動態(tài)模擬應(yīng)用在海上氣田工藝設(shè)計上的探討

周 呈

(中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務(wù)分公司 天津300452)

在傳統(tǒng)海洋油氣田開發(fā)工藝設(shè)計中，通常采用HYSYS穩(wěn)態(tài)模擬進行油氣集輸流程的設(shè)計和優(yōu)化。由于缺乏時間、空間、物質(zhì)滯留[1]以及控制系統(tǒng)等參數(shù)，穩(wěn)態(tài)模擬不能真實反應(yīng)流程在諸如啟動、關(guān)斷和事故泄放等緊急工況下的參數(shù)變化，成為制約油氣集輸工藝設(shè)計進一步發(fā)展的瓶頸。在工藝安全和設(shè)計成本兩大因素的推動下，動態(tài)模擬在油氣集輸工藝設(shè)計中得到越來越多的重視、研究和應(yīng)用。

HYSYS動態(tài)模擬將穩(wěn)態(tài)系統(tǒng)與控制理論、動態(tài)化工、熱力學(xué)模型、物質(zhì)滯留模型和動態(tài)數(shù)據(jù)處理有機結(jié)合起來，通過求解常微分方程組來對實際生產(chǎn)裝置進行動態(tài)模擬，進而反應(yīng)系統(tǒng)控制過程、啟動過程、平穩(wěn)運行、關(guān)斷和事故泄放等各種工況下的參數(shù)變化[2]，為工藝設(shè)計、流程評估和方案優(yōu)化提供理論依據(jù)。

南海某高壓氣田開發(fā)工程新建一座中心平臺和一座井口平臺，兩個平臺屬于同一地質(zhì)油藏，地層壓力較高，關(guān)井壓力達(dá)到 47.8MPaG，井口平臺流體通過海管輸送至中心平臺處理。本文以該高壓氣田工程設(shè)計為例，利用HYSYS動態(tài)模擬技術(shù)對工藝關(guān)斷過程、堵塞工況平臺泄放能力、正常泄放低溫和燃料氣用戶加卸載等過程進行研究，結(jié)合動態(tài)模擬結(jié)果優(yōu)化工藝設(shè)計，完善工藝設(shè)計的安全保護措施，降低了工程投資。

1 模擬關(guān)閥過程壓力變化，復(fù)核設(shè)備兩級保護的可靠性

該高壓氣田的地層壓力較高，關(guān)井壓力達(dá)到47.8MPaG，井口流體經(jīng)油嘴節(jié)流降壓后(壓力降至7.8MPaG)由管匯收集后進入生產(chǎn)分離器進行處理，從井口至管匯采用全壓設(shè)計(設(shè)計壓力 47.8MPaG)，管匯出口(SDV下游)至分離器采用降壓設(shè)計，流程見圖1。

圖1 某高壓氣田井口至生產(chǎn)分離器兩級保護流程Fig.1 Two stage protection process from wellhead to production separator in a high pressure gas field

按照常規(guī)設(shè)計，分離器的設(shè)計壓力應(yīng)在其操作壓力的基礎(chǔ)上考慮 10%的余量，即為 8.65MPaG。根據(jù)規(guī)范，分離器上需設(shè)置堵塞工況安全閥，與入口關(guān)斷閥組構(gòu)成兩級工藝系統(tǒng)安全保護[3]，在超壓事故工況下，一級保護由入口關(guān)斷閥實現(xiàn)，若關(guān)斷閥出于某種原因(如閥門本身故障或控制系統(tǒng)失靈等)，安全閥啟跳實現(xiàn)二級安全保護，關(guān)斷閥和安全閥組成獨立的兩級保護。

在上述常規(guī)設(shè)計中并未考慮關(guān)斷閥在關(guān)閉過程中井口流體對下游分離器等設(shè)備的超壓影響。由于關(guān)斷閥關(guān)閉不是瞬間完成，在實際關(guān)閥過程中，井口流體繼續(xù)對分離器進行沖壓，如果該過程時間較長、井口來流產(chǎn)量較大或分離器緩沖容積較小，分離器內(nèi)的操作壓力就極有可能在關(guān)閥期間達(dá)到安全閥設(shè)定值，造成安全閥啟跳。如果該工況發(fā)生，關(guān)斷閥和安全閥將無法實現(xiàn)兩級獨立的安全保護，則上述設(shè)計就存在一定的安全風(fēng)險。

在該高壓氣田設(shè)計中，采用HYSYS動態(tài)模擬對上述關(guān)閥過程進行了分析研究。通過模擬發(fā)現(xiàn)在現(xiàn)有的條件下，關(guān)斷閥在關(guān)斷過程中PSV已經(jīng)開始啟跳，從圖2中看出，在關(guān)閥8s內(nèi)容器內(nèi)壓力已經(jīng)達(dá)到設(shè)計壓力。

