高溫工況對南約洛坦氣田地面工藝設(shè)施影響分析

王瑞蓮中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

高溫工況對南約洛坦氣田地面工藝設(shè)施影響分析

王瑞蓮
中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

土庫曼斯坦南約洛坦氣田試運投產(chǎn)初期，預(yù)處理廠原料氣進站溫度接近100 ℃，致使多條進站采氣管線上的氣動閥(GRV)支撐出現(xiàn)抬升、脫空現(xiàn)象，站內(nèi)一級匯管也出現(xiàn)位移。對高溫工況條件下預(yù)處理廠地面工藝設(shè)施出現(xiàn)位移、支撐脫空情況進行了原因分析。在建立管道應(yīng)力分析模型基礎(chǔ)上，討論高溫工況對站內(nèi)工藝設(shè)施帶來的影響。通過對地面工藝實施改造，有效降低了管道熱膨脹產(chǎn)生的位移應(yīng)力，排除了安全隱患，為高溫工況條件下天然氣集輸站場的安全運行提供了可借鑒的經(jīng)驗。

高溫 熱應(yīng)力 工藝設(shè)備 位移 應(yīng)力分析 整改措施

1 高溫工況對地面工藝設(shè)備的影響

1.1 站場工藝簡介

土庫曼斯坦南約洛坦氣田(以下簡稱南約洛坦氣田)單井產(chǎn)量規(guī)模為150×104～200×104m3/d，分兩個氣區(qū)，每個氣區(qū)分別設(shè)置一座預(yù)處理站。預(yù)處理站設(shè)計處理規(guī)模為1 800×104m3/d，接收氣田各區(qū)塊單井來氣。兩個氣區(qū)均采用多井集氣工藝方案。單井采氣管線經(jīng)匯管、一級分離、空冷器冷卻、二次分離后，采用氣液分輸工藝，將原料氣、凝析油、氣田水分別管輸至下游處理廠進行處理。預(yù)處理站出站區(qū)域內(nèi)設(shè)置計量區(qū)域，分別對原料氣、凝析油及氣田水實施計量。兩個預(yù)處理站單井進站區(qū)域相關(guān)運行參數(shù)見表1。

1.2 高溫工況對進站閥門的影響

南約洛坦預(yù)處理站-2、預(yù)處理站-3分別于2013年8月和12月試運投產(chǎn)，受工程進度影響，初期采取單井分組交替開產(chǎn)的模式，生產(chǎn)適應(yīng)后依次開井，逐步提高預(yù)處理站處理規(guī)模。2014年后，隨著各單井相繼投產(chǎn)，受原料氣高溫影響，預(yù)處理站進站區(qū)域單井采氣管線上氣動閥支撐陸續(xù)出現(xiàn)了不同程度的抬升脫空現(xiàn)象(見圖1)。管輸溫度越高，支撐抬升情況越明顯，若單井停產(chǎn)管線溫度降低，閥門支撐又會逐步回落至原位。圖2所示為根據(jù)實際測量的氣動閥隨溫度變化抬升數(shù)據(jù)繪制的趨勢曲線。

表1 預(yù)處理站進站區(qū)域生產(chǎn)運行參數(shù)Table1 Operationparametersofinletareainpreprocessstation站場井號產(chǎn)量/(104m3·d-1)運行壓力/MPa進站溫度/℃預(yù)處理站-2221129.09.8393.8224135.39.8290.2228139.09.8391.3230156.09.8295.3215121.09.8493.2227125.09.8293.3222118.09.8288.422953.09.8359.1225143.09.8289.5216226預(yù)處理站-3211213155.09.7494.3205144.09.7693.8202209210154.09.7590.7219128.69.7580.0217206132.69.7792.3204121.09.7592.820146.078.5 注:生產(chǎn)數(shù)據(jù)摘自預(yù)處理廠2014年2月單井生產(chǎn)日報。

表2所列為兩個預(yù)處理站單井進站氣動閥位移情況。由表2可知，單井進站區(qū)域的氣動閥受高溫工況影響有不同程度抬升，最大抬升量分別為23 mm和28 mm。

