深水多相混输管输量调整对乙二醇管理影响

王 飞 王梓力 李文昭 王 凯

（1.中国海洋石油南海东部石油管理局，广东 深圳 518054；2.中国石油北京油气调控中心，北京 100007；3.深水油气管道关键技术与装备北京市重点实验室·北京石油化工学院，北京 102617）

0 引言

深水气田开发是缓解目前我国天然气供应紧张的有效举措之一[1-3]。作为连接井口和平台处理设施的集输管道，对保障油气安全生产的重要性不言而喻。由于深水高压低温的作业环境和产出油气中带有一定量的冷凝水，若不采取适当的控制措施，在正常作业条件下管道极有可能生成水合物。深水气田集输管道因其距离长、落差大、油气水多相混输等特性，管输量改变会对管道积液量及抑制水合物生成的乙二醇用量产生影响[4]。对气液混输管道而言，管输量调整会打破管道的积液平衡，进而对平台上乙二醇贫富液的储存和处理能力提出较高的要求。因此加强乙二醇贫液加注及富液再生的管理对管道的安全平稳运行起着十分关键的作用。笔者拟就具有代表性的荔湾3-1气田为例分析管输量调整对乙二醇贫液加注及富液再生的影响。

1 OLGA模型分析

作为我国首个水深1500m的超深水气田，荔湾3-1气田在我国挺进深水、实施建设海洋强国战略等方面具有显著的技术先导和工程示范作用。针对深水气田管道可能遇到的管输量调整范围，利用OLGA6.2多相流动态模拟软件，对管输量动态调整引起的多相管流非平衡过程及乙二醇贫、富液在平台的储存和处理能力进行模拟研究，其相关共性研究方法和规律，可为今后提上开发议程的陵水17-2等深水气田的工程设计及优化运行提供理论指导和技术参考。

1.1 数学模型

OLGA软件是油气工业界广泛采用的多相管流动态模拟软件[5-6]。软件的数学模型采用改进的双流体模型，以相间质量传递进行关联的6个方程描述油、气、水三相在管道中的流动与传热过程，方程组求解时在欧拉法的基础上采用了拉格朗日前缘跟踪格式[7]。出于商业保密的原因，数学模型的封闭关系等详细信息及数值求解方法未对外公布。关键方程包括：

1）质量守恒方程。气相公式为：

壁面处液膜公式为：

液滴公式为：

2）动量守恒方程。气相或液滴公式为：

油相或水相公式为：

3）能量守恒方程。假设气液温度相同，且单元控制体内的温度相同，在此采用混合物能量守恒方程。公式为：

式中，下标g、l、d分别代表气相、壁面处液膜、液滴； t为时间，s；x为与管中心平行的坐标轴，m；β为各部分体积分数，且 βg＋ βl＋ βd＝1；A为管道过流面积，m2；ρ为密度，kg／m3；w为流速，m／s； ψg、ψI、ψe、ψd分别为两相间质量传递速率、界面传递速率、液滴夹带速率和沉积速率，kg／（m3·s）；p为压力，Pa；θ为管道倾角，（°）；λ为摩阻系数；Sg、Sl和Si分别为气体、液体和界面处的湿周，m；wa为相变部分流速，m／s；wr为相对速度，m／s；d为水力直径，m；m为质量，kg；g为重力加速度，m／s2；E为单位质量内能，J／kg；h为质量比焓，J／kg；h′为高程，m；Hs为质量源的焓，J；U为管壁传热量，J。

1.2 建模

荔湾3-1气田的水下井口所产油气汇集到相应的东部管汇、西部管汇和终端管汇后，通过两条长81.5km的22寸深水管线到浅水平台，浅水平台海域水深200m。在正常生产期间，控制水下系统管道产生水合物的措施是在井口和每1个油嘴的下游注入乙二醇，当其注入的质量相当于水质量的1.4倍时，才能保证系统在最大关井油管头压力和最低环境温度的情况下，系统温度高于水合物生成温度至少5℃。乙二醇通过1条6寸海下管线从浅水平台输至水下井口。来自于深水气田井口的气液混合物到达平台后进入段塞流捕集器进行气液分离。天然气经三甘醇接触塔脱水后进入压缩机进行增压外输，液体则进入凝析油分离器分离出凝析油和乙二醇富液，乙二醇富液进入乙二醇回收系统进行再生，然后通过乙二醇管道输送至水下井口循环利用。

