海底輸氣管道調試投產方案研究及應用

郎一鳴 賈宏偉 許文兵

中海石油(中國)有限公司上海分公司， 上海 200030

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海底輸氣管道調試投產方案研究及應用

郎一鳴 賈宏偉 許文兵

中海石油(中國)有限公司上海分公司， 上海 200030

根據某項目投產天然氣組分模擬研究海底輸氣管道在實際投產運行時天然氣水合物生成條件，從而優化原設計要求的海底輸氣管道的調試投產方案，并創造性地應用一種基于實際環境和配產數據的快速直接投產方案，縮短工期10d，為海上類似項目的建設投產提供相關技術參考。

水合物；配產數據；海底輸氣管道；調試；投產方案

0 前言

考慮到海上工作環境惡劣，海管調試期往往和井口平臺及鉆機模塊調試同時進行，但給原本有限的井口平臺空間造成壓力，為此本文根據中國海洋石油某項目投產天然氣組分模擬研究海管在實際投產運行時天然氣水合物生成條件，從而優化原設計的調試投產方案。

1 海管投產運行工況模擬

根據實際天然氣的配產數據及溫度，對WHPA至CEP海管投產后的運行工況進行模擬。由于投產初期天然氣輸量有可能小于設計輸量，因此分別計算設計輸量和1/2設計輸量下的海管參數。不同輸量的海管參數和積液量見圖1～4，投產工況模擬結果匯總見表1。

從圖1～4及表1可知，海管投產天然氣輸量從設計128×104m3/d降至64×104m3/d，出口壓力不變，海管入口壓力從5.56MPa下降到5.25MPa；海管入口溫度不變，出口溫度從19 ℃下降至18 ℃；積液量從215m3上升到303m3。

2 天然氣水合物特性及抑制措施

天然氣水合物生成條件：天然氣中存在游離水，天然氣的溫度必須等于或低于天然氣中水蒸氣的露點溫度；在一定的壓力和天然氣組分條件下，天然氣溫度低于水合物生成溫度；操作壓力高，使水合物生成溫度上升至操作溫度。根據天然氣水合物的生成條件，選擇合適的投產時間，提高環境溫度，降低投產時的壓力從而抑制水合物的生成[7]。

根據表1模擬不同工況下海管投產水合物生成曲線，見圖5～6。

圖1 輸量128×104 m3時海管運行參數

圖2 輸量64.3×104 m3時海管運行參數

圖3 輸量128×104 m3時的海管積液量

圖4 輸量64.3×104 m3時海管積液量

表1 投產工況模擬結果匯總

圖5 工況1水合物生成曲線

圖6 工況2水合物生成曲線

通過計算分析WHPA至CEP的兩種模擬工況的海管入口組分水合物生成曲線，發現海管運行溫度壓力范圍均不在水合物生成區域，為確保在海管最高運行壓力下，水合物形成溫度比環境溫度低10 ℃，比原不加抑制劑的水合物生成溫度降6 ℃，向海管中加入抑制劑。

天然氣水合物堵塞管道或設備，會影響正常生產。因此，必須采取措施防止水合物形成，主要方法有：脫除天然氣中水分，使天然氣水露點降低到操作溫度以下；添加水合物抑制劑，阻止水合物的生成或促使流體不滿足水合物的生成條件。目前海洋平臺上應用較多的是無毒無害的熱力學抑制劑乙二醇[7]。兩種工況下不同濃度乙二醇水合物生成曲線見圖7～8，海管WHPA至CEP水合物抑制劑模擬結果見表2。

圖7 工況1不同濃度乙二醇水合物生成曲線

圖8 工況2不同濃度乙二醇水合物生成曲線

表2 海管WHPA至CEP水合物抑制劑模擬結果匯總

3 腐蝕特性預測

采用腐蝕預測的三種主要模型：

模型一，NORSOKM506經驗模型。NORSOKM506是基于低溫實驗室數據和高溫現場數據而建立的最著名經驗模型。數據源于低鐵離子的液相實驗，實驗溫度5～150 ℃。在100～150 ℃其預測結果比DeWaard模型更接近實際腐蝕速率。

