海底混輸管道清管段塞影響因素分析及控制

王文光，萬宇飛，曲兆光，劉春雨，劉際海

中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459

海底混輸管道清管段塞影響因素分析及控制

王文光，萬宇飛，曲兆光，劉春雨，劉際海

中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459

海底油氣混輸管道在進(jìn)行清管操作時，清管段塞會對下游的平臺生產(chǎn)流程及設(shè)備帶來沖擊、振動等影響。在管道與平臺連接處安裝段塞流捕集器能夠有效減小清管段塞造成的不利影響，但受平臺面積的限制，段塞流捕集器的尺寸不宜過大。以渤海某油田的新建海底管道為例，分別研究管徑、出口壓力、管道輸量等因素對清管段塞體積的影響規(guī)律，進(jìn)而提出控制清管段塞體積、優(yōu)化段塞流捕集器尺寸的可行措施。研究計(jì)算表明，通過優(yōu)化清管操作，可將該海底管道的清管段塞體積由28.4m3減小至14.0m3左右，優(yōu)化了捕集器的尺寸，減少了工程投資。

清管段塞；影響因素分析；段塞流捕集器；尺寸優(yōu)化

海底油氣混輸管道進(jìn)行清管操作時，清管器前方會聚集大量液體[1]，當(dāng)清管器即將到達(dá)海底管道下游平臺時，會有液體段塞進(jìn)入平臺的設(shè)備和流程，對平臺生產(chǎn)產(chǎn)生較大的影響。因此混輸海管接入海上平臺時，通常會安裝段塞流捕集器，以減小液體段塞對平臺設(shè)備的影響[2-3]。在設(shè)計(jì)段塞流捕集器時，首先需要對實(shí)際工況進(jìn)行分析，確定最大段塞量（通常取決于清管段塞量）[4]；然后根據(jù)最大段塞量確定設(shè)備尺寸[5-9]。但受海上平臺甲板面積的限制，段塞流捕集器尺寸不宜設(shè)置過大[6]，因此需要對海底油氣混輸管道的清管段塞進(jìn)行分析和控制，從而優(yōu)化捕集器尺寸。

本文側(cè)重于在海上油氣田開發(fā)前期研究階段中，通過動態(tài)多相流軟件模擬，研究海底油氣混輸管道清管段塞的影響因素及規(guī)律，優(yōu)化清管方案，控制清管段塞量，從而優(yōu)化海底管道末端段塞流捕集器的尺寸。同時本文的研究結(jié)果可以為海上油氣田現(xiàn)場操作提供參考，減小清管段塞對平臺工藝系統(tǒng)及設(shè)備的沖擊，保證平臺安全運(yùn)行。

1 設(shè)計(jì)基礎(chǔ)與清管工況模擬

1.1 設(shè)計(jì)基礎(chǔ)

渤海某油田設(shè)計(jì)建造一座中心處理平臺CEPA，一座井口平臺WHPB。井口平臺的物流全部輸送至中心處理平臺進(jìn)行處理。由于氣液比較高，由井口平臺至中心平臺的油氣水混輸管道可能存在段塞流，因此需要在中心平臺設(shè)計(jì)一座段塞流捕集器。

井口平臺潛力配產(chǎn)方案中液量最大年的產(chǎn)液量約3 485 m3/d，含水率88%，氣液比約為55.6。20℃條件下原油密度為861.3kg/m3，50℃條件下原油黏度為7.9MPa·s，天然氣相對密度為0.832。

平臺間混輸海底管道長約4.4km，初步設(shè)計(jì)管徑為12in（1in=25.4mm）。出口壓力700 kPa，入口溫度約70℃。海底管道為雙層保溫管，設(shè)計(jì)總傳熱系數(shù)約為1.1 W/（m2·K）。井口平臺水深約為19.4 m，海床泥溫最低為3.7℃。

1.2 清管工況模擬

根據(jù)該油田設(shè)計(jì)運(yùn)行參數(shù)，利用動態(tài)多相流軟件OLGA，模擬WHPB平臺至CEPA平臺混輸海底管道的清管操作，計(jì)算結(jié)果見圖1和圖2。

圖1 清管器運(yùn)行速度和運(yùn)行里程

圖2 清管段塞體積與管道積液量

圖1 為清管器運(yùn)行速度及里程曲線。海底油氣混輸管道中，清管器的速度主要取決于天然氣的流速，從計(jì)算結(jié)果可知，清管器速度約為0.9～1.2 m/s，清管器在管道內(nèi)總的運(yùn)行時間為1.25 h。

圖2為管道積液量及清管段塞體積曲線。當(dāng)清管器到達(dá)CEPA平臺時，海底管道內(nèi)的積液量大幅下降，大量液塞進(jìn)入平臺流程，液塞經(jīng)過段塞流捕集器緩沖，進(jìn)入下游流程。計(jì)算結(jié)果顯示，該條海底管道清管結(jié)束時，在0.6 h內(nèi)排出約140 m3液體，中心平臺處理能力按照186 m3/h計(jì)算，則需要段塞流捕集器處理的液塞體積為28.4 m3，即捕集器的液相有效容積至少為28.4 m3。

2 清管段塞影響因素分析及控制措施

多相流管道內(nèi)流動較為復(fù)雜，影響油氣混輸管道清管段塞的因素有很多，主要包括海底管道起伏角度、管道出口壓力、管道輸量、管徑、管道末端閥門開度等[10]。本文采用上述軟件，較詳細(xì)地分析各因素對管道清管段塞的影響規(guī)律，見表1。

