海底輸氣管線(xiàn)解堵作業(yè)引發(fā)的立管上竄及修復(fù)

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(xiàn)解堵作業(yè)引發(fā)的立管上竄及修復(fù)

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(xiàn)在下游平臺(tái)立管附近發(fā)生水化物凍堵。在平臺(tái)作業(yè)人員進(jìn)行泄放和注入甲醇解堵作業(yè)的過(guò)程中，立管發(fā)生劇烈振動(dòng)，并產(chǎn)生34 cm上竄位移，卡在懸掛法蘭上無(wú)法復(fù)位。使用解析方法對(duì)立管上竄的原因進(jìn)行了分析，計(jì)算了解堵后立管上竄的力學(xué)作用，并使用專(zhuān)業(yè)有限元軟件對(duì)立管的受損狀況進(jìn)行了評(píng)估。計(jì)算結(jié)果表明立管本身沒(méi)有塑性破壞，后續(xù)的檢查和修復(fù)結(jié)果都驗(yàn)證了計(jì)算結(jié)果?；谏鲜鲅芯拷Y(jié)果，對(duì)立管的凍堵后解堵方法、立管復(fù)位修復(fù)方法和如何避免類(lèi)似清管事故的發(fā)生給出了建議。

海底輸氣管線(xiàn)；水化物凍堵;解堵;立管修復(fù)

0 引 言

海底輸氣管線(xiàn)在含水量較高的低溫工況下可能發(fā)生水化物凍堵。田玉寶等[1-2]研究了陸地輸氣管線(xiàn)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(bǔ)救措施。國(guó)內(nèi)外對(duì)于水化物導(dǎo)致的海底管線(xiàn)解堵造成的事故鮮有研究，生產(chǎn)作業(yè)也以預(yù)防為主，解堵作業(yè)沒(méi)有明確的標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范。本文對(duì)解堵作業(yè)造成的立管上竄的原因進(jìn)行了分析，計(jì)算了解堵后立管上竄的力學(xué)作用，并對(duì)立管的受損狀況進(jìn)行了評(píng)估。分析結(jié)果可用于指導(dǎo)海底輸氣管線(xiàn)清管作業(yè)，在發(fā)生水化物凍堵甚至發(fā)生立管上竄事故時(shí)還可作為制訂相應(yīng)的解堵或立管修復(fù)方案的依據(jù)。

1 水化物凍堵造成立管上竄事故

1.1事故過(guò)程描述

渤海某油田有一條長(zhǎng)約56km的輸氣管道將一個(gè)上游平臺(tái)的天然氣輸送到下游平臺(tái)。該海底管道傳輸?shù)慕橘|(zhì)為脫水后的天然氣，部分時(shí)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(yè)過(guò)程中，發(fā)現(xiàn)下游平臺(tái)排液量增加，而且下游壓力波動(dòng)異常，最終上游壓力穩(wěn)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(duì)下游泄壓至2.14MPa沒(méi)有解除凍堵。

平臺(tái)作業(yè)人員按照程序進(jìn)行解堵作業(yè)，通過(guò)下游立管收球筒注入甲醇，注入量約為1m3，同時(shí)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(tái)立管處緩慢泄壓。

當(dāng)下游平臺(tái)立管泄壓至1.4MPa時(shí)，立管發(fā)生劇烈振動(dòng)上竄，并最終卡在懸掛法蘭上保持34cm上竄位移無(wú)法復(fù)位，配管部分管托移位，個(gè)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(jié)構(gòu)上，沒(méi)有發(fā)現(xiàn)移位。整個(gè)立管沒(méi)有發(fā)現(xiàn)管道本身塑性變形和法蘭泄漏現(xiàn)象，內(nèi)壓穩(wěn)定在4.01MPa。

立管上竄發(fā)生之后，該平臺(tái)收球筒收到清管球并收到類(lèi)似碎冰混合污泥的物質(zhì)。放置在空氣中一段時(shí)間后，類(lèi)似碎冰的物質(zhì)消失了，判斷為水化物。清管球完整，并無(wú)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(tài)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(guò)飽和狀態(tài)或者有液態(tài)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(shí)還不能形成，還要求一些輔助條件，如壓力的波動(dòng)、氣體因流向的突變產(chǎn)生的攪動(dòng)、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(xiàn)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(duì)于長(zhǎng)距離海底管線(xiàn)，放空的時(shí)間和經(jīng)濟(jì)代價(jià)都很大，本文案例涉及的海底管線(xiàn)完全放空需要一周時(shí)間，停產(chǎn)對(duì)下游供氣帶來(lái)的經(jīng)濟(jì)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(duì)于海底管線(xiàn)來(lái)說(shuō)，除非可以明確凍堵段在水面以上，否則該方法難以實(shí)現(xiàn)。

