謝小波
(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)
天外天C至CEP平臺(tái)海底混輸管道位于中國(guó)上海東南方向450 km 的東海大陸架上,由海底管道和連接海洋平臺(tái)垂直立管組成。通過對(duì)海底管道清管作業(yè)中有關(guān)內(nèi)容進(jìn)行模擬計(jì)算,利用計(jì)算結(jié)論為該海底管道清管作業(yè)提供參考。
該海底混輸管道是將天外天C平臺(tái)上的天然氣及原油輸送至天外天CEP平臺(tái),在CEP平臺(tái)進(jìn)行油氣處理后,再通過登陸管道輸送至終端,主要設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)見表1。
表1海底混輸管道參數(shù)設(shè)計(jì)表Tab.1 Parameter design of offshore mixed transportation pipeline
為了確保清出海管內(nèi)的積液雜質(zhì),選用聚氨酯泡沫球,其密度80~120 kg/m3,球體過盈量設(shè)為3%[1]。球體通過能力很強(qiáng),很容易越過塊狀物體及管道變形部位,既可以避免在海管中發(fā)生卡堵,又可以有效地將管道內(nèi)的積液等清出。
該混輸管道內(nèi)徑384.2 mm,過盈量取3%,則清管球直徑為395.7 mm。
海管運(yùn)行工況如表2所示。
表2海管參數(shù)設(shè)定表Tab.2 Parameter setting of offshore pipeline
2.2.1 海管進(jìn)口壓力
由圖1可知,模擬計(jì)算所得海管進(jìn)口壓力為4.23 MPa,略小于實(shí)際海管進(jìn)口壓力4.3 MPa,但仍接近實(shí)際海管進(jìn)口壓力,模擬較符合實(shí)際情況。
圖1壓力迭代時(shí)間曲線圖Fig.1 Pressure iteration time curve
2.2.2 海管出口溫度
由圖2可知,模擬計(jì)算所得海管出口溫度為15.1 ℃,略高于于實(shí)際運(yùn)行溫度14.1 ℃,但仍接近實(shí)際海管出口溫度。模擬較符合實(shí)際情況。
圖2溫度迭代曲線圖Fig.2 Temperature iteration curve
2.2.3 管道積液量
由圖3可知,管線穩(wěn)定運(yùn)行時(shí),管線內(nèi)的積液量為82.8 m3。
圖3積液量溫度迭代曲線圖Fig.3 Iterative curve of liquid volume and temperature
2.2.4 管道出口油流量
由圖4可知,管線穩(wěn)定運(yùn)行時(shí),管線出口的油流量為183.5 m3/d。
圖4 油流量迭代曲線圖Fig.4 Oil flow iteration curve
①計(jì)算得到管道進(jìn)口壓力是4.23 MPa,比實(shí)際管道進(jìn)口壓力4.3 MPa 小,但仍接近實(shí)際海管進(jìn)口壓力。模擬計(jì)算所得海管出口溫度為15.1℃,略高于實(shí)際運(yùn)行溫度14.1℃,但仍接近實(shí)際海管出口溫度。模擬較符合實(shí)際情況。
② 海管穩(wěn)定運(yùn)行時(shí),管線內(nèi)的積液量為82.8 m3。
③ 海管穩(wěn)定運(yùn)行時(shí),管線出口的油流量為183.5 m3/d。
海管中的氣體組分(體積分?jǐn)?shù))如表3所示。
海管中水合物生成分析如圖5所示。從運(yùn)行工況獲知,管道壓力區(qū)間3.5~4 MPa,溫度區(qū)間11~27 ℃。壓力溫度區(qū)間在圖5中繪出,得到黑色方框區(qū),位于水合物生成范圍,可以得出該海管在極端條件下運(yùn)行時(shí)可能有水合物生成,建議清管時(shí)注入一定量的甲醇或乙二醇。
表3 氣體組分模擬含量表Tab.3 Simulated content of gas components
圖5 水合物生成分析圖Fig.5 Hydrate formation analysis
甲醇注入量由在水中所需的抑制劑量、氣體損失和輕烴溶解損失確定。
3.3.1 水中所需量
要使天然氣水合物形成溫度降達(dá)到7 ℃,所需甲醇在水溶液中的最低濃度:
式中:CMeOH為甲醇在水溶液中濃度,mol%;△t 為海管進(jìn)出口溫度差,℃;M 為甲醇的質(zhì)量,kg;K 為甲醇在輕烴中的溶解質(zhì)量百分比。
