压力。由于天然气在一定的压力下，气体组分、密度确定，那么水合物形成的温度就可以确定下来。当天然气的游离水温度低于这个温度就会与天然气结合进而产生水合物，而高于这个温度时就不能生成水合物或者水合物会解体，这个临界温度点是判断天然气水合物生成的重要依据。

由于压力和温度是影响水合物生成的2 个关键因素，天然气处理和外输流程在设计阶段必然会充分考虑到操作压力和操作温度导致水合物生成的可能性，但是如果为了减少水合物而降低天然气压力，很可能无法满足长距离管线外输需要，盲目升高温度更是会影响到天然气处理流程脱烃的效果，导致天然气内重组分过多。

除此之外，还有几点诱导因素能够改变水合物的生成，其中包括：①酸性气体，CO2、H2S 存在；②天然气流向突变或流道直径突变；③外输天然气的流量。天然气输送量对水合物生成存在重要影响，并且不是简单的正反比关系，当天然气流量较小时，随着天然气流量的增加，水合物生成量逐渐增加，但是当流量达到一定值时，随着流量的增加水合物的生成反而开始下降。

2 水合物冻堵解堵方法

2.1 升温法

由图2[2]可知，在同等条件下提高天然气的温度时，一旦天然气温度大于水合物生成温度，已生成水合物会逐渐解体。

图2 天然气水合物压力-温度曲线Fig.2 Pressure-temperature curve of natural gas hydrate

海上油田天然气流程中临时加热设备一般为大功率电伴热带，安装位置选择在过滤分离器或调节阀等节流严重的位置上游，可在一定程度上缓解冰堵问题[3]。

2.2 降压法

降压法包括2 种措施，降低系统压力和降低前后压差，具体需要根据现场实际工况选择。

降低系统压力适用于天然气长输管线内发生水合物冻堵的情况，依靠降低系统压力使曲线下移从而降低水合物生成温度，可以有效地抑制水合物的继续生成，逐渐消除水合物冻堵。

降低压差适用于调节阀、节流阀等气体节流处发生水合物冻堵的情况，平衡冻堵处前后压差的目的是降低天然气节流程度，减少因节流压降导致的降温现象，能有效缓解并解除节流处的冻堵。

2.3 清管通球作业

一般在水合物冻堵基本解除，保证水合物不再生成的温度、压力条件下进行清管球通球作业，可以有效排出天然气管道内积液和水合物，为后续恢复输气打下基础。

3 水合物生成预防方法

3.1 降低天然气含水量

如果能够有效降低天然气内游离水和水蒸气的含量，便可达到预防水合物生成的效果。目前国内天然气脱水应用较多的是三甘醇脱水法，部分油田设置有超音速脱水装置，相比传统脱水工艺具有诸多优点，如体积小、能耗少、运行费用低、操作维护简单方便、环境污染小，并且具备处理高含H2S、CO2等高酸性气体的能力。

3.2 降低天然气相对密度

根据图2 的曲线可知，天然气其他参数一定时，密度越低即重组分烃含量越低，水合物生成的温度越高即越不容易生成水合物。因此，天然气处理流程能够有效地脱出凝析油，降低天然气相对密度，同时对水合物生成有较好的抑制作用。

3.3 添加抑制剂

油气处理作业中，向天然气内注入抑制剂是使用最广泛的方法，常用的水合物抑制剂包括醇类和电解质。常用的热力学抑制剂有甲醇和乙二醇，因动力学抑制剂存在一定的风险，目前水合物动力学抑制剂在国内油气田中还没有得到大规模应用[2,4]。

4 水合物冻堵解堵实践

如图3 所示，渤海A 油田开采出的天然气经两级脱水后利用天然气压缩机增压至5.6 MPa，通过全长21.7 km 的海底管道外输至下游B 油田，到达B油田天然气收球筒后，经过压力调节阀门和天然气加热器进入B 油田处理流程。

图3 A油田和B油田天然气集输流程简图Fig.3 Flow diagram of natural gas gathering and transportation in oilfields A and B

A 油田设置有甲醇注入泵，注入点位于天然气外输海管前。A 油田外输天然气组分如表1 所示，外输天然气相对密度为0.777 2，相对分子量为22.511 3。

表1 A油田天然气外输气体组分分析数据Tab.1 Component analysis data of natural gas transported from oilfield A

4.1 天然气海管冻堵发现过程

第一阶段：A 油田天然气外输海管入口压力从5 520 kPa 开始缓慢上涨，B 油田海管压力也同步上涨，当A 油田海管压力上涨至设定值(5 560 kPa)时，天然气外输储罐开始自动放空。

第二阶段：B 油田海管入口压力与段塞流捕集器压差由50 kPa 逐步上涨至400 kPa 左右。外输量减少，海管压差变化不明显。后确认B 油田海管出口和天然气加热器入口之间的压力调节阀位置发生冻堵。利用大功率电伴热带进行局部加热后效果不佳，此调节阀又反复出现冻堵。通过此现象判断有可能为海管中的水合物被携带至调节阀处发生的冻堵。

