湿天然气管道紧急停输放空速率研究

苗　建　王　凯　刘政洪　付　峻

1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司,　广东　深圳　518067；2.中海油研究总院,　北京　100028



湿天然气管道紧急停输放空速率研究

苗建1王凯2刘政洪1付峻1

1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳518067；2.中海油研究总院,北京100028

湿天然气管道；紧急停输；水合物；放空速率

0　前言

流花19-5气田(以下简称气田)位于南海珠江口盆地,平均水深约185 m,2013年12月底投产,高峰日产气82×104m3,并伴有一定量的凝析油和生产水。气田最高井口压力19 MPa,最低环境温度14.4 ℃,处于水合物生成区域。水下回接管道如采用单层管输送,则有水合物生成。由于依托的番禺30-1平台(以下简称平台)不具备安装乙二醇再生装置的空间,并考虑大量甲醇注入涉及到经济、环保、安全等问题,故采用双层保温管方案(预留的平台立管未保温)。尽管如此,管道在某些特殊工况下,尤其是发生紧急停输时,如果操作不当存在水合物生成风险,引发“冰堵”事故,给气田的安全经济运行造成十分不利的影响[1-5]。根据管道运行参数以及水合物生成的条件,通过预测或监测管道内水合物生成情况,在管道产生“冰堵”时,放空可作为一种有效的水合物抑制、解堵措施[6-14]。鉴于此,气田应充分利用泄压放空系统[15-18],实现对水合物风险的有效控制。

本文针对流花19-5海底管道,停输时间不超过12 h的紧急停输工况,利用PVTsim 8.0和OLGA 7.2商用软件,研究了不同放空速率时,管道在停输过程中沿线温度、压力的变化特征,以及对应的水合物生成风险,推荐了最佳放空速率及其匹配的放空阀开度,为现场放空速率的控制提供理论依据。

1　气田生产流程

1.1气田水下处理工艺

该气田采用水下生产系统,依托平台进行开发。气田2口水下井口采气树(A 1 H、A 2 H),生产的湿天然气经气嘴节流后,通过跨接管(JUMPER)分别连接到水下管汇(PLEM),再进入到DN 300、11.7 km双层保温海管,输送至已建的中心平台,与平台生产的流体共同进入相应的工艺流程进行处理。气田水下总体流程示意图见图1,气田水下工艺流程见图2。

图1　气田水下总体流程示意图

1.2气田水上处理工艺

平台上各生产井生产的流体经气嘴节流后汇合,经生产管汇进入生产分离器进行油、气、水三相分离。生产分离器分离出的天然气,经冷却器冷却至40 ℃后,与段塞流捕集器分离出的气体混合,然后进入三甘醇脱水系统进行脱水处理；生产分离器和段塞流捕集器分离出的凝析油分别进入对应的凝析油处理系统中进行脱水处理。生产分离器和段塞流捕集器分离出的生产水汇合后,进入水力旋流器处理达标后排入大海。

经三甘醇脱水系统处理的合格干气与经凝析油聚结分离器脱水合格后的凝析油混合,通过365 km海底管线输至陆地天然气终端处理厂作进一步处理。气田水上工艺流程图见图3。

1.3火炬放空系统

平台火炬放空系统主要包括高压火炬分液罐、高/低压火炬头、点火盘和回收泵。作为平台的生产安全泄压系统,来自生产处理系统、燃料气系统和闭式排放罐的气体各自进入高/低压火炬头燃烧排放,高压气体分液罐分出的液体由回收泵打回生产分离器入口作进一步处理。气体放空速率由放空调节阀控制。

图2　气田水下工艺流程

图3　气田水上工艺流程图

2　基础数据

2.1流体性质

2.1.1天然气性质

表1平台段塞流捕集器出口气体组分取样分析结果

A01HA02H组分体积含量/(%)组分体积含量/(%)CO25.57CO23.93N20.35N20.36C186.98C187.77C24.47C24.79C31.66C31.88iC40.34iC40.39nC40.36nC40.44iC50.12iC50.17nC50.08nC50.12C6+0.07C6+0.15 注:C6+的平均摩尔质量为120,相对密度0.75。

2.1.2凝析油性质

该气田的凝析油含量较低,为41.0～39.6 g/m3。取样分析表明,地面凝析油密度0.775 2～0.764 1 g/cm3,黏度0.715～0.773 mPa·s,凝固点<-27 ℃。

2.1.3地层水性质

该气田总水矿化度2 620～2 690 mg/L,密度1.005 7～1.005 9 g/cm3,按照苏林分类为氯化钙型水。生产分离器的水样总矿化度低,各种离子含量少,可以判断为凝析水。

2.2管道数据

管道相关数据见表2,管道路由见图4。

表2管道数据表

参数数值外管外径/mm457.0内管外径/mm342.9保温层厚度/mm35保温层密度/(kg·m-3)50±10防腐层厚度/mm3防腐层密度/(kg·m-3)940内腐蚀余量/mm6设计压力/MPa24.61设计温度/℃92介质密度/(kg·m-3)181.8安装温度/℃14.4 注:管道保温层材料采用聚氨酯泡沫,防腐层材料采用3层PE。

图4　海管路由

2.3环境数据

气田海域泥温统计数据见表3。选取14.4 ℃作为环境温度。

表3气田海域泥温统计数据

海底层次/m最大/℃最小/℃平均/℃016.514.415.4-116.714.715.7-217.015.016.0-317.315.816.5

2.4运行工况

管道停输前主要运行数据见表4。

表4管道停输前主要运行数据

参数数值气量/(m3·d-1)412000凝析油/(m3·d-1)29水/(m3·d-1)6.3入口压力/MPa10.3入口温度/℃60出口压力/MPa10.0出口温度/℃23.5凝析油/m320水/m36

