黃崇舜　朱寧寧

中國石油化工股份有限公司中原油田分公司,　河南　濮陽　457165

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加納國家天然氣公司海底管道投產(chǎn)方案優(yōu)化

黃崇舜朱寧寧

中國石油化工股份有限公司中原油田分公司,河南濮陽457165

加納Jubilee油田至氣體處理廠的天然氣海底管道作為加納第一條天然氣海底管道,對于改善加納國內能源結構，緩解國內電力緊張具有重要意義。由于氣體富含重烴組分，海底管道DN 250變徑DN 300，落差大等技術難題,常規(guī)海底管道投產(chǎn)方法并不適用。通過合理選擇清管器類型，優(yōu)化排水方案,實現(xiàn)了排水、干燥及進氣投產(chǎn)同步進行并一次投產(chǎn)成功,為深海海底管道投產(chǎn)提供了經(jīng)驗。

海底管道；優(yōu)化；投產(chǎn)

0　前言

加納天然氣一期工程項目由加納國家天然氣公司投資和建設,中國國家開發(fā)銀行提供貸款，中國石油化工集團國際石油工程有限公司提供EPCC總承包。該項目主要是將加納Jubilee油田的天然氣通過海底管道輸往加納西海岸阿圖阿伯(Atuabo)氣體處理廠,然后經(jīng)過陸地管道輸送至加納第二大海港城市塔克拉底(Takoradi)電廠,以改善國內能源結構,緩解國內電力緊張局面。由于受加納國家政治影響,該項目自2011年11月開始運作,至2014年10月才具備投產(chǎn)試車條件。

1　海底管道概況

海底管道起于加納Jubilee油田浮式生產(chǎn)儲存和卸載平臺(以下簡稱FPSO),經(jīng)過3.58 km DN 250的繞性立管與海底790 m深處的管道終端平臺(以下簡稱PLET)相連,然后經(jīng)過約14 km DN 300深海管道到達水深81 m處與約44 km DN 300淺海管道相連,最終到達氣體處理廠海管接收單元[1]。海底管道主要設計參數(shù)見表1,海底管道剖面圖見圖1。

在FPSO和氣體處理廠海管接收單元設置永久性收發(fā)球裝置,在海底PLET靠近氣體處理廠方向依次設置變徑法蘭(DN 300～DN 250)、單向閥、球閥、臨時收發(fā)球裝置等，在約58 km海底管道施工完后,為保護海底管道，在管道內充滿添加抑制劑的海水。PLET裝置見圖2，臨時收發(fā)球裝置見圖3。

表1海底管道主要設計參數(shù)

參數(shù)數(shù)值參數(shù)數(shù)值管道外徑/mm323.9設計壓力/MPa23.8管道壁厚/mm15.9工作壓力/MPa20.7管道材質API-5L-X65[SMLS]設計溫度/℃70設計壽命/a25工作溫度/℃50腐蝕裕量/mm3最大密度/(kg·m-3)336涂層聚丙烯防腐涂料,混泥土配重最小密度/(kg·m-3)208

圖1　海底管道剖面圖

圖2　PLET裝置

圖3　臨時收發(fā)球裝置

2　投產(chǎn)方案選擇

2014年9月,加納天然氣一期工程項目氣體處理廠及陸地管道部分施工進入收尾階段,按照工程總體進度安排,需提前對海底管道做投產(chǎn)準備工作。

由于FPSO至PLET是DN 250繞性立管,而PLET到氣體處理廠海管接收單元是DN 300管道,在海底管道置換時,準備從FPSO放5個變徑清管器,但考慮到清管器從DN 250變DN 300,且沿程存在磨損,其密封效果不佳,可能導致管道內殘留海水。因此,為確保掃水徹底,避免管道殘留水對氣體處理廠設備造成影響,投產(chǎn)前需將多個DN 300清管器預先推至PLET附近,提高投產(chǎn)時掃水效果。

2.1基本技術參數(shù)

自FPSO來海底管道管輸天然氣組分見表2。

通過對海底管道運行工況模擬計算,為確保海底管道安全運行,不出現(xiàn)析烴凝液現(xiàn)象,至少需保證FPSO外輸壓力不低于13.0 MPa、排量不低于35 400 m3/h。