至此判断天然气海管中存在水合物，海管开始出现冻堵迹象。

4.2 水合物冻堵原因分析

①A 油田前3 周进行了油井产量调整，导致外输气量由46×104m3/d 逐渐下降至37×104m3/d，天然气携液能力下降，海管积液增加。

②A 油田凝析油外输泵故障维修，凝析油外输流程频繁启停导致天然气外输海管压力波动频繁。

③A 油田甲醇注入量为550 L/d，随着环境温度的下降，甲醇注入量未及时提高至推荐值650 L/d。

④根据油田天然气组分可以绘出图4 水合物压力温度曲线，管道入口压力5 500 kPa，天然气水合物的产生温度为13.5 ℃，而入口天然气温度为42 ℃，不会产生水合物。由曲线可知管道出口压力5 000 kPa，水合物生成温度为12.5 ℃，当日环境温度大幅下降，海管出口温度由13 ℃下降至10 ℃，天然气温度小于水合物生成温度，故存在产生水合物的可能。

图4 天然气水合物压力-温度曲线图Fig.4 Pressure-temperature curve of natural gas hydrate

海管冻堵原因总结：A 油田天然气外输流量下降，天然气携液能力下降，海管积液增加，海管压力频繁波动且抑制剂甲醇注入量不足，加上环境温度过低导致天然气出口段温度低于水合物生成温度，最终在海管积液中产生水合物导致了海管冻堵。

4.3 天然气海管解堵过程

4.3.1 降压输气

A 油田停止凝析油外输系统、甲醇注入量上调至900 L/d、减少10%输气量、同时降低海管两端压力1 000 kPa，在线进行海管中水合物降解工作。

现场操作大功率电伴热带对调节阀冻堵处进行解堵，调节阀处水合物排除后，通过收球筒缓冲海管内水合物，减少下游调节阀堵塞频次，并定期通过球筒向闭排进行排放，确认筒内物质。

4.3.2 两端泄压

鉴于B 平台调节阀处反复出现冻堵，降压输气效果不佳，海管压差没有下降趋势，为防止海管冻堵情况进一步恶化，决定停止外输气，采取海管整体泄压的方式进行解堵。

天然气海管两端同时开始阶梯式降压，泄压期间保持海管两端压差稳定，同时保持不低于900 L/d 的甲醇注入量。A 油田和B 油田海管压力同时泄放至200 kPa 左右时，为验证海管连通性，位于下游的B油田开始单侧泄压，最终海管上下游压力均泄放至0 kPa。

4.3.3 低压输气吹扫

B 平台从收球筒中取出的水合物在环境温度下的消除时间约为2 h。参考此时间，在海管降压为常压8 h 后，初步推断海管中的水合物大部分已消融，开始低压启动外输气，对海管的水合物解堵情况进行验证和处理。

低压外输过程中分4 个阶段逐步提高外输气量至10×104m3/d，在此期间密切关注海管压差变化并保证足量的甲醇注入。

在阶梯升压的前3 个阶段，下游开盖检查海管出液明显。第4 阶段，出液逐渐减少直至无液体，收球筒开盖确认未发现水合物，压力调节阀也未发生冻堵。综上情况判断该条海管已无冻堵，具备清管通球条件。

4.3.4 低压通球验证

低压通球验证阶段进行2 次清管通球作业。为降低清管速度，控制海管来液激增对接收端产生的风险，A 油田将外输气量控制在2×104m3/d，同时提高海管压力，通球过程中保持甲醇注入。第1 次通球海管出液量为6 m3，球体完好。第2 次通球海管出液量不足1 m3，球体完好。

至此天然气外输管道水合物冻堵解堵完成，A 油田逐步恢复正常外输。

5 水合物解堵案例总结与建议

①海上油田通常在天然气接收流程中设置压力调节阀，以确保压力和流量的稳定，但调节阀处的节流效应可能导致水合物的生成。如发现海管压差增大，第一时间应判断是调节阀处水合物冻堵还是海管内部水合物冻堵。调节阀处冻堵应立即采用措施对阀体加热使水合物消融，海管内部冻堵则应立即将调节阀流程旁通，采用降压法进行解堵。

②海底管道发生水合物冻堵后，甲醇、乙二醇等抑制剂应在第一时间加大注入量，能够有效缓解水合物冻堵情况。

③当需要使用降压法对天然气水合物进行解堵时，关键要点是保证冻堵处前端和后端同时降压，在确保压差不会进一步增大的前提下降低系统压力，能够有效避免节流导致的新水合物产生。

④天然气外输海底管道在冬季运行期间，应该增加清管通球频次，及时清除管道内积液，一般海上油田冬季天然气外输管道通球频次为1 次/2 周。同时建议甲醇等水合物抑制剂的注入量提高20%。

6 结语

随着国内天然气需求的日益增加，天然气安全稳定输送的重要性愈发明显。在油田前期设计阶段，要全面考虑水合物生成的可能性和措施，尽可能利用设计、改造等方法避免水合物的生成，并注入水合物化学抑制剂增加保险，从根源上消除天然气水合物的生成。在天然气生产、运输过程中，最重要的是对流程中可能产生水合物的位置进行密切监控，一旦发现水合物出现的迹象，应该立即采取措施，如升温、降压、注入药剂等，在最短的时间内解除管道内水合物的堵塞，将天然气水合物堵塞产生的不良影响降到最低，保障天然气生产和外输流程的安全稳定运行。