表1 清管段塞體積的影響因素

從中可以看出，隨著管道上傾、出口壓力升高、液相輸量減小、管徑減小和閥門開度減小，需要處理的清管段塞體積減小。根據(jù)上述分析，該條海底管道的清管段塞體積可以通過表2中的措施進(jìn)行控制。

表2 清管段塞體積的控制措施

通過模擬計(jì)算，定量分析表1中各措施的可行性，可以得到：

（1）當(dāng)管徑由12 in減小至10 in時，段塞量減小約14.5 m3。因此在設(shè)計(jì)階段選擇管徑時，應(yīng)綜合考慮壓降、流速、清管段塞等因素，比選出最優(yōu)管徑。該條措施僅適用于設(shè)計(jì)階段，對于已投產(chǎn)的管道無法實(shí)現(xiàn)。

（2）海底管道傾角主要取決于實(shí)際海底管道路由和海床情況，且受鋪管操作的影響，無法定量分析管道傾角的影響。

（3）適當(dāng)提高海底管道出口壓力，可以減小清管段塞。當(dāng)混輸海底管道出口壓力由700 kPa提高至800 kPa時，清管段塞量減小約3 m3。

（4）海底管道登陸中心平臺時，通常會設(shè)置相應(yīng)的調(diào)節(jié)閥及關(guān)斷閥。在實(shí)際清管操作中，適當(dāng)調(diào)小管道出口閥門進(jìn)行節(jié)流，當(dāng)閥門開度約為20%時，段塞量減小約4 m3。

（5）根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)情況，清管時關(guān)閉部分油井或調(diào)小油嘴開度，可以減小海底管道輸量，降低清管器運(yùn)行速度，從而減小清管段塞量。當(dāng)混輸管道的輸油量由414 m3/d降至400 m3/d時，清管段塞量減小約3 m3。

（6）水力清管是指在進(jìn)行清管操作前，通過提高氣相輸量（氣液比），增加氣相的攜液能力，從而達(dá)到減小管道內(nèi)積液量的目的。但該措施受實(shí)際產(chǎn)量限制，可能無法實(shí)現(xiàn)。

（7）在清管操作時，可以將液體臨時泄放至閉排罐，待生產(chǎn)平穩(wěn)后，將閉排罐中的液體通過閉排泵輸往至工藝流程中進(jìn)行處理。本平臺閉排罐設(shè)計(jì)尺寸為2.0 m（ID）×5.6 m（T/T），可以接收液體段塞體積約為5 m3。

經(jīng)過上述分析，如果同時采取措施（3）、（4）、（5）、（7），該條油氣混輸管道的清管段塞量可由28.4 m3優(yōu)化至14.0 m3左右，段塞流捕集器液相最小容積減小50%左右，大大減小了設(shè)備尺寸。考慮到平臺甲板面積、設(shè)備投資等因素，上述優(yōu)化措施約可以節(jié)省工程投資15萬元。

3 結(jié)束語

海底混輸管道的清管段塞會對下游平臺或處理廠產(chǎn)生較大影響，因此本文以渤海油田某新建管道為例，利用多相流動態(tài)模擬軟件OLGA，對清管段塞體積的影響因素進(jìn)行了分析，并提出了相應(yīng)的解決措施，主要結(jié)論如下：

（1）對海底油氣混輸管道清管段塞體積的影響因素進(jìn)行了分析，研究發(fā)現(xiàn)隨著管道上傾、出口壓力升高、液相輸量減小、管徑減小和閥門開度減小，清管段塞體積減小。

（2）在實(shí)際清管操作中，可以通過提高管道出口壓力、節(jié)流、調(diào)整輸量等，控制清管段塞體積，同時可以利用平臺閉排罐等設(shè)備接收部分液塞，從而減小清管段塞對平臺設(shè)備、流程的影響，保證海上平臺安全運(yùn)行。

（3）經(jīng)計(jì)算分析，渤海某油田新建的海底管道，若采取上述一系列的控制措施，可以將清管段塞量由28.4 m3減少至14.0 m3左右，大幅減小下游段塞流捕集器的液相容積和整體尺寸，可以節(jié)省工程投資約15萬元。

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[6]路宏，陳晶華，朱海山，等.海底油氣混輸管道中清管段塞的控制方法[J].石油規(guī)劃設(shè)計(jì)，2013，24（4）：25-27.

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Influence factors and controlmethod ofpigging surge ofsubsea multiphase pipeline

WANG Wenguang，WAN Yufei，QU Zhaoguang，LIU Chunyu，LIU Jihai
CNOOC Tianjin Company，Tianjin 300459，China

During pigging operation of subsea multiphase pipeline，pigging surge will result in a series of adverse effects on the production of offshore platform，such as vibration and strike to downstream platform process and equipment.Slug catcher equipped on the downstream offshore platform can minimize the impact of slug flow and pigging surge.However，the size of slug catcher is limited due to the narrow space of platform.A newly-built subsea multiphase pipeline is studied in this paper to analyze the influences of diameter，outlet pressure and flowrate on the pigging surge.The corresponding measures used to reduce the pigging surge volume are proposed.The calculation results show that the volume of pigging surge can be reduced from 28.4 m3to about 14.0 m3.The size of the slug catcher on the platform can also be optimized.

pigging surge；analysis of influence factors；slug catcher；sizing optimization

王文光（1989-），男，山東濱州人，2015年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）油氣儲運(yùn)工程專業(yè)，碩士，現(xiàn)主要從事海上油氣田開發(fā)前期研究、海底管道流動安全保障研究等工作。

2017-03-27

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.04.010

Email：wangwg17@cnooc.com.cn