圖2 關(guān)閥過程中下游分離器的沖壓狀態(tài)Fig.2 Stamping state of downstream separator during valve closing

如果壓力安全閥出現(xiàn)故障，即便在關(guān)斷閥可靠的情況下，正常關(guān)斷過程中分離器已經(jīng)存在超壓破裂的風(fēng)險，這樣的設(shè)計是不滿足規(guī)范要求的。為保證關(guān)斷閥和安全閥兩級保護的獨立性，利用動態(tài)模擬從設(shè)計壓力、關(guān)閥時間及下游緩沖容積3個方面分別進行計算，結(jié)果見表1。

表1 各模擬工況下安全閥保護的有效性計算結(jié)果Tab.1 Protection validity calculation results of safety valve under various simulated conditions

從表中看出，可以通過以下3個途徑完善超壓保護設(shè)計：①縮短關(guān)斷閥關(guān)斷時間至5s；②增大分離器緩沖容積至 65m3；③提高分離器設(shè)計壓力至9.2MPaG。通過綜合考慮認(rèn)為，本項目將分離器設(shè)計壓力提高至9.2MPaG，滿足了規(guī)范要求，實現(xiàn)了分離器的兩級超壓保護。

2 降低井口平臺堵塞泄放量，優(yōu)化火炬臂長度

在常規(guī)設(shè)計中，分離器堵塞工況下安全閥泄放量往往按照井口最大配產(chǎn)進行設(shè)計選型。但在實際生產(chǎn)中，若分離器操作壓力達(dá)到安全閥設(shè)定點，也就代表油嘴下游壓力比正常生產(chǎn)工況高出至少 10%，在地層壓力不變的前提下，油嘴前后壓差變小，通過油嘴的井口流體流量亦減小，那么需要通過安全閥的泄放流體流量就相應(yīng)減小。

以本氣田井口平臺設(shè)計為例，油嘴上游關(guān)井壓力為 47.8MPaG，生產(chǎn)管匯至海管處平臺上部管線設(shè)計壓力為 35.4MPaG。在全平臺堵塞泄放時，按照常規(guī)設(shè)計，全平臺產(chǎn)量(1.4×106Sm3/d)作為火炬系統(tǒng)總的泄放能力。在正常操作工況時下游系統(tǒng)操作壓力為 9MPaG，堵塞工況下(安全閥啟跳壓力為35.4MPaG)，油嘴前后壓差急劇減小，全平臺需要的堵塞泄放量也相應(yīng)減小。經(jīng)動態(tài)模擬計算，在緊急事故工況下，需要經(jīng)安全閥泄放的全平臺堵塞量為1.1×106Sm3/d，遠(yuǎn)小于全平臺產(chǎn)量。表2列出了不同泄放量下需要的放空臂長度，從表中看出，采用動態(tài)模擬后，因泄放量降低，火炬臂長度有效降低，從而直接降低了井口平臺的投資。

表2 不同泄放量下需要的放空臂長度Tab.2 Venting arm length for different bleeding volumes

3 復(fù)核安全閥泄放量，優(yōu)化安全閥尺寸

工藝設(shè)備火災(zāi)工況安全閥的泄放量一般通過理論計算公式獲得，根據(jù)規(guī)范，受火設(shè)備考慮 21%超壓下安全閥需要的最大流通能力[4]。但在真實場景中，彈簧式安全閥在設(shè)定點 90%時已經(jīng)開始泄露，在設(shè)定點 100%時已經(jīng)達(dá)到 100%的開度，故安全閥一般不會達(dá)到超壓 21%的狀態(tài)，其真實泄放量也低于基于 21%超壓下的理論計算值。以本氣田 3個設(shè)備的火災(zāi)工況安全閥為例，動態(tài)模擬出的泄放量見表3，從表中可看出其真實泄放量低于理論計算需要的泄放量，這為安全閥尺寸選擇和優(yōu)化提供了強有力的模擬依據(jù)，實現(xiàn)了降本增效。

表3 火災(zāi)工況下安全閥理論計算需要量與動態(tài)模擬計算量對比Tab.3 Comparison of theoretical calculation requirements and dynamic simulation calculations of safety valves under fire conditions

在常規(guī)設(shè)計中安全閥孔徑均為標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計，通常根據(jù)計算的需要泄放量來選擇孔徑。由于時常遇到計算的孔徑比標(biāo)準(zhǔn)等級小的孔徑大了一點，而比標(biāo)準(zhǔn)等級大的孔徑小了很多，往往出于保守考慮選擇較大的標(biāo)準(zhǔn)孔板。在上述工況下，可采用動態(tài)模擬校核較小的孔板的適應(yīng)性。