针对荔湾3-1深水管道建立OLGA模型。气田所在海域冬季水表温度为21℃，水深1500m，海水温度取2.7℃；气体组分摩尔百分比为N20.33%、CO23.13%、H2O2.49%、CH482.20%、C2H65.24%、C3H81.97%、C4H100.90%、重烃3.74%；管道总长81.5km，立管高度45m，直径为0.56m，壁厚为25.4mm，钢管密度为7850kg／m3，导热系数为45 W／（m2·℃），比热容为460J／（kg·℃），出口压力取7.5MPa。

2 模拟结果分析

根据荔湾3-1气田的配产情况，投产后的前6年为稳产期，产量为1.03×107m3／d，投产后7～12年为减产期，产量由5.66×106m3／d逐渐衰减到2.83×106m3／d，故以1.03×107m3／d作为管道的“基准输量”，分别选取5.66×106m3／d和2.83×106m3／d作为“调整输量”。

2.1 稳态结果

气田深水管道在不同输量时的稳态结果见表1。由表1可见，当输气量为1.03×107m3／d时，管道积液量及相关流动参数保持恒定值，无明显段塞流发生；当输气量在5.66×106m3／d或更低时，管道沿线出现水力段塞流型，且足以引起管道背压、积液量、出口液相流量等参数的明显波动；尽管液相出口流量显著波动，但其峰值也未能超过基准输量对应的液相流量值。因此，如果浅水平台接收装置按不低于基准输量的处理负荷设计，管道即使在5.66×106m3／d的低输量条件下，稳定运行时也不会造成平台接收装置的处理困难，但在增输调整过程中，由于管道的积液量较多，气体流速增大会携带大量液体排出管道，则可能会造成平台接收装置的处理困难，故应提前对增输方案加以研判。由于水的密度比凝析油的密度大，在多相混输条件下气体携带水相更为困难，故管道中水相的积液量对气体输送量更为敏感。对比表1中不同输量对应的管道中油相和水相的积液量，不难发现输量变化对水相即乙二醇富液的影响更为显著，输量减少72%，油相时均积液量基本持平（相差约7%），而乙二醇富液积液量却提高了14.7倍，显然在输量调整过程中对乙二醇贫、富液之间的转化平衡产生了重要的影响。

表1 不同输量时的稳态结果表

2.2 输量动态调整结果

2.2.1 减输模拟

减输模拟的主要目的是确定管道积液量的增加速度，管道出口气液流量的波动，管道出口富乙二醇流量的波动，即确定没有富乙二醇返回平台的时间，达到新的平衡状态所需的时间。

1）输送量由1.03×107m3／d减至5.66×106m3／d。在减输33h后，总积液由原来的2110m3增至3412 m3，此阶段凝析油与水同时增长；随后积液增长速度放缓，在365h达到新的平衡值4144m3，此阶段凝析油呈减少趋势，而水继续增长。由于管道积水量不断增加，导致浅水平台在减输365h内未见水流出。据保守估计，在减输过程中，假设平台需要15.4d才能回收乙二醇富液，则需要乙二醇贫液的减输储备量为2057m3。

2）输送量由1.03×107m3／d减至2.83×106m3／d。在减输137h后，总积液由原来的2110m3增至6122 m3，此阶段凝析油与水同时增长；随后积液增长速度变缓，在2407h达到新的平衡值8709m3，此阶段凝析油呈减少趋势，而水继续增长。由于管道积水量不断增加，导致浅水平台在减输99d内未见水流出。据保守估计，在减输过程中，假设平台需要99d才能回收乙二醇富液，则需要乙二醇贫液的减输储备量为6611m3。因所需的乙二醇储备量较大，原则上不建议将输送量减至2.83×106m3／d，可采取循环注气以提高管道输送量的措施。

2.2.2 增输模拟

增输模拟的主要目的是确定包括凝析油和乙二醇富液到达平台的液涌、管道积液的排空速度、管道出口气液流量的波动、达到新的平衡状态所需的时间。增输模拟基于浅水平台分离器排空速度为200 m3／h，允许最大缓冲液量为100m3。乙二醇富液储罐容积分别按20m3／h、40m3／h、60m3／h常规处理能力进行预测。

