混输海底管道进站调压阀安装位置的影响分析

李鹏程，江志华，王 军，张文欣

中海油研究总院有限责任公司，北京 100028

海上凝析气田生产的油气产物多采用气液混输管道输送至陆上终端[1]。陆上终端设有气液分离、天然气净化和脱水、凝液回收、凝析油脱水与稳定等设施，将海上油气处理成合格产品后销售至下游用户。陆上终端作为连接上游生产平台与下游用户的一个重要纽带，为下游用户提供压力平稳、气质达标的天然气[2]。登陆管道内多相流动引起进站压力波动，造成终端内油气处理设施运行不稳定，向下游用户供气的气质发生快速变化，引起对气质要求严格的用户的合同纠纷[3]。

混输海底管道进站压力需由下游用户需求以及终端内处理工艺确定，稳定的进站压力方能使终端向下游用户提供安全、平稳、连续的供气[4]。进站压力调节阀作为压力控制的重要元件，通过终端内跟踪调节工况的控制系统，控制调节阀门开度大小实现节流，使进站压力保持平稳，从而达到控制天然气压力稳定的目的，若超出设计的最高压力值，系统会自动关阀进行保护[5-6]。因此，合理的调压阀设置对于保证终端向下游用户供气的气质、气量稳定与装置稳定运行具有重要意义。

1 进站调压阀安装位置影响分析

凝析天然气混输海底管道输送的气体虽干净而且液量比较少，但清管时往往产生严重的段塞，正常操作和清管过程液体流量差别很大，在终端常设置管式段塞流捕集器作为进站一级分离器，以有效地进行气液分离，并在清管作业时发挥临时储存器的缓冲作用，为下游处理装置提供稳定的气液流量[7-8]。

进站调压阀通常位于段塞流捕集器的上游或下游，安装位置将影响终端内段塞流捕集器设计压力的确定及清管作业过程中终端对下游用户的连续供气性质，合理的安装位置既能保证系统下游设备不超压，又能维持向下游用户正常供气。此外，终端内管式段塞流捕集器容积大，占地面积大，投资高，适当的段塞流捕集器设计压力将有助于降低工程投资，提高油田开发效益[9]。

1.1 进站调压阀位于段塞流捕集器上游

当终端下游用户对气量与气质要求不高，例如下游为民用类用户，清管过程中终端内生产设施的运行波动对此类用户的影响可忽略，此时建议调压阀设置于段塞流捕集器上游，其工艺流程如图1所示。

图1 进站调压阀安装于段塞流捕集器上游的工艺流程

1.1.1 段塞流捕集器最大操作压力的确定

因下游用户对气量和气质的供应未有严格要求，此时段塞流捕集器主要发挥气液分离和清管储液功能。调压阀作为压力分界点，因海底管道关断阀开启时阀后管路需充压至接近海底管道关停后的平衡压力，因此调压阀上游设备最大操作压力为海底管道停止输气后的平衡压力，调压阀下游段塞流捕集器最大操作压力依据终端用户需求压力及终端内工艺流程压降确定，即海底管道输送时的进站压力[10]。段塞流捕集器的设计压力将以最大操作压力为基础，按GB150.1～150.4—2011《压力容器》确定。

输气管道停止输气后，进出口关断，管道内压力不会象输油管道输油时那样立刻减小，由于存在气体密度差，高压端的气体将逐渐流向低压端，起点压力逐渐下降，终点压力逐渐上升，最后全线达到某压力值，即海底管道关断后的平衡压力[11]。平衡压力计算如下：

式中：Ppj为管道关停后平衡压力，kPa；PQ为管道起点压力，kPa；PZ为管道终点压力，kPa。

1.1.2 清管作业对下游用户的影响分析

在气液混输管道清管过程中，由于气液滑移速度的存在，在清管器前产生很大液体段塞[12]。当液体段塞进入段塞流捕集器后，会引起捕集器内液位快速上升，压力下降，此时安装于段塞流捕集器的入口调压阀将尽可能调大开度直至全开。但此时由于段塞持续时间长，进入段塞流捕集器内气体量持续减少，终端向下游用户的供气量会大幅下降，并且段塞流捕集器内压力的减小导致段塞流捕集器气相出口气质中重组分增多[13]。当段塞流捕集器气相出口流量下降到终端天然气处理设施的最小处理能力时，终端将开启站内循环操作模式，而无法继续向下游用户供气。

1.2 进站调压阀位于段塞流捕集器下游

部分终端用户对气量和气质要求严格，如海南东方终端下游用户有化学公司与甲醇厂，其对气质的二氧化碳含量以及热值有严格要求，组分的较大波动有可能导致生产装置紧急关停[14]。装置一旦关停，恢复正常生产周期长、难度大。对于此类终端，在登陆管道清管过程中，需严格控制终端设备的操作，尽可能减小对下游用户生产的影响，以免引起合同纠纷，此时建议调压阀设置于段塞流捕集器下游，其工艺流程如图2所示。

图2 进站调压阀安装于段塞流捕集器下游工艺流程

1.2.1 段塞流捕集器最大操作压力确定

因用户对气量和气质均有严格要求，段塞流捕集器除具有气液分离和临时储液功能外，还需在清管过程中发挥气体储存器缓冲作用，为下游处理装置提供稳定气液流量[15]。

段塞流捕集器位于进站调压阀上游，其最大操作压力首先要满足海底管道关停后的平衡压力。此外，捕集器在清管段塞到达时还需向下游稳定持续供气，以满足下游用户最小气量要求，因此在清管前需对段塞流捕集器充压[16]。段塞流捕集器充压压力计算如下：

式中：Pf为段塞流捕集器充压压力，kPa；QG1为下游用户最小原料气需求量，m3/s；QG2为清管段塞到达时管道出口最小输气量，m3/s；V为段塞体积，m3；t为段塞持续时间，s；QL为终端凝析油最大处理能力，m3/s。

下游用户原料气最小需求量QG1为：

式中：Q1为下游用户用气量需求，m3/s；Q2为终端脱酸损失的气量，m3/s；Q3为终端脱水损失的气量，m3/s；Q4为终端转为轻烃的气量，m3/s；Q5为原料气处理过程损失的其他气量，m3/s。

段塞流捕集器最大操作压力取海底管道关停后的平衡压力与清管作业前段塞流捕集器需充压压力的较大值。

1.2.2 清管作业对下游用户的影响分析

当清管段塞进入段塞流捕集器后，会引起液面不断上升，并将捕集器内储存的高压气体排出，以保障下游用户的最小气量需求。因调压阀位于段塞流捕集器下游，并且取压点在阀后，因此清管段塞到达终端时生产压力稳定，可向下游用户提供稳定气质。最小供应气量高于终端设备最低处理能力，无需开启站内循环模式，保证了下游用户在清管时的最低用气需求。

1.3 调压阀安装位置的影响分析对比

根据以上分析研究，调压阀安装位置对段塞流捕集器最高操作压力的确定、清管段塞到达时终端的操作及下游用户供气的影响对比见表1。

表1 调压阀安装位置的影响分析对比

2 结论

进站调压阀安装在段塞流捕集器下游可有效保障向终端用户供气的气质和气量；安装在段塞流捕集器上游可降低段塞流捕集器最大操作压力，优化工程投资。不同的安装位置也将对清管过程中终端操作模式调整有较大影响，应结合陆地终端装置运营模式、下游用户供气要求以及项目投资等因素综合分析研究。