海底輸氣管線解堵作業引發的立管上竄及修復

李秀鋒，徐志輝，張 英

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

海底輸氣管線解堵作業引發的立管上竄及修復

李秀鋒，徐志輝，張 英

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

渤海某油田一條海底輸氣管線在下游平臺立管附近發生水化物凍堵。在平臺作業人員進行泄放和注入甲醇解堵作業的過程中，立管發生劇烈振動，并產生34 cm上竄位移，卡在懸掛法蘭上無法復位。使用解析方法對立管上竄的原因進行了分析，計算了解堵后立管上竄的力學作用，并使用專業有限元軟件對立管的受損狀況進行了評估。計算結果表明立管本身沒有塑性破壞，后續的檢查和修復結果都驗證了計算結果。基于上述研究結果，對立管的凍堵后解堵方法、立管復位修復方法和如何避免類似清管事故的發生給出了建議。

海底輸氣管線；水化物凍堵;解堵;立管修復

0 引 言

海底輸氣管線在含水量較高的低溫工況下可能發生水化物凍堵。田玉寶等[1-2]研究了陸地輸氣管線水化物凍堵的形成和解決措施；胡茂宏等[3]研究了深水氣田的水化物防止和補救措施。國內外對于水化物導致的海底管線解堵造成的事故鮮有研究，生產作業也以預防為主，解堵作業沒有明確的標準規范。本文對解堵作業造成的立管上竄的原因進行了分析，計算了解堵后立管上竄的力學作用，并對立管的受損狀況進行了評估。分析結果可用于指導海底輸氣管線清管作業，在發生水化物凍堵甚至發生立管上竄事故時還可作為制訂相應的解堵或立管修復方案的依據。

1 水化物凍堵造成立管上竄事故

1.1事故過程描述

渤海某油田有一條長約56km的輸氣管道將一個上游平臺的天然氣輸送到下游平臺。該海底管道傳輸的介質為脫水后的天然氣，部分時段可能存在脫水效果不好的情況,輸送壓力為5MPa。在某次冬季清管作業過程中，發現下游平臺排液量增加，而且下游壓力波動異常，最終上游壓力穩定在4.9MPa，下游壓力降低至3.9MPa且不再上升，確定為水化物凍堵。接著對下游泄壓至2.14MPa沒有解除凍堵。

平臺作業人員按照程序進行解堵作業，通過下游立管收球筒注入甲醇，注入量約為1m3，同時維持上下游壓差為2.9MPa。等待近26h后，下游壓力上升至3.3MPa，隨后壓力緩慢上升，然后在下游平臺立管處緩慢泄壓。

當下游平臺立管泄壓至1.4MPa時，立管發生劇烈振動上竄，并最終卡在懸掛法蘭上保持34cm上竄位移無法復位，配管部分管托移位，個別管托破壞，如圖1所示。立管頂部配管移位部分一直延伸到收球筒前，收球筒剛性固定在主結構上，沒有發現移位。整個立管沒有發現管道本身塑性變形和法蘭泄漏現象，內壓穩定在4.01MPa。

立管上竄發生之后，該平臺收球筒收到清管球并收到類似碎冰混合污泥的物質。放置在空氣中一段時間后，類似碎冰的物質消失了，判斷為水化物。清管球完整，并無破損。

1.2水化物的生成

在一定的溫度和壓力條件下，天然氣中的某些氣體組分能和液態水形成水化物。水化物形成的主要條件有：(1)氣體處于水汽的過飽和狀態或者有液態水存在；(2)有足夠高的壓力和足夠低的溫度。

即使具備上述條件，水化物有時還不能形成，還要求一些輔助條件，如壓力的波動、氣體因流向的突變產生的攪動、晶種的存在等[1]。

圖1 懸掛法蘭處立管上竄及配管管托移位Fig.1 Upward movement of the riser at the hanger flange and movement of the piping shoe