注入防凍劑解堵法，即向輸氣管道內(nèi)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(duì)于海底管線(xiàn)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(xiàn)凍堵宜采用注入防凍劑解堵法進(jìn)行解堵操作。但立管上竄事故恰恰在作業(yè)人員進(jìn)行解堵操作時(shí)發(fā)生。下面對(duì)立管上竄的原因展開(kāi)分析。

2 立管上竄事故的力學(xué)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(dòng)下加速向上運(yùn)行。由于立管頂部彎頭為90°，當(dāng)段塞流高速運(yùn)行到立管彎頭時(shí)會(huì)產(chǎn)生較大的推力，這個(gè)推力在立管軸向和側(cè)向的分量相當(dāng)，但立管的側(cè)向有一系列卡子支撐，不會(huì)有明顯變形。懸掛法蘭只能限制立管向下的位移，對(duì)立管軸向向上位移沒(méi)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(duì)位置[4]。因此，在受到?jīng)_擊后立管會(huì)產(chǎn)生向上的位移。

要精確模擬立管上竄過(guò)程需要知道段塞流的位置及液相和固相的體積、密度、強(qiáng)度等，對(duì)立管系統(tǒng)進(jìn)行動(dòng)態(tài)時(shí)程模擬，但段塞流的精確信息無(wú)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(jì)算出純液相段塞流的沖擊力。雖然這種計(jì)算沒(méi)有考慮水化物固體的沖擊力，計(jì)算結(jié)果偏小，但根據(jù)下面的計(jì)算依然可以看出沖擊力驚人。

立管上竄的動(dòng)力來(lái)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(dòng)下高速運(yùn)行對(duì)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(jiǎn)化計(jì)算，忽略固體水化物，根據(jù)甲醇的注入量假定液體體積為1m3，密度為790kg/m3。根據(jù)甲醇注入量和立管形狀特點(diǎn)可以推斷堵塞位置在立管底部。由于管道長(zhǎng)度非常長(zhǎng)，因此管道上游可以對(duì)段塞流提供一個(gè)恒定的2.6MPa的壓差，推動(dòng)段塞流向下游運(yùn)動(dòng)。

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(dá)立管頂部時(shí)的速度v可根據(jù)能量守恒原理按照下式計(jì)算：

(2)

式中：L為段塞流平均運(yùn)行距離，從立管底部到立管頂部的距離減去段塞流長(zhǎng)度的1/2，為20m；m為段塞流質(zhì)量，約為790kg；g為重力加速度。忽略摩擦阻力，經(jīng)上式計(jì)算，段塞流可加速至90m/s。

根據(jù)流體力學(xué)動(dòng)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(nèi)截面積。

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

3 立管及平臺(tái)配管部分受損評(píng)估

立管上竄發(fā)生后，急需對(duì)管道受損情況進(jìn)行評(píng)估，以便進(jìn)行修復(fù)作業(yè)。本文對(duì)受影響的整個(gè)立管系統(tǒng)，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(jìn)行模擬。

AUTOPIPE是針對(duì)管道設(shè)計(jì)開(kāi)發(fā)的有限元分析軟件，可以方便地模擬管道以及法蘭、閥門(mén)等設(shè)備，對(duì)管道進(jìn)行靜力和動(dòng)力分析，獲得管道各節(jié)點(diǎn)的應(yīng)力和變形。AUTOPIPE內(nèi)建多種校核規(guī)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(shù)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(yuǎn)離立管的端部進(jìn)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(qiáng)制位移34cm，采用100年一遇的波浪、海流環(huán)境參數(shù)，并考慮立管正常操作工況下的溫度和壓力。

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

(4)

式中:γsc為安全等級(jí)抗力系數(shù)；γm為材料抗力系數(shù)；Md為設(shè)計(jì)彎矩，由功能荷載和環(huán)境荷載下產(chǎn)生的彎矩乘上相應(yīng)的荷載系數(shù)得到；Sd為設(shè)計(jì)有效軸向力；Δpd為設(shè)計(jì)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(shù)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(shè)計(jì)的原則，提取有限元軟件計(jì)算結(jié)果中的力和彎矩，再按照式(4)進(jìn)行校核。校核結(jié)果如表1所示。結(jié)果顯示立管各部分均處在安全狀態(tài)，校核系數(shù)最大的位置位于收球筒錨固點(diǎn)。法蘭和螺栓經(jīng)過(guò)校核也處于安全狀態(tài)。