表2 預(yù)處理站進站區(qū)域閥門位移統(tǒng)計表Table2 Displacementofvalvesintheinletareaofpreprocessstation站場井號閥門規(guī)格型號運行溫度/℃抬升高度/mm預(yù)處理站-2221GRV,DN25093.814224GRV,DN25090.214227GRV,DN25093.323215GRV,DN25093.26230GRV,DN2505228GRV,DN25091.312預(yù)處理站-3205GRV,DN25097.03210GRV,DN25090.728204GRV,DN25092.84213GRV,DN25094.3 注:當氣井接受調(diào)度指令關(guān)井后,氣動截斷閥(GRV)抬升狀況會逐步消除,至恢復原樣。

1.3 高溫工況對匯管的影響

高溫除了使預(yù)處理站進站區(qū)域閥門出現(xiàn)抬升脫離支撐外，對下游閥門和匯管也產(chǎn)生較大影響。高溫工況下，兩個預(yù)處理站內(nèi)一級匯管在橫向和縱向上均出現(xiàn)一定程度的位移(見圖3)。此外，氣動閥與一級匯管之間的電動球閥基墩也發(fā)生拉裂現(xiàn)象(見圖4)。

表3所列為兩個預(yù)處理站內(nèi)一級匯管的位移情況。從表3可知，受高溫條件影響，兩個預(yù)處理站內(nèi)的一級匯管均發(fā)生一定程度的偏移，運行溫度越高，位移情況越明顯。預(yù)處理站-3的運行溫度稍高于預(yù)處理站-2，但匯管位移情況較預(yù)處理站-2要明顯得多。

表3 預(yù)處理站一級匯管位移情況統(tǒng)計Table3 Displacementofthefirstgatheringpipeinpreprocessstation站場位置運行溫度/℃運行壓力/MPa位移/mm向站內(nèi)向站外向左向右預(yù)處理站-2匯管-1左端匯管-1右端83～859.188116預(yù)處理站-3匯管-1左端匯管-1右端88～909.2619515

1.4 高溫工況對地面工藝設(shè)施的安全性影響

天然氣鋼質(zhì)管道具有一定的彈塑性，當工作溫度發(fā)生變化時，就會出現(xiàn)伸長或縮短,若在此過程中受到外界約束，兩約束間的管道就會產(chǎn)生軸向力和力矩，引發(fā)管道彎曲變形。管道的彎曲變形會造成管道發(fā)生位移、脫離管托,甚至管道破裂。南約洛坦兩個預(yù)處理站天然氣管道輸送的是高溫、高壓、易爆及高含H2S原料氣，介質(zhì)的危險性極高。集輸管道的不良結(jié)構(gòu)設(shè)計和焊縫都會產(chǎn)生應(yīng)力集中，使應(yīng)力腐蝕開裂(SCC)和硫化物應(yīng)力開裂(SSC)的敏感性增加。當管道及其附件的應(yīng)力值超過其材料的臨界應(yīng)力，在橫向細小的外力(如風力、振動力等)作用下管道就會失穩(wěn)；當管道及其組件的應(yīng)力值超過其材料的許用應(yīng)力，管道就會失效、破壞。一旦出現(xiàn)管道失穩(wěn)和破壞，將會釀成重大安全事故[1-2]。

2 應(yīng)力分析計算

2.1 管道受力分析

采氣管線一端與井口連接，另一端與預(yù)處理站的工藝設(shè)備相連，井口是熱源。采氣時，高溫氣體使管道熱膨脹，管道從熱端向冷端伸長(即預(yù)處理站方向)。在進站前的氣動閥固定支撐的作用下，管道無法自由伸長，形成管道的軸向力和彎矩。該彎矩和軸向力被氣動閥前的彎管(埋地管線伸出地面處)分解成向上和軸向的兩個力(見圖5)，使彎管進一步屈曲。由于設(shè)計的彎管曲率半徑和自由段偏小，不足以補償管道的熱膨脹變形，導致氣動閥固定支撐的抬升脫空及匯管位移。