1.3水化物解堵方法

常用的水化物解堵方法有降壓解堵法、加熱解堵法和注入防凍劑解堵法。

降壓解堵法，即在已形成水化物的輸氣管段，利用放空管線將部分天然氣放空，降低輸氣管壓力，破壞水化物生成的相平衡條件。對于長距離海底管線，放空的時間和經濟代價都很大，本文案例涉及的海底管線完全放空需要一周時間，停產對下游供氣帶來的經濟損失也很大。

加熱解堵法，即在形成水化物的局部管段，利用熱源加熱凍堵段，使得水化物分解并被天然氣帶走，從而解除水化物在局部管段的堵塞。對于海底管線來說，除非可以明確凍堵段在水面以上，否則該方法難以實現。

注入防凍劑解堵法，即向輸氣管道內注入防凍劑(如甲醇等)，讓防凍劑大量吸水，降低水化物形成的平衡溫度，破壞水化物形成條件，使得生成的水化物分解，從而解除水化物堵塞。這種方法對于海底管線比較適用，從高處注入甲醇后容易流到凍堵位置[2-3]。

因此，本案例中的輸氣管線凍堵宜采用注入防凍劑解堵法進行解堵操作。但立管上竄事故恰恰在作業人員進行解堵操作時發生。下面對立管上竄的原因展開分析。

2 立管上竄事故的力學分析

甲醇、水化物溶解液和部分水化物組成的段塞流在前后約2.6MPa壓差的推動下加速向上運行。由于立管頂部彎頭為90°，當段塞流高速運行到立管彎頭時會產生較大的推力，這個推力在立管軸向和側向的分量相當，但立管的側向有一系列卡子支撐，不會有明顯變形。懸掛法蘭只能限制立管向下的位移，對立管軸向向上位移沒有約束，立管依靠自重和管道自身的彈性保持懸掛法蘭和基座的相對位置[4]。因此，在受到沖擊后立管會產生向上的位移。

要精確模擬立管上竄過程需要知道段塞流的位置及液相和固相的體積、密度、強度等，對立管系統進行動態時程模擬，但段塞流的精確信息無法獲得。假定沖擊力完全由液相提供，使用解析方法，也可以計算出純液相段塞流的沖擊力。雖然這種計算沒有考慮水化物固體的沖擊力，計算結果偏小，但根據下面的計算依然可以看出沖擊力驚人。

立管上竄的動力來源于注入的甲醇、水化物溶解液和部分水化物組成的段塞流在前后壓差的推動下高速運行對立管頂部彎頭的沖擊力，如圖2所示。

圖2 段塞流受力模型Fig.2 Mechanical model of the slug flow

為簡化計算，忽略固體水化物，根據甲醇的注入量假定液體體積為1m3，密度為790kg/m3。根據甲醇注入量和立管形狀特點可以推斷堵塞位置在立管底部。由于管道長度非常長，因此管道上游可以對段塞流提供一個恒定的2.6MPa的壓差，推動段塞流向下游運動。

段塞流受到的推力為

(1)

式中：p為段塞流受到的推力，其值為171.2kN；pi為段塞流前后壓差，2.6MPa；D為管道外徑，323.9mm；t為管道壁厚，14.3mm。

段塞流到達立管頂部時的速度v可根據能量守恒原理按照下式計算：

(2)

式中：L為段塞流平均運行距離，從立管底部到立管頂部的距離減去段塞流長度的1/2，為20m；m為段塞流質量，約為790kg；g為重力加速度。忽略摩擦阻力，經上式計算，段塞流可加速至90m/s。

根據流體力學動量守恒原理，忽略局部摩擦阻力，彎管受到的向上的沖擊力為[5]

Fy=-ρQv2,

(3)

式中：ρ為段塞流密度；Q為彎管出口流量，Q=Aiv，Ai為管道內截面積。

根據以上計算可知，平均沖擊力Fy可達447.8kN。而根據立管模型的有限元分析，將立管提升34cm的靜態力只需要124.7kN。因此立管在受沖擊振動上竄瞬間的位移量可能超出34cm，這一點也可以從懸掛法蘭和管托破壞的形式推斷出來。

