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    長(zhǎng)距離輸氣海底管道清管方案優(yōu)選研究

    2020-06-10 08:54:38張文欣陳宏舉
    石油和化工設(shè)備 2020年4期
    關(guān)鍵詞:輸氣量清管段塞

    張文欣,陳宏舉

    (中海油研究總院有限責(zé)任公司, 北京 100028)

    國(guó)內(nèi)某海上氣田長(zhǎng)距離登陸輸氣海底管道長(zhǎng)約350km,管道尺寸28in,設(shè)計(jì)輸氣量為40億立方米/年,其輸送介質(zhì)為區(qū)域內(nèi)處理合格的干氣以及原油穩(wěn)定系統(tǒng)凝液(標(biāo)況下為氣相)。生產(chǎn)年限后期輸氣量較低且地形存在較大起伏,使得正常運(yùn)行工況管內(nèi)滯液量遠(yuǎn)大于終端設(shè)備接收能力(740m3)。管內(nèi)巨大的滯液量影響有效管輸效率,不利于管道的正常運(yùn)行,且嚴(yán)重影響清管操作的安全性。但是,過(guò)于頻繁的清管周期會(huì)帶來(lái)不必要的資金浪費(fèi)和作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)[1]。因此,優(yōu)選合理的清管方案對(duì)于管道運(yùn)行安全十分重要。

    1 清管段塞控制要因分析

    對(duì)于管道中的清管段塞,通常涉及段塞體積和段塞泄放時(shí)間兩個(gè)參數(shù)[2]。因此,對(duì)于清管段塞的控制也主要從這兩方面進(jìn)行分析。

    清管段塞體積與管內(nèi)滯液量成正比,清管操作前,管內(nèi)滯液量越大,清管段塞體積就越大。因此,在清管前減少管內(nèi)滯液量是有效降低清管段塞的方法。可以通過(guò)增加輸氣量或減少輸液量增大氣液比,從而提高氣相的攜液能力來(lái)降低管內(nèi)滯液量。清管段塞泄放時(shí)間與清管球速度相關(guān),清管操作過(guò)程中可以適當(dāng)提高管道出口壓力或降低管道輸量來(lái)降低清管球速度,延長(zhǎng)段塞泄放時(shí)間,從而增加下游設(shè)備對(duì)段塞的處理量,減小需下游設(shè)備接收的段塞量[2][3]。

    通過(guò)以上分析可知,影響清管段塞量的五個(gè)要因?yàn)椋汗艿垒敋饬?、管道輸液量、管道出口壓力、下游設(shè)備接收能力、清管頻率。通過(guò)分析表1中各要因的實(shí)際工況可知,對(duì)于該長(zhǎng)距離登陸輸氣海底管道,管道輸氣量是影響清管段塞量的主要原因,并可以適當(dāng)調(diào)整清管頻率控制清管段塞量。

    表1 要因分析

    2 清管方案研究

    針對(duì)該輸氣海底管道距離長(zhǎng)、管內(nèi)滯液量大的特點(diǎn),通過(guò)要因分析,考慮三種清管方案:

    方案一:維持高輸氣量輸送。

    方案二:增大輸氣量,區(qū)域引氣吹掃清管。

    方案三:提高清管頻率。

    根據(jù)以上方案,優(yōu)選最佳方案,具體分析如下。

    方案一:維持高輸氣量輸送

    根據(jù)清管段塞模擬計(jì)算結(jié)果,2032至2039年,管內(nèi)滯液量遠(yuǎn)大于下游終端設(shè)備接收能力,因此建議在輸氣海底管道終端簽訂銷售協(xié)議時(shí),考慮維持高氣量輸送,避免管道出現(xiàn)大的滯液。經(jīng)模擬計(jì)算,外售氣量維持在13億立方米/年之上,管內(nèi)滯液量可被下游設(shè)備接收,可以正常實(shí)施清管。

    方法二:增大輸氣量,區(qū)域引氣吹掃清管

    通過(guò)增大輸氣量,管道內(nèi)氣體流速增大,可以提高氣體攜帶液體的能力,使得大量液體從管道中排出。因此,考慮該管道從所在區(qū)域引氣提高輸量吹掃,保證下游設(shè)備能夠完全接收清管段塞。經(jīng)調(diào)研,引氣后最大氣量可達(dá)到20億立方米/年。

    方案三:提高清管頻率

    以管內(nèi)滯液量不超過(guò)下游段塞量捕集器處理能力(740m3)為原則,確定清管頻率。即在每次清管后于管內(nèi)滯液量達(dá)到740m3前進(jìn)行清管,確保段塞捕集器可以處理清管段塞量。經(jīng)過(guò)逐年模擬計(jì)算,得到清管頻率如表2所示,如2032至2034年需每年清管7次。

    表2 輸氣海底管道清管頻率模擬計(jì)算

    圖1 2032年清管后管內(nèi)滯液量隨時(shí)間變化趨勢(shì)

