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)

0 引言

天外天C至CEP平臺海底混輸管道位于中國上海東南方向450 km 的東海大陸架上，由海底管道和連接海洋平臺垂直立管組成。通過對海底管道清管作業(yè)中有關(guān)內(nèi)容進(jìn)行模擬計算，利用計算結(jié)論為該海底管道清管作業(yè)提供參考。

1 海管與清管球設(shè)計數(shù)據(jù)

該海底混輸管道是將天外天C平臺上的天然氣及原油輸送至天外天CEP平臺，在CEP平臺進(jìn)行油氣處理后，再通過登陸管道輸送至終端，主要設(shè)計數(shù)據(jù)見表1。

表1海底混輸管道參數(shù)設(shè)計表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。

2 海管積液量計算

2.1 海管工況

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 計算結(jié)果

2.2.1 海管進(jìn)口壓力

由圖1可知，模擬計算所得海管進(jìn)口壓力為4.23 MPa，略小于實際海管進(jìn)口壓力4.3 MPa，但仍接近實際海管進(jìn)口壓力，模擬較符合實際情況。

圖1壓力迭代時間曲線圖Fig.1 Pressure iteration time curve

2.2.2 海管出口溫度

由圖2可知，模擬計算所得海管出口溫度為15.1 ℃，略高于于實際運(yùn)行溫度14.1 ℃，但仍接近實際海管出口溫度。模擬較符合實際情況。

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，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，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

2.3 小結(jié)

①計算得到管道進(jìn)口壓力是4.23 MPa，比實際管道進(jìn)口壓力4.3 MPa 小，但仍接近實際海管進(jìn)口壓力。模擬計算所得海管出口溫度為15.1℃，略高于實際運(yùn)行溫度14.1℃，但仍接近實際海管出口溫度。模擬較符合實際情況。

② 海管穩(wěn)定運(yùn)行時，管線內(nèi)的積液量為82.8 m3。

③ 海管穩(wěn)定運(yùn)行時，管線出口的油流量為183.5 m3/d。

3 海管水合物計算

3.1 氣體組分

海管中的氣體組分(體積分?jǐn)?shù))如表3所示。

3.2 水合物生成范圍

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)行時可能有水合物生成，建議清管時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

3.3 甲醇注入量

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項甲醇用量和為1.90 m3/d。

3.4 乙二醇注入量

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。

4 清管過程模擬計算結(jié)果

4.1 海管進(jìn)口壓力

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，因為排出了管道內(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。

4.2 清管球運(yùn)行情況

由圖7可知，整個清管過程所用時間2.11 h；清管球正常行進(jìn)時平均速度約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，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

4.3 段塞量

由圖8可知，終端產(chǎn)生的段塞量76.19 m3；段塞排放時間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

4.4 管道滯液量

由圖9可知，管線穩(wěn)定運(yùn)行時，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)所需的時間14.99 h。

圖9 管道滯液量分析圖Fig.9 Analysis diagram of pipeline liquid holdup

5 結(jié)論

對天外天C平臺至CEP平臺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，管線內(nèi)的積液量為82.8 m3。

②海管內(nèi)可能會形成水合物，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)時平均速度約2.9 m/s，清管過程所用時間2.11 h。

④清管產(chǎn)生的段塞量為76.19 m3，排放時間為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)所需的時間為14.99 h。