西非某深海天然氣管道投產方案研究及應用

時明暉

中石化石油工程設計有限公司，山東東營 257026

西非某深海天然氣管道投產方案研究及應用

時明暉

中石化石油工程設計有限公司，山東東營 257026

某深海天然氣管道由內徑為10 in柔性立管及12 in剛性管通過海底管匯終端連接組成，常規的海底天然氣管道投產需要經歷排水、干燥、惰化、天然氣置換氮氣、通氣投產等步驟。為了節省費用和時間，該項目創新采用淡水置換海水、天然氣置換淡水和變徑球隔離乙二醇干燥的試運投產方案。對天然氣串漏量、水合物生成、變徑清管球、清管列車組合等進行了數值模擬研究。模擬研究及投產實踐表明：通過合理設置清管列車組合可以避免形成爆炸混合物；只要清管列車組合和MEG劑量選擇合適，高壓、低溫工況下局部夾水通氣方案可以避免產生水合物；大變徑清管球應用于海底管道系統切實可行。

深海天然氣管道；投產方案；數值模擬；投產驗證

1 項目概況

某深海天然氣管道由內徑10in（1in=25.4mm）柔性立管及12 in剛性管通過海底管匯終端連接而成，管道設計壓力23.8 MPa，輸量623萬m3/d，主要由以下幾部分組成（其示意見圖1）：

（1）柔性立管。用于聯接FPSO（浮式生產儲油船）與PLET（海底管道終端，位于水深800 m處），其內徑10 in，長2.7km，最大工作水深1070m；在投產操作前柔性立管已經鋪設在海底，其海底端頭鵝頸管被固定在海底臨時支架（WPF）上。

（2）PLET。整體作為聯接管道和柔性立管的中間控制系統，包括VCS公接頭（接臨時收球筒）、球閥（內徑254 mm）、止回閥（內徑222 mm）、大小頭（DN250/DN300）。臨時收球筒用在管道通球過程中，在投產期間該收球筒將被卸掉。

（3） 深海管道。剛性管道，內徑12 in，長14.14 km，位于PLET的水深800 m處至水深81 m處，在2011年建成，內充含有防腐劑的海水。

（4） 淺海管道。剛性管道，內徑12 in，長41.86 km，位于水深81 m處至登陸點處，2013年3月建成，于2014年6月完成清管、測徑和試壓，內充含有防腐劑的海水。

（5）登陸管道與陸上收球筒、處理廠。登陸管道長2 km，處理廠內收球筒標高+7 m，整個處理廠在2014年10月達到進氣條件[1]。

2 投產難點分析

（1）高壓、低溫致使操作中產生水合物堵管的風險性非常大。該管道系統最大工作水深1 070 m，海底管道掃水壓力超過11 MPa，管道周邊水溫接近4℃，若干燥不充分，在此高壓、低溫組合環境下極容易產生水合物[2]。

圖1 管道系統組成示意

（2）大變徑的管道系統增加了通球風險。在整個投產系統中，天然氣從FPSO輸出，經過內徑10 in柔性立管和球閥、8 in止回閥和接頭，再經過內徑12 in的海底管道，大變徑管道對清管器性能提出了更高的要求，也大大增加了通球難度。

（3）部分無法清除的存水增加了產生水合物的風險。在PLET處存在1.5 m3的處理海水，需要夾水通球，從而增加了產生水合物的風險。

如何高效、安全地完成復雜的海上投產任務是項目部必須面對的問題，項目部為此于2013年立項，針對深海輸氣管道投產工藝問題展開了技術攻關。

3 投產方案研究

考慮兩個投產方案，方案一：常規的壓縮空氣/氮氣驅動排水、干燥，天然氣置換的通氣方案[3]；方案二：淡水推掃海水，天然氣驅動乙二醇干燥、置換的通氣方案。

3.1 方案一

由于本方案需要的氮氣量約3萬m3/h，壓力至少11 MPa，需要的制氮機及壓縮機規模大、成本高，對海外項目尤甚，故從經濟角度暫不考慮用氮氣。用壓縮空氣驅動排水、干燥的最大風險為天然氣置換過程中形成混合氣體發生爆炸的風險[4]。

（1）壓縮空氣用量研究。采用OLGA軟件模擬不同壓縮空氣流量驅動排水情況下清管球在海底管道各段的運行速度，以判斷是否存在停球的風險。研究選取壓縮空氣流量為1.15萬、2萬、3萬m3/h進行模擬，研究結果表明，各流量對應的深海段球速分別為0.02、0.10、0.20 m/s。為減小停球風險[5]，選定壓縮空氣的流量為3萬m3/h。