同一站場單井氣動閥支撐抬升程度的差異可用進站前采氣管線彎管的補償能力不同來解釋。預(yù)處理站-2所轄的227井采氣管線進站前為直管段和一個120°的彎管段，其熱補償能力較??；215井進站前設(shè)計有2個90°的直角彎管，其熱補償能力相對較大(見圖6)。因而在相同工況下，215井進站氣動截斷閥的抬升高度要小于227井。此外，管道的熱膨脹量與運行期間材料溫度和安裝期間材料溫度的溫差有關(guān)，預(yù)處理站-2進站采氣管道鋪設(shè)基本是在冬季完成(大氣溫度約為-10～10 ℃)，而預(yù)處理站-3進站采氣管道鋪設(shè)在夏季(溫度約為30～40 ℃)。不同的施工季節(jié)，管材熱脹冷縮程度不同，進而也就導致兩個預(yù)處理站進站閥門抬升狀況存在明顯差異。

2.2 建立應(yīng)力分析計算模型

管道應(yīng)力計算規(guī)范的選取，對于非埋地管道選用ASME B31.3-2016《工藝管道》，對于埋地管道選用ASME B31.8-2016《氣體輸送和分配管道系統(tǒng)》[3-5]。并根據(jù)ASME B31.3、ASME B31.8建立應(yīng)力分析,其模型如圖7所示。

根據(jù)現(xiàn)場工藝參數(shù)，內(nèi)部集輸預(yù)處理站-3站內(nèi)管道應(yīng)力分析計算條件如下：

(1) 正常操作溫度t1=88.98 ℃(按站場設(shè)計數(shù)據(jù)，與現(xiàn)場83～85 ℃基本一致)。

(2) 可能出現(xiàn)的最高操作溫度t2=118.98 ℃(根據(jù)單井井口溫度軟件模擬節(jié)流后最高溫度為118.98 ℃)。

(3) 設(shè)計壓力p=12 MPa。

(4) 應(yīng)力分析時,一般應(yīng)依據(jù)管道的安裝時間及特殊要求來確定安裝溫度，根據(jù)現(xiàn)場實際數(shù)據(jù)，預(yù)處理站-2碰口溫度比預(yù)處理站-3低，為10 ℃，本計算以10 ℃作為安裝溫度。

(5) 所有單井均按生產(chǎn)操作情況計算，忽略未生產(chǎn)井對生產(chǎn)井的影響。

2.3 彎管處應(yīng)力計算及分析

如前所述，高溫工況下彎管處屈曲變形較大，產(chǎn)生的熱應(yīng)力值較高，可以認為彎管截面是采氣管道的最危險界面。利用應(yīng)力分析計算模型對單井進站采氣管道彎管進行了應(yīng)力計算。表4給出了各彎管截面的應(yīng)力水平，應(yīng)力水平超過100%即為超標[6-7]。

表4 線路彎管應(yīng)力水平匯總表Table4 Summaryoftheelbowsstressleveloflines采氣管道應(yīng)力模型節(jié)點號水平距離/mm應(yīng)力水平/%單井22919094126.044158401041573977單井222191512097.6197163001031619977單井21512450450.51121231014412200112單井22715602158.4135154001061530178單井228143301862.344141321876.360單井23014870659.812314769748.693單井216178103768.7205133303827.4106132004312.2112單井22519276688.0243169221291680280單井22613390562.6195181602031383011113720118單井2211777266.110817570618.31441775911917726170單井224172982052.4128171892310.2170 注:應(yīng)力水平=(管道材料的實際應(yīng)力值)/(管道材料的許用應(yīng)力值)。

由表4可見，多條單井集輸氣管線彎管應(yīng)力水平超標，最大達到243%。同時，對進站管線π型彎補償節(jié)、氣動閥前后直管段也進行了應(yīng)力分析計算，發(fā)現(xiàn)補償節(jié)和氣動閥前后直管段的應(yīng)力水平也超標。具體應(yīng)力水平詳見圖8。由于進站5D彎頭處采用了柔性材料填充(即改變彎頭處土壤的橫向剛度)，經(jīng)計算，其在高溫工況下的應(yīng)力水平滿足規(guī)范要求(見圖9)。