3 立管及平臺配管部分受損評估

立管上竄發生后，急需對管道受損情況進行評估，以便進行修復作業。本文對受影響的整個立管系統，包括部分平管段、膨脹彎、立管和配管至收球筒部分管段，使用AUTOPIPE軟件進行模擬。

AUTOPIPE是針對管道設計開發的有限元分析軟件，可以方便地模擬管道以及法蘭、閥門等設備，對管道進行靜力和動力分析，獲得管道各節點的應力和變形。AUTOPIPE內建多種校核規范。

立管卡子使用GUIDE模擬，懸掛法蘭用line stop模擬。膨脹彎段的土壤彈簧系數參考軟件推薦公式確定[6]。膨脹彎段有混凝土壓塊覆蓋，等效成均布荷載施加于膨脹彎上。在收球筒位置和平管段遠離立管的端部進行固定約束。

為模擬立管的受損情況，模型中在立管懸掛法蘭處施加強制位移34cm，采用100年一遇的波浪、海流環境參數，并考慮立管正常操作工況下的溫度和壓力。

立管原設計遵循DNV-OS-F101(2005版)[7]，校核方法為服役極限狀態法，主要校核荷載控制下的局部屈曲極限狀態：

(4)

式中:γsc為安全等級抗力系數；γm為材料抗力系數；Md為設計彎矩，由功能荷載和環境荷載下產生的彎矩乘上相應的荷載系數得到；Sd為設計有效軸向力；Δpd為設計壓差；pb(t2)為爆破壓力；t2為扣除制造公差和腐蝕裕量后的壁厚。其他參數的意義如下：

(5)

Sp=fyπD-t2t2,

(6)

(7)

β=(0.4+qh)(60-D/t2)/45,

(8)

(9)

本次校核沿用原設計的原則，提取有限元軟件計算結果中的力和彎矩，再按照式(4)進行校核。校核結果如表1所示。結果顯示立管各部分均處在安全狀態，校核系數最大的位置位于收球筒錨固點。法蘭和螺栓經過校核也處于安全狀態。

立管上竄后部分膨脹彎處于懸空狀態。為滿足立管安全生產的需要，這部分膨脹彎需盡快恢復原狀。根據以上的計算結果，整個立管處于彈性變形階段，如果將阻礙立管恢復的管托切割，并把懸掛法蘭卡住的位置橫向移動復位，立管會自行恢復。后續的修復過程驗證了這一結論。立管自行恢復時需要控制回位的速度，防止迅速下降再次造成沖擊。

表1 立管校核結果

注：工況1、2、3分別為100年一遇波流工況、100年一遇冰荷載工況和200年一遇地震工況。

4 立管修復

基于以上計算和判斷，維修方制訂了如下維修方案。

(1)在立管頂部水平段上方和立管頂部彎頭處設置多道倒鏈，拉緊倒鏈，使管托不受力。

(2)在懸掛法蘭處設置框架和兩個千斤頂，調整懸掛法蘭位置，在懸掛法蘭下降時控制下降速度。

(3)使用立管頂部水平段上方設置的多道倒鏈對立管進行小幅提升，將不受力的管托切除。

(4)利用立管頂部彎頭處的倒鏈和懸掛法蘭處的千斤頂調整懸掛法蘭位置，解決錯邊卡住的問題，緩慢釋放千斤頂和倒鏈，使立管自行恢復原位。

為操作安全起見，維修作業前對整條海管進行泄壓操作，泄壓至常壓。

根據上述校核計算，懸掛法蘭處的支撐力為124.7kN。維修方按此數據選取吊裝設備和索具，成功對立管進行了少量提升，破損的管托被移除。懸掛法蘭處解決了懸掛法蘭卡住的問題，緩慢釋放立管后立管恢復原狀。修復后懸掛法蘭和移位的部分配管都恢復到原位。