1）输送量由5.66×106m3／d增至1.03×107m3／d。为避免平台发生液涌，该工况输量调整在24.7h内将输量由5.66×106m3／d分步提升至1.03×107m3／d，首先在15min内将输量由5.66×106m3／d逐渐增至7.08×106m3／d，并稳定12h；然后在15min内将输量由7.08×106m3／d逐渐增至8.5×106m3／d，再稳定12h；最后在10min内将输送量由8.5×106m3／d逐渐增至1.03×107m3／d。该工况增输会导致2055m3总积液量被顶出管道。由于输送量增大，部分积液被高速流体吹出管道的过程中形成了液塞，油相峰值为151m3／h，水相峰值为152m3／h左右，以20 m3／h的乙二醇富液处理能力计算，需要1123m3容量的乙二醇富液存储罐；以40m3／h的乙二醇富液处理能力计算，需要433m3容量的乙二醇储罐；以60m3／h的乙二醇富液处理能力计算，需要119m3容量的乙二醇储罐。当排液速度为175m3／h时，分离器所需的缓冲容量小于100m3；当排液速度为200 m3／h时，分离器所需的缓冲容量为29m3。

2）输送量由2.83×106m3／d增至1.03×107m3／d。为最大限度地避免平台发生液涌，该工况输量调整在49.2h内将输量由2.83×106m3／d分5步提升至1.03×107m3／d：首先在15min内将输量由2.83×106m3／d逐渐增至4.25×106m3／d，并稳定12h；然后在15min内将输量由4.25×106m3／d逐渐增至5.66×106m3／d，稳定12h；接着在15min内将输量由5.66×106m3／d逐渐增至7.08×106m3／d，稳定12h；再接着在15min内将输量由7.08×106m3／d逐渐增至8.5×106m3／d，仍稳定12h；最后在10min内将输量由8.5×106m3／d逐渐增至标准输量1.03×107m3／d。该工况增输会导致6601m3总积液量被顶出管道，其中水相急剧减少，油相略有上升趋势。由于输送量增大，部分积液被高速流体吹出管道的过程中形成了液塞，油相峰值为155m3／h，水相峰值为287 m3／h左右，以20m3／h的乙二醇富液处理能力计算，需要5687m3容量的乙二醇储罐；以40m3／h的乙二醇富液处理能力计算，需要4391m3容量的乙二醇储罐；以60m3／h的乙二醇富液处理能力计算，需要3255m3容量的乙二醇储罐。当排液速度为235 m3／h时，分离器所需的缓冲容量小于100m3；当排液速度为200m3／h时，分离器所需的缓冲容量为207m3；当排液速度为365m3／h时，分离器所需的缓冲容量为0。

3 结论

1）随着减输量增多，管道内积液增多，乙二醇富液随着减输量增多回收时间延长，需储备足够的乙二醇贫液供减输操作。当减输量为7.45×106m3／d时，平衡积液量达到8709m3，乙二醇富液需99d才能以相同乙二醇贫液注入量回收，保守估计需6611 m3乙二醇贫液储备供减输操作，原则上不建议将输量减至2.83×106m3／d。

2）随着输量调整幅度增大，为保证管道平稳安全运行，宜采取多阶段递阶式缓解液涌的调整策略，达到新平衡态所需时间延长。当增输量低于2.83×106m3／d时，可采取一次增输作业，当增输量高于2.83×106m3／d时，需以1.42×106m3／d为增输梯度，采取分步增输操作方式，当增输量为7.45×106m3／d时，增输操作全过程接近50h。

3）在增输过程中，大量积液被顶出管道，对平台液相分离能力提出了更高的要求，同时应增强乙二醇富液的储存和处理能力。随着增输量增多，将分离容器限制在100m3内对应的最低排空速度增大，对应的平台乙二醇富液的处理能力增大，增输量为7.45×106m3／d时最低排空速度达到235m3／h，60 m3／h的乙二醇富液处理能力要求乙二醇储存量达到3255m3，建议以循环注气的方式避免管道在2.83×106m3／d的输量下运行。

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