模型二，IFE頂部腐蝕(top-of-line)模型。IFE是通過實驗提出的一個經驗公式，其預測速率與水的冷凝速率、碳酸鐵的溶解度和過飽和系數成正比。經驗公式包括水冷凝速率、鐵離子溶解度和溫度三個參數。

模型三，DeWaard95(DW95)半經驗模型。半經驗模型與經驗模型的區別在于，它研究了CO2腐蝕過程的化學、電化學反應以及介質的傳輸。DeWaard模型由SHELL公司開發，是目前應用最廣泛的半經驗模型，最新版本是DW95。

圖9 同一輸量下不同模型海管腐蝕預測

圖10 模型一不同輸量海管腐蝕預測

三種模型海管腐蝕預測結果見圖9。三種模型腐蝕預測速率沿管線呈逐漸減小趨勢。預測速率:模型一4.8～8mm/a,模型二0.000 5～0.006mm/a,模型三4～6mm/a。由圖10可知模型一在三種輸量下的腐蝕速率曲線變化趨勢基本一致，均隨里程的增加逐漸下降，在里程約7km之前下降速度比較明顯，7km后變化逐漸平緩，原因可能是隨著氣體沿著海管的運動，沿程溫度、總壓與酸性氣體分壓逐漸降低，使腐蝕介質傳遞速度下降，酸性氣體溶解性降低、液體酸度減小，降低了腐蝕反應的速度。

隨著天然氣輸量的增加，同一管段處的腐蝕速率逐漸增大，由于隨著氣量的增大，管道內氣體流速變大，氣體的攜液能力和對管道壁面的沖刷剪切能力增大，壁面剪切力對管道的腐蝕速率影響最大，成為腐蝕速率的控制因素之一。為此，建議采取內防腐措施，向海管內加入一定計量的緩蝕劑[9-10]。

4 海管投產技術方案

根據原設計要求，由于考慮海管投產時設計壓力7.9MPa和環境極端低溫，海管試壓完必須做排水、干燥和惰化，而通過上述實際投產的壓力、配產數據以及環境溫度分析，海管投產時不會產生水合物，保守起見，在投產時考慮向管內加注乙二醇133L/d，使水合物生成溫度降至9.3 ℃。為此，項目投產精簡了排水、干燥和惰化過程，設計出利用干燥氮氣隔離，外輸天然氣作為動力推動清管器，排水、投產一次性完成的方案，見圖11。

圖11 排水、投產一次性完成方案

清管器從WHPA平臺發球筒向CEP平臺收球裝置發送，CEP平臺收球裝置接收清管器。清管器采用6個密封面的直板型清管器，由1個壓縮氮氣車廂推動，動力源為WHPA井口平臺天然氣，控制氣體速度和壓力，使清管列車速度維持在0.5～1.0m/s，平臺收球速度不超過0.5m/s。該投產方案精簡了排水、干燥和惰化過程，縮短工期10d，緩解了平臺調試期間空間占用問題。

5 結論

1)通過水合物模擬計算可知，海管運行溫度壓力范圍均不在水合物形成區域，為降低風險，可選擇甲醇或乙二醇作為水合物抑制劑，確保水合物形成溫度比環境溫度低10 ℃。

3)海管投產后由于流體中含有水和一定量的CO2，海管運行過程中會發生腐蝕。海管預測腐蝕速率沿管道里程增加而逐漸降低；海管輸量增加時，腐蝕速率一般會相應增大，投產時建議添加防腐劑。

4)根據實際投產工況下的水合物生成條件分析，提出利用干燥氮氣隔離，外輸天然氣作為動力推動清管器，排水、投產一次性完成的方案，大大緩解了平臺空間矛盾，節省工期10d。

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2015-05-27

中國海洋石油重點工程項目資助(RFP-2014-HYPS-0058-HY1)

郎一鳴(1982-)，男，浙江臨安人，高級工程師，碩士，主要從事海底管道技術及項目管理工作。

10.3969/j.issn.1006-5539.2015.06.004