由于立管上竄瞬間的位移量沒有記錄，立管受到的影響可能比計算出的值還大。對于立管水下的部分也進行了檢測，沒有發現損壞。維修方對立管上從絕緣法蘭至收球筒的所有法蘭螺栓進行了更換。

5 結 語

本文案例中冬季進行海管解堵作業造成立管上竄的主要原因是立管中段塞流和水化物的混合物在上下游壓差的推動下高速運動，從而對立管頂部彎頭處造成嚴重沖擊。幸運的是案例中立管在產生上竄位移的過程中沒有產生塑性變形，法蘭也沒有發生泄漏現象，主要有以下原因：

(1)頂部到收球筒錨固點之間的配管部分比較長，柔度比較大，完全吸收了沖擊位移，沒有造成破壞和泄漏。

(2)立管和法蘭的材質達標，強度和低溫韌性都滿足規范要求。

(3)立管本身的設計安全裕量比較大，在大位移情況下仍然完整。

然而立管頂部配管的設計并不是為了吸收立管上竄的位移。如果其他平臺有類似事故，很可能造成大量天然氣泄漏，進而導致起火爆炸，產生嚴重的生命和財產損失。為避免此類事故，保證安全生產，在類似渤海的冬季氣溫較低容易形成水化物凍堵的海域，對于輸氣管道清管作業有以下建議：

(1)合理安排清管作業時間，盡量避免在冬季進行清管作業，以防止產生水化物凍堵。

(2)如果必須在冬季開展清管作業，則應加大甲醇注入量，并適當降低輸送壓力。

(3)一旦凍堵行成，需盡量降低整管的輸送壓力，加注甲醇解堵。

(4)嚴格監控凍堵兩側壓差，將作業控制在安全范圍內，推薦壓差值不超過0.5MPa。

[1] 田玉寶,閻振奎. 輸氣管道水化物堵塞的預防和處理[J]. 油氣儲運,2001，20(5)：34.

[2] 丁乙，劉驍. 長輸天然氣管道冬季凍堵防治實例[J]. 油氣儲運,2012，31(4)：318.

[3] 胡茂宏，鞠朋朋，孫旭. 深水氣田水化物的防止和補救措施簡介[J]. 科協論壇,2011(9下)：117.

[4] 周曉紅,賈旭，徐陽，等.海洋石油工程——海底管道設計[M]. 北京：石油工業出版社,2007：169-171.

[5] 陳卓如，金朝銘，王洪杰，等. 工程流體力學[M]. 北京：高等教育出版社,2004：200-205.

[6] American Society of Civil Engineers. Guideline for design of buried steel pipeline[S].2001.

[7] Det Norske Veritas. DNV-OS-F1012000. Submarine pipeline system[S].2005.

UpwardMovementofRiserCausedbySubseaPipelineHydrateBlockageRemovingOperationandItsRecovery

LI Xiu-feng, XU Zhi-hui, ZHANG Ying

(OffshoreOilEngineeringCo.,Ltd.,Tianjin300451,China)

Hydrate blockage happened in a certain subsea pipeline in Bohai Bay, and the operators performed the removing operation according to the preset procedure, mainly by venting and methanol injection in downstream platform. At the moment of removing hydrate blockage, the riser of the downstream platform vibrated and moved upwards by 34 cm, and stuck on the hanger flange unrecoverably. For this case, force analysis is carried out for the riser upward movement by analytical method, and the riser damage is assessed using finite element analysis (FEA) software. The results show that the riser has no plastic damage, which is verified by the subsequent survey and recovery. Furthermore, advices are given on hydrate blockage removing and riser recovery operations under similar conditions.

subsea gas pipeline; hydrate blockage; blockage removing; riser recovery

TE54

A

2095-7297(2015)04-0240-04

2015-05-08

李秀鋒(1980—)，男，碩士，工程師，主要從事海底管道結構設計。