4 模擬冷態(tài)泄放，合理確定設(shè)備低溫

該氣田烴露點控制流程中的低溫分離器操作溫度為-3℃，若采用常規(guī)HYSYS靜態(tài)模擬方法進行冷態(tài)泄放計算，整個烴露點系統(tǒng)內(nèi)的所有設(shè)備和管線需要等效為一個容器進行計算，泄放過程中系統(tǒng)出現(xiàn)的最低溫度為-40℃。常規(guī)設(shè)計下，該系統(tǒng)內(nèi)的所有設(shè)備和管線，包括入口換熱器、低溫分離器、出口換熱器和液相泵，均需要按照-40℃進行工藝設(shè)計。

但該計算方法偏于保守，其原因在于：系統(tǒng)內(nèi)容器、換熱器和管線幾何形態(tài)和尺寸不同，在泄放過程中流體在相應(yīng)設(shè)備內(nèi)吸收熱量的速率也不同，故各設(shè)備在泄放過程中出現(xiàn)的最低溫度就會不一樣。

針對本氣田烴露點控制系統(tǒng)，依據(jù)實際流程進行動態(tài)模擬計算(相關(guān)設(shè)備和管線不再等效為一個容器)，見圖3。

圖3 烴露點系統(tǒng)泄壓流程圖Fig.3 Pressure relief flow chart of hydrocarbon dew point system

動態(tài)模擬計算結(jié)果顯示，僅有低溫分離器最低溫度達(dá)到-40℃，進出口氣相管線和換熱器出現(xiàn)的最低溫度為-25℃，液相出口管線的最低溫度為-17℃。與常規(guī)設(shè)計相比，提高了氣相進出口管線、進出口換熱器和液相出口管線的設(shè)計低溫，降低了相關(guān)設(shè)備的低溫材料要求，有效降低了工程投資。

5 模擬燃料氣加卸載過程，優(yōu)化系統(tǒng)設(shè)計

該氣田燃料氣用戶為燃?xì)馔钙?、低壓密封氣和火炬吹掃氣。按照常?guī)設(shè)計，燃料氣緩沖罐容積按照燃?xì)馔钙角袚Q期間燃?xì)庑枨罅看_定。但下游用戶用氣量的變化將影響系統(tǒng)操作的穩(wěn)定性，甚至造成整個燃?xì)庀到y(tǒng)的關(guān)停。這是海洋平臺投產(chǎn)后經(jīng)常反饋的一個問題，也是設(shè)計階段經(jīng)常遇到的棘手問題之一。

通過對下游最大用戶(考慮一個燃?xì)馔钙?的突然加載和卸載過程進行動態(tài)模擬，分析了燃料氣緩沖罐壓力的變化過程，表4即為不同工況下燃?xì)饩彌_罐壓力的變化結(jié)果。

從表中可看出，在燃?xì)饩彌_罐入口壓力調(diào)節(jié)閥控制器積分時間Tc為0.5min前提下，下游用戶加載或卸載過程均不會引起系統(tǒng)關(guān)停，在積分時間為 1min前提下，用戶加載將會引起透平主機的切換，用戶卸載將引起整個燃?xì)庀到y(tǒng)的關(guān)停。故通過上述模擬結(jié)果進行完善燃料氣系統(tǒng)設(shè)計，用于保證系統(tǒng)操作的穩(wěn)定性，可采取的措施有：提高入口調(diào)節(jié)閥 PID過程控制的靈敏度，縮短調(diào)節(jié)閥的調(diào)節(jié)時間；適當(dāng)增大燃?xì)饩彌_罐的容積。

表4 不同工況下燃?xì)饩彌_罐壓力波動計算結(jié)果Tab.4 Calculation results of pressure fluctuation of gas buffer vessel under different working conditions

6 結(jié) 論

該高壓氣田通過采用HYSYS動態(tài)模擬，提高了生產(chǎn)分離器兩級超壓保護的可靠性，降低了井口平臺火炬系統(tǒng)泄放能力，減小了安全閥泄放量，降低了烴露點控制系統(tǒng)相關(guān)設(shè)備的低溫選材等級，優(yōu)化了燃料氣系統(tǒng)設(shè)計。

由于能夠直觀地分析工藝啟動和關(guān)斷、超壓泄放、正常泄壓和系統(tǒng)調(diào)試等工藝過程，突破了工藝常規(guī)設(shè)計中的技術(shù)瓶頸，對評估工藝方案、完善工藝保護和優(yōu)化工藝設(shè)計具有指導(dǎo)意義。這表明，HYSYS動態(tài)模擬將在油氣集輸處理工藝設(shè)計，尤其是深海油氣田的開發(fā)工藝設(shè)計中得到越來越多的重視和應(yīng)用。