（2）天然氣串漏情況研究。在通氣過程中，利用FPSO的天然氣驅動180 m3的MEG（乙二醇），再由MEG推動陸上終端管道內的介質。通過不同的通氣組合研究天然氣向前串漏，從而與空氣形成混合氣體的情況[6]。模擬過程所有清管球串漏率取為5%。初始采用的模擬基礎數據為：陸地終端初始背壓9 MPa，泄放口直徑2 in，天然氣流量4.72萬m3/h。清管列車的不同組合見圖2和圖3。

圖2 方案一的清管列車組合一

通球時間為6 h，對甲烷（代表天然氣）、水和MEG的狀態進行全程監測，在水段沒有觀測到甲烷的聚集，表明在模擬中沒有天然氣串漏，但是存在任何非故意操作暫停都可能導致天然氣和空氣混合的風險。

為優化通球時間和合理控制球速，先后又將天然氣流量調整到1.888萬m3/h，終端初始背壓調整為2.5 MPa，泄放口直徑調整為20 mm等不同組合情況進行研究，結果表明兩種清管列車方案正常操作均無天然氣串漏危險。

圖3 方案一的清管列車組合二

3.2 方案二

該方案利用陸地終端的消防水將海底管道里的海水置換，然后通過FPSO上的天然氣直接驅動清管球進行掃水、干燥、置換、通氣投產[7]。

（1）工藝過程。海水置換過程采用4個高密封雙向直板球（DWP1～DWP4），以便通氣投產時返回陸地收球。清管列車組合見圖4。

圖4 海水置換清管列車組合

進氣投產過程中，立管內設置5個變徑球（TGLP1～TGLP5），可以密封8、10、12 in的管徑。清管列車組合見圖5。DWP1與TGLP1之間的12 m3海水主要是柔性立管與PLET連接過程中進入的海水量。

圖5 進氣投產清管列車組合

（2）水合物生成風險研究[8]。初始采用的模擬基礎數據為：所有清管球串漏率5%，陸地終端泄放口管徑2 in，天然氣流量1.888萬m3/h，壓力14 MPa。結果顯示，在通球過程順利無停滯的情況下，未發現天然氣串漏至水段。隨后改變泄放口尺寸及雙向球串漏率，主要模擬結果見表1。

表1 水合物模擬結果

分析結果表明，操作停滯時間2、12 h后，天然氣向水段串移現象不明顯，停滯26 h后天然氣有向水段串移的風險。圖6為停滯26 h之后的全線組分圖，從中可以看出，在PLET處的海水在串移現象發生時將首先接觸天然氣。在海底管道大約15 km處凈水質量分數降低到93%時，天然氣質量分數為7%。對應的水合物預測曲線見圖7，結果顯示在操作暫停24 h左右，水合物可能形成，軟件預測水合物為II型。

通過對上述投產方案一和方案二的對比論證研究，最終確定采用方案二進行投產。

圖6 停滯26 h之后全線組分

圖7 水合物預測曲線

4 清管列車組合研究

本項目柔性管管徑10 in、硬管12 in，PLET處設有8 in短節及8 in的止回閥，這就要求清管器的性能既要滿足10 in軟管的彈性盈余，又要滿足8 in止回閥及短節的柔性過渡以及與12 in海底管道的長距離良好密封要求[9]。

4.1 大變徑清管球的選型

經項目部與廠家合作研究，本項目特制5個輪式變徑球。主要結構為：準230 mm密封板1片，用于密封內徑為222 mm的截止閥；準265 mm密封板2組，用于密封內徑為254 mm柔性立管；準305 mm密封板2組，用于密封內徑為292 mm的硬管。密封板的材料選用聚氨酯。變徑球主要利用前導輪調節密封片直徑，以滿足不同直徑管道的通球密封。工作過程模擬見圖8。

圖8 變徑球工作過程模擬

4.2 高密封雙向清管球的研制[10]

排水后海底管道內剩余水量的多少直接影響干燥效果和水合物產生的風險，為此，通過多類型比對，選用聚氨酯直板型清管球。該類球的工作特點是耐磨和密封效果好、清管能力強。每個清管球設計有2組直板，每組設置導向板1片（準290 mm）、密封板2片（準308 mm）。考慮到從陸地向PLET掃水時，第一個清管器有可能會由于管徑變小而嵌入PLET端口處，因此在第一個雙向清管球前端增設了一塊準270mm的鋼制擋板。為了保證能用磁力探測器檢測清管器位置的變化，在第一、第四雙向清管器上安裝磁鐵，作為陸上收球筒機械通球信號器檢測的補充措施。

4.3 清管器組合的優化

為盡量清除海底管道殘留水分，減少水合物生成的風險，本項目采取增加清管球數量、采用先進輪式變徑清管器和高密封清管器、增加乙二醇隔離長度等方案保證整體干燥質量，實際實施過程中采用的清管列車組合為：4個雙向/高密封通球器+5個大變徑/磁力通球器（8 in/12 in），見圖9。