2.2常見投產(chǎn)置換方法及案例

在國內,海底管道投產(chǎn)置換一般采用干空氣驅動多個清管器(俗稱清管列車,中間加注干燥劑或淡水)置換海水的方法。

表2海底管道管輸天然氣組分

組分摩爾濃度/(%)組分摩爾濃度/(%)氮氣0.77正戊烷0.59二氧化碳1.15正己烷0.09水蒸氣0.00苯0.05甲烷73.58ci3-M-CC6ol0.06乙烷9.33甲苯0.01丙烷9.27乙苯0.00異丁烷1.46對二甲苯0.00正丁烷2.94鄰二甲苯0.00異戊烷0.69

2.2.1平湖-上海輸氣管道

圖4　平湖清管列車組成方案

2.2.2東方1-1氣田上岸輸氣管道

圖5　東方1-1排水清管列車組成方案

2.2.3春曉—寧波輸氣管道

圖6　測徑、置換、干燥清管列車組成方案

2.3加納海底管道置換方案優(yōu)化選擇

國內投產(chǎn)的海底管道多為淺海管道,運行壓力 9.0 MPa 左右,而加納海底管道最大落差近1 000 m,運行壓力達到19.0 MPa(最低運行壓力13.0 MPa),且在PLET處存在變徑法蘭。因此,借鑒國內海底管道的投產(chǎn)方案意義不大,需要結合加納海底管道實際情況合理優(yōu)化選擇投產(chǎn)方案[8]。

2.3.1置換海水

2.3.1.1氮氣置換海水

考慮到陸地管道置換時采取制氮機氮氣置換[9],海底管道投產(chǎn)可利用現(xiàn)有制氮機對海底管道進行氮氣置換。具體思路如下：

在氣體處理廠海底管道接收單元處放置空壓機,通過收發(fā)球筒對海底管道注入20 m3添加綠色染色劑的淡水,打開PLET上臨時收發(fā)球筒閥門,插入Moffat(200)有限公司的DN 50(通徑)單面插頭使對夾式止回閥處于打開狀態(tài)；然后從海底管道接收單元收發(fā)球筒依次放入DN 300板式清管器、20 m3乙二醇、DN 300板式清管器、1 200 m3氮氣[10]、DN 300板式清管器,利用制氮機將氮氣壓力提升到8.0 MPa推動清管列車掃水,當通過水下機器人觀察到PLET處排出綠色淡水時,關閉制氮機及PLET上DN 250球閥和DN 50放空閥,將管線壓力維持在8.0 MPa,海底管道掃水結束。

2.3.1.2淡水置換海水

考慮到壓縮空氣置換海水方案中,無法有效控制DN 300板式清管器的運行速度,一旦板式清管器到達PLET上變徑法蘭時的速度過快,將有可能造成板式球卡在變徑法蘭處,導致不可控因素發(fā)生,因此,提出淡水置換海水投產(chǎn)方案。具體思路如下：

通過收發(fā)球筒對海底管道注入20 m3添加綠色染色劑的淡水,打開PLET上臨時收發(fā)球筒閥門,插入Moffat(200)有限公司的DN 50(通徑)單面插頭使對夾式止回閥處于打開狀態(tài)；然后從海底管道接收單元收發(fā)球筒放入4個DN 300板式清管器和20 m3乙二醇,使前3個清管器每2個球中間充滿10 m3乙二醇,利用氣體處理廠的消防系統(tǒng)外接1個臨時流量計向海管注入淡水,緩慢推著清管列車和乙二醇前進,當通過水下機器人觀察到PLET處排出綠色淡水時,關閉空壓機及PLET上DN 250球閥和DN 50放空閥,海底管道掃水結束[11]。

2.3.2連接FPSO至PLET間繞性立管

在濕停車架(Wet Parking Frame)對繞性立管進行壓力試驗,排出繞行立管中的殘留水,分別向繞性立管中注入180 m3乙二醇,并用5個變徑清管器隔開；然后移除PLET上臨時收發(fā)球裝置,將繞性立管與PLET的水下連接頭連接,進行嚴密性測試,打開PLET上DN 250球閥。