立管上竄后部分膨脹彎處于懸空狀態(tài)。為滿(mǎn)足立管安全生產(chǎn)的需要，這部分膨脹彎需盡快恢復(fù)原狀。根據(jù)以上的計(jì)算結(jié)果，整個(gè)立管處于彈性變形階段，如果將阻礙立管恢復(fù)的管托切割，并把懸掛法蘭卡住的位置橫向移動(dòng)復(fù)位，立管會(huì)自行恢復(fù)。后續(xù)的修復(fù)過(guò)程驗(yàn)證了這一結(jié)論。立管自行恢復(fù)時(shí)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(jié)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(fù)

基于以上計(jì)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(shè)置多道倒鏈，拉緊倒鏈，使管托不受力。

(2)在懸掛法蘭處設(shè)置框架和兩個(gè)千斤頂，調(diào)整懸掛法蘭位置，在懸掛法蘭下降時(shí)控制下降速度。

(3)使用立管頂部水平段上方設(shè)置的多道倒鏈對(duì)立管進(jìn)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(diào)整懸掛法蘭位置，解決錯(cuò)邊卡住的問(wèn)題，緩慢釋放千斤頂和倒鏈，使立管自行恢復(fù)原位。

為操作安全起見(jiàn)，維修作業(yè)前對(duì)整條海管進(jìn)行泄壓操作，泄壓至常壓。

根據(jù)上述校核計(jì)算，懸掛法蘭處的支撐力為124.7kN。維修方按此數(shù)據(jù)選取吊裝設(shè)備和索具，成功對(duì)立管進(jìn)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(wèn)題，緩慢釋放立管后立管恢復(fù)原狀。修復(fù)后懸掛法蘭和移位的部分配管都恢復(fù)到原位。

由于立管上竄瞬間的位移量沒(méi)有記錄，立管受到的影響可能比計(jì)算出的值還大。對(duì)于立管水下的部分也進(jìn)行了檢測(cè)，沒(méi)有發(fā)現(xiàn)損壞。維修方對(duì)立管上從絕緣法蘭至收球筒的所有法蘭螺栓進(jìn)行了更換。

5 結(jié) 語(yǔ)

本文案例中冬季進(jìn)行海管解堵作業(yè)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(dòng)下高速運(yùn)動(dòng)，從而對(duì)立管頂部彎頭處造成嚴(yán)重沖擊。幸運(yùn)的是案例中立管在產(chǎn)生上竄位移的過(guò)程中沒(méi)有產(chǎn)生塑性變形，法蘭也沒(méi)有發(fā)生泄漏現(xiàn)象，主要有以下原因：

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

(2)立管和法蘭的材質(zhì)達(dá)標(biāo)，強(qiáng)度和低溫韌性都滿(mǎn)足規(guī)范要求。

(3)立管本身的設(shè)計(jì)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(shè)計(jì)并不是為了吸收立管上竄的位移。如果其他平臺(tái)有類(lèi)似事故，很可能造成大量天然氣泄漏，進(jìn)而導(dǎo)致起火爆炸，產(chǎn)生嚴(yán)重的生命和財(cái)產(chǎn)損失。為避免此類(lèi)事故，保證安全生產(chǎn)，在類(lèi)似渤海的冬季氣溫較低容易形成水化物凍堵的海域，對(duì)于輸氣管道清管作業(yè)有以下建議：

(1)合理安排清管作業(yè)時(shí)間，盡量避免在冬季進(jìn)行清管作業(yè)，以防止產(chǎn)生水化物凍堵。

(2)如果必須在冬季開(kāi)展清管作業(yè)，則應(yīng)加大甲醇注入量，并適當(dāng)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(yán)格監(jiān)控凍堵兩側(cè)壓差，將作業(yè)控制在安全范圍內(nèi)，推薦壓差值不超過(guò)0.5MPa。

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

[2] 丁乙，劉驍. 長(zhǎng)輸天然氣管道冬季凍堵防治實(shí)例[J]. 油氣儲(chǔ)運(yùn),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(bǔ)救措施簡(jiǎn)介[J]. 科協(xié)論壇,2011(9下)：117.

[4] 周曉紅,賈旭，徐陽(yáng)，等.海洋石油工程——海底管道設(shè)計(jì)[M]. 北京：石油工業(yè)出版社,2007：169-171.

[5] 陳卓如，金朝銘，王洪杰，等. 工程流體力學(xué)[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(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。