    三種方案的可行性分析如表3所示。

    表3 清管方案可行性分析

    根據(jù)風(fēng)險(xiǎn)因素分析,方案二優(yōu)勢(shì)明顯,因此選擇方案二作為本項(xiàng)目清管方案,即區(qū)域引氣吹掃清管。

    在確定最佳設(shè)計(jì)方案后,通過(guò)查閱該長(zhǎng)距離輸氣海底管道工程資料,獲取了軟件模擬所需的數(shù)據(jù)基礎(chǔ):該登陸輸氣海底管道起輸平臺(tái)水深95m,管道長(zhǎng)度350km,管道尺寸為28in,最大輸氣量為40億立方米/年,2032至2039年,輸氣量從10.07億立方米/年下降至2.23億立方米/年,終點(diǎn)壓力為5100kPa。區(qū)域內(nèi)引氣量可以達(dá)到20億立方米/年。

    在確定輸氣海底管道引氣吹掃的條件后,使用OLGA動(dòng)態(tài)工藝模擬軟件建立模型,進(jìn)行動(dòng)態(tài)吹掃工況模擬。此管道從區(qū)域內(nèi)引氣提高輸量吹掃,保證下游設(shè)備能夠完全接收段塞。引氣后最大氣量需達(dá)到20億立方米/年,以2032年為例,模擬管道參數(shù)變化趨勢(shì)如圖2所示。

    由圖2可知,引氣后(20億立方米/年)直接以最大引氣量進(jìn)行吹掃時(shí),由于輸量增加,產(chǎn)生的段塞量較大,仍超出下游接收能力。因此,為保證下游設(shè)備能夠完全接收段塞,采用階梯引氣的方式進(jìn)行吹掃。以2032年為例,氣量接入時(shí)間和接入量見(jiàn)表4,模擬管道參數(shù)變化趨勢(shì)如圖3所示。

    圖2 2032年直接引氣吹掃清管管道出口液體體積流量、累計(jì)液量和管內(nèi)滯液量變化趨勢(shì)

    圖3 2032年階梯引氣吹掃清管管道出口液體體積流量、累計(jì)液量和管內(nèi)滯液量變化趨勢(shì)

    圖4 2032年最大氣量引氣吹掃和階梯引氣吹掃管內(nèi)滯液量對(duì)比

    表4 2032年階梯引氣接入時(shí)間和接入量

    從圖3可以看出,在管道吹掃時(shí),每次增大氣量時(shí),出口液相流量會(huì)急劇增大,會(huì)出現(xiàn)水力段塞。但通過(guò)圖4對(duì)比可知,階梯吹掃引起的水力段塞明顯降低。從出口累計(jì)液量和管內(nèi)滯液量的變化以及出口液塞曲線可以看出,出現(xiàn)最大段塞(見(jiàn)表5)時(shí),管道出口累計(jì)液量為889m3,段塞泄放時(shí)間為1467min,泄放時(shí)間內(nèi),段塞流捕集器下游設(shè)備可處理509m3,剩余380m3液體可儲(chǔ)存在段塞流捕集器內(nèi),未超出原段塞流捕集器的儲(chǔ)存能力。從圖中可知,當(dāng)開(kāi)始接入?yún)^(qū)域內(nèi)氣源后,第276h(11.5天)管內(nèi)滯液量小于740m3,此時(shí)進(jìn)行清管即可滿足要求。因此,2032年至2039年在必要時(shí)均可采用階梯引氣吹掃清管的方式,待管內(nèi)滯液量小于740m3后進(jìn)行清管。

    表5 2032年吹掃時(shí)最大段塞量

    3 結(jié)論

    采取區(qū)域引氣提高輸氣量吹掃清管方案后,以2032年為例,管內(nèi)滯液量在11.5天內(nèi)下降到740m3,可以實(shí)施后續(xù)常規(guī)清管作業(yè),保證下游設(shè)備可以接收清管段塞量。通過(guò)優(yōu)化,避免了終端改造段塞流捕集器的巨大施工量,通過(guò)參考相似項(xiàng)目的改造施工量,可節(jié)省投資高達(dá)1.3億元,有力支持了氣田開(kāi)發(fā)。同時(shí),吹掃清管方案突破了傳統(tǒng)的設(shè)計(jì)理念,為長(zhǎng)距離輸氣海底管道的清管段塞分析提供了理論依據(jù)。

    ◆參考文獻(xiàn)

    [1] 李傳憲,黃晨醒,郁振華,等. 不加熱輸油管道最佳清管周期影響因素研究[J].石油化工高等學(xué)校學(xué)報(bào),2017,30(3):66-71.

    [2] 路宏,陳晶華,朱海山,等. 海底油氣混輸管道中清管段塞的控制方法[J].石油規(guī)劃設(shè)計(jì),2013,24(4):25-27.

    [3] 王文光,萬(wàn)宇飛,曲兆光,等. 海底混輸管道清管段塞影響因素分析及控制[J].石油工程建設(shè),2017,(4):44-46.

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