3 整改措施及效果評價

3.1 整改措施

為了更好地釋放進站管道熱應(yīng)力問題，保證管線安全運行，經(jīng)多方面論證，決定對埋地采氣管道進閥井前彎管上下游實施開挖處理。其中，對應(yīng)力超標不嚴重的彎管的上下游各挖開10 m；對于應(yīng)力超過許用值較多的彎管的上下游各挖開20 m，π型補償節(jié)上下游各挖開5 m，使管線在進入預(yù)處理站前就能通過有效的屈曲變形釋放熱應(yīng)力。

3.2 整改效果

按上述措施整改后，進站氣動閥抬升脫空現(xiàn)象得到遏制(見表5)，且絕大多數(shù)閥門位移量回落至規(guī)定范圍內(nèi)，管道高溫工況下產(chǎn)生的二次應(yīng)力得到有效釋放。經(jīng)CAESAR管道應(yīng)力分析軟件計算驗證，采取該措施后管道應(yīng)力均未超標。彎管處產(chǎn)生的位移最大為368 mm，小于設(shè)計同溝段管道間距凈空500 mm，滿足設(shè)計要求。

表5 預(yù)處理站-2單井進站GRV氣動截斷閥抬升高度統(tǒng)計表Table5 StatisticsoftheinletGRVrisingheightinsinglewellsofPreprocessStation2序號井號施工前施工后溫度/℃抬升高度/mm溫度/℃抬升高度/mm下降高度/mm1221851491.59.05.02224841489.28.55.5322584691.32.04.0422281987.50.09.06227872392.26.017.072308615957.08.08228781291.52.59.5921589890.23.54.5 注:施工前為生產(chǎn)過程中最大抬升高度,施工后為2014年2月14日數(shù)據(jù)。部分單井停產(chǎn)后,氣動截斷閥抬升現(xiàn)象已消除。

4 結(jié)論與建議

(1) 引起預(yù)處理站進站氣動閥支撐脫空和一級匯管位移的主要原因是管道受高溫工況影響產(chǎn)生熱變形，在約束作用下使管道出現(xiàn)超預(yù)期變形。因此，設(shè)計此類管道應(yīng)充分考慮運行可能達到的操作溫度，設(shè)置一定數(shù)量的彎管和π形補償節(jié)，預(yù)留足夠的變形補償量，避免管道及其附件的二次應(yīng)力超標。

(2) 合理選擇站場的施工建設(shè)季節(jié)，盡可能減小運行期間管材溫度和施工期間管材溫度的溫度差。

(3) 建議進站管線上的氣動閥采用彈簧支架支撐，安裝時使彈簧預(yù)壓縮。當管道熱變形上翹時，彈簧支架仍能緊緊地支撐著管道及其附件，避免焊口及其法蘭承受較大的軸向力和彎矩。

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Analysis of high temperature effects on surface equipment in South Yolotan Gas Field

Wang Ruilian
ChongqingGasDistrictofPetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany，Chongqing,China

During the initial trial operation of South Yolotan gas reservoir, the inlet temperature of feed gas in preprocessing factory is near to 100 ℃, leading to the lifting and disengaging of pneumatic ball valves in the inlet pipelines. Besides, the first class gathering pipe appears offset. This paper analyzed the causes of the situation, discussed the influence on the facilities brought by heat stress. Further, this paper showed that the stress caused by the pipe thermal expansion could be reduced effectively through modifying the surface facilities, thus eliminating the potential safety risks and providing reference for the operation of gas gathering station under high temperature.

high temperature, thermal stress, process equipment, displacement, stress analysis, improvement measure

項目來源：中國石油對外合作項目“土庫曼斯坦南約洛坦氣田100×108m3/a 商品氣產(chǎn)能建設(shè)工程項目”(S2010-14E)。

王瑞蓮(1980-)，女，碩士，現(xiàn)就職于中國石油西南油氣田公司重慶氣礦工藝研究所，主要從事油氣田開發(fā)相關(guān)工作。E-mail:wangruilian@petrochina.com.cn

TE49

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.02.022

2016-08-29；

2016-11-12；編輯：鐘國利