2.3.3投產(chǎn)進氣

導通FPSO正常生產(chǎn)流程和氣體處理廠海底管道接收單元臨時放空流程,啟動FPSO壓縮機,將壓力提升到13.0 MPa,流量控制在35 400 m3/h(由于自FPSO來的天然氣富含其他烴類混合物,通過模擬計算,為避免海底管道出現(xiàn)凝液,海底管道最低運行壓力需不低于13.0 MPa,流量不低于35 400 m3/h),使高壓烴氣進入繞性立管系統(tǒng),推動乙二醇和清管器到達海底管道接收單元收發(fā)球筒,當檢測到乙二醇或第一個清管器到達后,對乙二醇進行回收,純氣頭到達并檢測合格后,導通氣體處理廠正常生產(chǎn)流程。

2.3.4驗收標準

海底管道接收單元天然氣進入氣體處理廠后,先通過J-T閥將13.0 MPa及以上壓力降至9.5 MPa以下,然后進入三相分離器(設計壓力10.0 MPa),再經(jīng)過J-T閥二次降壓至5.0 MPa,進入深冷裝置(最低運行溫度-30 ℃)進行氣體組分分離,為了防止J-T閥及下游設備發(fā)生凍堵,按照設計要求及工藝模擬軟件計算,海底管道來氣水露點必須低于-30 ℃。投產(chǎn)過程中通過在海底管道接收單元，利用便攜式水露點檢測儀進行在線監(jiān)測和取樣送實驗室(實驗室設在氣體處理廠)檢測相結合的方式確保來氣含水不超標。

3　投產(chǎn)方案優(yōu)化

3.1置換海水方案選擇

壓縮空氣置換海水方案中,優(yōu)勢是能充分利用現(xiàn)有設備,但存在幾方面技術難題[12]：

1)無法精確控制第一個DN 300板式球到達PLET時的運行速度,容易導致球卡在變徑法蘭處,甚至破損,造成后續(xù)變徑球卡堵。

2)經(jīng)過軟件模擬,清管列車在達到深海區(qū)域后,遭遇陡坡,列車無法獲得持續(xù)推進壓力,易出現(xiàn)列車停滯現(xiàn)象。若需要獲得持續(xù)的清管效果,對氮氣流量要求過高,現(xiàn)場制氮機不能完全滿足要求。

3)投產(chǎn)時FPSO注入了180 m3乙二醇,清管列車前后均是氣體,在FPSO升壓至13.0 MPa時,清管列車由于前后壓差過大,將可能向氣體處理廠方向高速運行,導致清管器損壞[13]。

由于以上問題無法有效解決,可能導致海底管道投產(chǎn)失敗,因此,最終選擇了淡水置換海水方案。

3.2清管列車組合方式及功能

3.2.1清管器選擇

整個海底管線投產(chǎn)過程都是通過清管列車完成,清管器選型設計是保證管道投產(chǎn)成功的關鍵,針對加納海底管道實際情況對清管器選型提出了不同要求。從氣體處理廠通入的列車需要滿足密封性與雙向清管的要求,因此選用了密封性能好帶阻擋板且能雙向運行的4密封板清管器,該類型清管器導向板在清管器兩端,且在第一個直板清管器前段加裝直徑為260 mm阻擋板(變徑法蘭DN 250側管線內徑為222 mm),防止板式球進入DN 300～DN 250的變徑法蘭,并將阻擋板前端導向板加厚至30 mm,以承擔阻擋板重量[14]；FPSO通入的清管器選擇,選用了變徑清管器[15],以滿足海底管道系統(tǒng)中不同管徑的密封要求。帶阻擋板雙導向4密封板清管器見圖7，變徑清管器見圖8。