則所需的甲醇質(zhì)量:MMeOH=96.02 kg
即:體積量VMeOH=0.12 m3
3.3.2 氣體損失量
式中:a 為甲醇的氣液平衡系數(shù),一般為1 ×10-5~4 ×10-5kg/m3;Mg為氣相中抑制劑的質(zhì)量,kg;Vgas為天然氣體積,N m3;
則所需的甲醇質(zhì)量:MMeOH=707.46 kg
即:體積量VMeOH=0.88 m3。
3.3.3 輕烴損失
式中:K 為甲醇在輕烴中的溶解質(zhì)量百分比,取0.5%;Ml 為溶解在輕烴中的甲醇質(zhì)量,kg;Vl 為凝析烴體積,m3。
則所需的甲醇質(zhì)量:MMeOH=714 kg
即:體積量VMeOH=0.897 m3
以上3項(xiàng)甲醇用量和為1.90 m3/d。
乙二醇?xì)庀鄵p失和在液烴內(nèi)的溶解度較小,可以忽略,因此僅需計(jì)算在水中的溶解量。要使天然氣水合物形成溫度降到7 ℃,所需乙二醇在水溶液中的最低濃度:
式中:CMeOH為甲醇在水溶液中濃度,mol%;△t 為海管進(jìn)出口溫度差,℃;M 為甲醇的質(zhì)量,kg;K 為甲醇在輕烴中的溶解質(zhì)量百分比。
取乙二醇的最低濃度50%,則所需的乙二醇質(zhì)量:MMEG=556 kg,即體積量VMEG=0.50 m3。因此為了防止水合物的形成,每日需要注入的乙二醇用量為0.50 m3。
為了防止水合物的形成,若采用甲醇,每日注入量為1.9 m3;若采用乙二醇,則每日注入量為0.5 m3。
由圖6可知,在清管球行進(jìn)過程中,海管進(jìn)口的壓力平穩(wěn);當(dāng)積液到達(dá)立管后,立管內(nèi)流體壓力逐漸增大,球體速度將減小為0 m/s,氣體在球體后使壓力急劇增大,導(dǎo)致海管進(jìn)口壓力增大;當(dāng)球體前后壓差達(dá)到一定范圍,球體運(yùn)行變快,積液開始流出管道,立管內(nèi)流體壓力逐步降低,球體前后壓差逐漸變大,球體運(yùn)行加快,積液排量達(dá)到最大值,海管進(jìn)口壓力開始降低;當(dāng)通球完成后,因?yàn)榕懦隽斯艿纼?nèi)積液,使得流體輸送的摩阻減小,提高了輸送效率,海管兩端壓差比清管前低,即海管進(jìn)口壓力低于清管前進(jìn)口壓力;清管后隨著海管恢復(fù)到清管前狀態(tài),海管進(jìn)口壓力又將逐漸增加到清管前壓力。
由圖7可知,整個(gè)清管過程所用時(shí)間2.11 h;清管球正常行進(jìn)時(shí)平均速度約2.9 m/s,當(dāng)清管段塞運(yùn)行到立管部分后,球體速度減小為0 m/s;當(dāng)球體前后壓差達(dá)到一定范圍時(shí),球體運(yùn)行變快,隨著段塞流的清出,海管立管內(nèi)壓力逐漸降低,球體前后壓差變大,球體加速進(jìn)入收球端[2-3]。
圖6 海管進(jìn)口壓力分析圖Fig.6 Analysis diagram of offshore pipeline inlet pressure
圖7 清管球運(yùn)行曲線圖Fig.7 Pigging operation curve
由圖8可知,終端產(chǎn)生的段塞量76.19 m3;段塞排放時(shí)間5.63 min,則段塞平均流量為13.53 m3/min。
圖8段塞流量分析圖Fig.8 Flow analysis chart
由圖9可知,管線穩(wěn)定運(yùn)行時(shí),管線內(nèi)的積液量為82.80 m3,清管后海管恢復(fù)到原來的狀態(tài)所需的時(shí)間14.99 h。
圖9 管道滯液量分析圖Fig.9 Analysis diagram of pipeline liquid holdup
對(duì)天外天C平臺(tái)至CEP平臺(tái)海底混輸管道工況數(shù)據(jù)進(jìn)行模擬分析得出以下結(jié)論:
①海管穩(wěn)定運(yùn)行時(shí),管線內(nèi)的積液量為82.8 m3。
②海管內(nèi)可能會(huì)形成水合物,清管前可以先向海管內(nèi)注入甲醇1.9 m3/d,或注入乙二醇0.5 m3/d。
③清管球正常行進(jìn)時(shí)平均速度約2.9 m/s,清管過程所用時(shí)間2.11 h。
④清管產(chǎn)生的段塞量為76.19 m3,排放時(shí)間為5.63 min,平均流量為13.53 m3/min。
⑤清管后海管恢復(fù)到原來狀態(tài)所需的時(shí)間為14.99 h。