圖9 實際實施的清管列車組合

4個雙向直板型清管球除去管道中的游離水，殘留水膜厚度考慮在0.05～0.15 mm范圍內，殘留水量約10 m3。柔性立管放置5個變徑清管球，第一個變徑清管球前充40 m3乙二醇，其余各個球之間均充35 m3乙二醇，共充乙二醇168 m3，保證可以全部吸收管道內殘留水，并且有效隔離天然氣和空氣。投產收球后，所有清管球無明顯磨損，見圖10。

5 投產結果驗證

（1）整個通球投產過程約48 h，球速控制在0.4～0.5 m/s之間，與之前的模擬計算結果吻合。

（2）乙二醇回收裝置共回收液體約210 m3，表明乙二醇吸水約10 m3，與模擬分析結果非常接近。

（3）回收倒數第三個變徑球TGPL3時發現天然氣，表明變徑球密封效果較差，天然氣已經串漏3道變徑球，但尚未與夾水段接觸。

圖10 清管列車磨損情況

（4）投產24、72、240 h后測得水露點分別為-30.4、-34.4、-50.8℃，FPSO出口天然氣水露點要求為-50℃。分析結果表明240 h之后已處于完全干燥狀態，乙二醇干燥效果明顯。

6 結束語

（1）掃水、干燥、置換、通氣的深海管道投產工藝（即上述的方案二）經濟、可行。該項目一次投產成功，經過核算，該方案比常規的壓縮空氣/氮氣驅動排水、干燥，天然氣置換通氣方案（即上述的方案一），節約費用211萬美元，節約工期約3個月，經濟效益巨大。

（2）大變徑通球工藝在深海管道通球中雖有風險，但總的來說切實可行。本項目管徑由8 in變到12 in，變化率高達50%，經過與廠家結合而研制出的特殊大變徑輪式清管球滿足了項目要求。

（3）大變徑清管球密封性較差。本項目通氣投產過程中由于FPSO外輸壓縮機故障，致使海上供氣停滯約5 h，收TGPL3球時發現天然氣串漏，與模擬分析顯示停滯12 h以內并無明顯串漏現象矛盾，這表明變徑球實際串漏率比模擬中采用的5%要高。

[1]許忠亮.加納天然氣海底外輸管道試運和投產[J].石油工程建設，2015，41（5）：28-31.

[2]曹學文.海底輸氣管道干空氣干燥工藝技術[J].天然氣工業，2004，24（5）：116-119.

[3]于達.海底天然氣管道投產案例分析[J].天然氣工業，2007，27（10）：109-111.

[4]于達，宮敬.海底長距離輸氣管道投產研究[J].天然氣工業，2002，22（3）：78-80.

[5]郎一鳴，賈宏偉.海底輸氣管道調試投產方案研究及應用[J].石油與天然氣，2015，33（6）：16-19.

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[7]耿良田，于洪喜.天然氣輸送管道除水干燥技術[J].油氣田地面工程，2005，24（7）：14-15.

[8]苗建，鄭新.天然氣-凝析液混輸管道水合物防控策略經濟性研究[J].油氣田地面工程，2016，35（5）：1-4.

[9]許忠亮.海底輸氣管道變徑清管器的投產應用[J].管道技術與設備，2015（5）：42-44.

[10]臧延旭，楊寒.長輸管道變徑清管器研究進展[J].管道技術與設備，2013（6）：45-48.

Research on deepwater natural gas pipeline commissioning scheme for project in West Africa

SHIMinghui
Sinopec Petroleum Engineering Corporation，Dongying 257026，China

The deepwater naturalgas pipeline consists of 10 inch flexible riser and 12 inch steelpipeline which are connected by PLET.When coming to commissioning，the subsea pipeline will conventionally be dewatered，dried and purged with nitrogen before the nature gas goes into the pipeline.For saving money and time，the proposal is taken by using fresh water to displace seawater，using natural gas to displace fresh water and drying with MEG which separated by multi-diameter pigs.The numericalsimulation of gas throughout quantity，hydrate formation，multi-diameter pigs and pig train is carried out.The results of the study indicate that explosive mixed gases can not be formed by using suitable pig train；hydrates can not be formed in the high pressure and low temperature conditions by using suitable pig train and MEG quantity；multi-diameter pigs are applicable for deepwater pipelines.

deepwater naturalgas pipeline；commissioning scheme；numericalsimulation；commissioning verification

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.06.008

時明暉（1981-），男，山東威海人，高級工程師，2005年畢業于中國石油大學（北京） 油氣儲運工程專業，現主要從事油氣田地面工程設計及技術管理工作。Email：shimh.osec@sinopec.com.

2017-08-03