3.2.2清管列車的功能

清管列車示意圖見圖9,DWP 1～DWP 4為從陸地海管道接收單元發(fā)送的雙向清管器[16],在DWP 1前充入20 m3染色淡水,目的是在PLET處通過水下機器人容易觀察到染色水,判斷陸地發(fā)送的清管列車即將到達PLET變徑法蘭,提前調節(jié)清管列車推進速度,防止DWP 1運行速度過快卡在變徑法蘭處；DWP 1～DWP 3之間兩個封閉空間充入20 m3乙二醇是為了反向推進時(天然氣進入時)干燥海底管道；FPSO發(fā)送的5個變徑清管器,由于考慮到4個雙向清管器以及變徑清管器在 DN 300 管線中可能密封不嚴,因此在TGLP 1～TGLP 5之間4個密封空間共充入180 m3乙二醇用來干燥3.58 km繞性立管、PLET管路以及提升海底管道干燥效果[17]。

圖7　帶阻擋板雙導向4密封板清管器

圖8　變徑清管器

圖9　海管投產(chǎn)方案清管列車示意圖

3.3清管列車運行參數(shù)控制

為了避免置換海水時在PLET變徑法蘭處出現(xiàn)卡球和水擊[18],在氣體處理廠海底管道接收單元臨時流程處安裝1臺流量計,以監(jiān)測進水流量,控制清管列車運行速度在0.5～1.0 m/s；通過累計流量判斷當?shù)谝粋€清管器距離變徑法蘭約100 m或見到染色水時,控制清管列車運行速度為0.1～0.2 m/s；收球時,由于FPSO提供高壓天然氣,為有效控制清管列車運行速度,在收球臨時流程上除加裝監(jiān)測用流量計外,安裝1個流通直徑為 DN 50 孔板限流,避免清管器運行速度過快。

4　投產(chǎn)結果驗證

置換海水過程中[19],從氣體處理廠海底管道接收單元共注入20 m3染色劑、20 m3乙二醇及3 852.97 m3淡水,置換海水耗時59 h,平均流量約66 m3/h(流速0.27 m/s),置換結束后,海底管道接收單元壓力維持11 MPa。乙二醇注入量及回收量對比見表3。

進氣時,FPSO壓力穩(wěn)定在13 MPa,氣體處理廠海底管道接收單元平均壓力11.5 MPa,共收液體4 118.03 m3,平均流量89 m3/h(流速0.37 m/s)。

FPSO放入的清管列車,由于初始階段銜接不暢,導致TGLP 1清管器在繞性立管與PLET連接處掉入海中丟失,最終只回收4個雙向直板清管器和4個變徑清管器,回收的清管器沒有發(fā)現(xiàn)明顯磨損。

表3乙二醇注入量及回收量對比

清管器編號注入乙二醇量/m3回收乙二醇量/m3備注DWP4--DWP33029.11淡水DWP2107.25DWP11013.58TGLP1--清管器丟失TGLP3450TGLP4454.3TGLP545136.25TGLP64538.73

通過投產(chǎn)過程及表3數(shù)據(jù)可以看出：

1)清管過程中雙向清管器整體密封性能優(yōu)于變徑清管器。

2)DWP 1～DWP 2與DWP 2～DWP 3之間乙二醇發(fā)生了竄漏現(xiàn)象,為增加密封效果,可適當增加密封盤數(shù)量。

3)由于TGLP 1清管器丟失,導致DWP 1～TGLP 3之間乙二醇漏失,2個清管器同時到達。

4)由于變徑清管器在DN 300管線中密封效果不佳,導致TGLP 3～TGLP 4、TGLP 4～TGLP 5之間乙二醇互竄嚴重。

5)清管列車從FPSO向氣體處理廠推進過程中,氣體壓力保持恒定,不存在清管列車停滯、氣體不斷壓縮等現(xiàn)象,保證整個投產(chǎn)過程的持續(xù)、安全[20]。

5　結論

通過最終海底管道接收單元檢測，天然氣水露點低于-35 ℃,滿足氣體處理廠生產(chǎn)要求,置換、干燥方案達到預期效果。隨著我國對海洋資源的開發(fā)力度不斷加大,深海天然氣管道的建設必將成為趨勢,加納國家天然氣公司的海底管道投產(chǎn)為海洋石油天然氣工程的建設提供了寶貴的經(jīng)驗。

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2015-10-21

黃崇舜(1984-)，男，湖北紅安人，工程師，學士，主要從事油氣田地面工程的工藝管理工作。

10.3969/j.issn.1006-5539.2016.02.003