3　模拟研究

3.1停输分析

图5给出了不同停输时刻管道沿线温度分布的变化曲线。由图5可见,在停输开始时刻,海底管道沿线温度缓慢下降,末端立管由于未加保温层,温度下降较快；随着停输时间的延长,管道沿线温度整体下降,但在海底管道和立管交汇处出现小幅“隆起”,其原因是海底管道沿途地形呈下倾分布(参见图4),停输后管道积液在重力作用下不断向平台端聚集,不同时刻管道沿线持液率分布见图6,由于凝析油和水的容积比热远大于天然气,故比前段海底管道和后段立管中气体冷却得慢,出现了温度峰值,且停输时间越长,液体聚集越彻底,温降差别越大,“隆起”越明显；需要特别指出的是,在停输各时刻,管道出口温度均是沿线温度的最低值,而管道压力在停输后很快达到平衡,沿线差别不大,因此,管道出口位置是水合物生成风险的最高点,出口压力、温度可作为放空速率大小控制的判别依据。

图5　不同停输时刻管道沿线温度分布

图6　不同停输时刻管道沿线持液率分布

图7给出了停输开始及1 h后管道沿线温度压力曲线及水合物生成曲线。结果显示,停输刚开始(等同于“正常输送”)时,温度压力曲线处于水合物生成区域之外,且距水合物曲线尚有一段距离,此时管道没有水合物生成风险；停输1 h后,温度压力曲线向左移动,接近水合物曲线边缘,此时若继续停输,且不采取任何措施,管道将有水合物生成风险。因此,如果紧急停输持续时间在1 h内,管道可不放空,否则应立即启动放空程序或其他水合物防止措施。

3.2放空速率分析

a) 停输开始

b) 停输1 h图7　不同时刻管道沿线温度压力曲线及水合物生成曲线

图8　不同放空速率条件下管道出口温度随时间的变化

图8给出了0～5 000 m3/h放空速率条件下,管道出口温度随时间的变化曲线。由图8可见,管道放空时,可将管道前段温度相对较高的气体(见图5)送至管道后段,延缓温度的下降,故管道出口温度均比不放空时要高,该模拟特征同现场运行经验一致。当放空速率为1 000 m3/h时,泄压较慢,管道前段气体到达后段的量较少,故在前8 h相比较3 000～5 000 m3/h的高放空速率,温度下降得更快而同时因管道前段“流失”的气体较少,温度在8 h后反而超过高放空速率的温度。当放空速率为3 000～5 000 m3/h时,随放空速率的变化管道出口温度差异并不明显。当放空速率为2 000 m3/h时,与1 000 m3/h的低放空速率相比,出口温度在前9 h明显较高,9 h后两者接近；与3 000～5 000 m3/h的高放空速率相比,出口温度在前6 h稍低,但在6 h后发生明显逆转,故在整体上高于高放空速率温度。因此,从延缓温度降低的角度,在停输12 h内,放空速率控制在2 000 m3/h附近能取得相对较好的效果。

不难理解,在管道泄压放空过程中,压力和温度同时下降,两者共同作用是否会产生水合物。显然,放空速率不同,温度和压力的下降速度也不同。图9给出了在不同放空速率条件下,典型时刻管道沿线温度压力曲线及水合物生成曲线。由图9可见,当放空速率为1 000 m3/h时,温度压力曲线与水合物生成曲线相交,表明放空速率过小,压力降低效应不够补偿温度降低效应,会生成水合物；当放空速率为3 000～5 000 m3/h时,温度压力曲线距水合物生成曲线外侧一定距离,表明放空速率偏快,压力降低效应除抵消温度下降效应之外,还有一定的富余,此范围内的放空速率虽能抑制水合物产生,但放气量较多,造成天然气的浪费,放空速率越大,浪费的天然气越多；当放空速率维持在2 000 m3/h时,温度压力曲线分布于水合物生成曲线外侧附近,表明放空速率适中,压力降低效应与温度降低效应大致相当,在确保不会生成水合物的前提下,放气量略有盈余,同时结合图8中2 000 m3/h放空速率体现出的温度优势,最佳放空速率宜选择2 000 m3/h。

a) 1 000 m3/h放空速率

b) 2 000 m3/h放空速率

c) 3 000 m3/h放空速率

d) 4 000 m3/h放空速率

e) 5 000 m3/h放空速率图9　不同放空速率条件下典型时刻管道沿线温度压力曲线及水合物生成曲线

3.3放空阀开度分析

在该气田的实际操作中,需要通过调整放空阀开度来控制放空速率及放空气量。当放空阀开度一定时,放空速率q(t)随时间不断衰减,如果保证在任意时刻t,通过放空阀的累积放气量QV与按恒定最佳放空速率q0折算的累积放气量Q0的差值f(t)不小于0,即

(1)

式中：f为气量差值,m3；t为时间,h；QV为t时间内实际放空气量,m3；Q0为t时间内理论放空气量,m3；q为实际放空速率,m3/h；q0为理论放空速率,m3/h。

f(t)≥0则能保证在放空过程中不产生水合物,f(t)越小,天然气的浪费也越少。需要指出的是,式(1)同样适用于放空阀开度调整的情形。

图10　不同放空阀开度对应的累积放气量

a) 放空阀开度5

b) 放空阀开度10图11　不同放空阀开度对应的典型时刻管道沿线温度压力曲线及水合物生成曲线

4　结论

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2015-11-09

中国海洋石油总公司京直地区青年创新课题“流花19-5气田水下回接管道水合物风险在线检测管理系统研制及实施”(JZTW 2015 KJ 14)

苗建(1983-)，男，江苏连云港人，工程师，硕士，现主要从事海上石油天然气开发工作。

10.3969/j.issn.1006-5539.2016.02.001