東方終端段塞流捕集器改造方案優化研究

中海油研究總院有限責任公司, 北京 100027

0 前言

隨著國家加快建設海洋強國的戰略步伐,中國海洋石油于2012年在南海西部海域鶯歌海盆地發現東方13-2氣田群[1]。東方13-2氣田群投產后,整個區域的凝析油將通過已建東方登陸海管輸往東方終端處理外銷。凝析油輸量的增大將造成管內積液增多,在管道清管作業時的清管段塞量將增加至原設計值的4倍[2-4]。因此,需對終端已建捕集器進行校核改造,以保證清管作業時下游處理設施及用戶的安全運行。

1 段塞流捕集器作用

段塞流捕集器是氣液混輸管道的一種常用分離設備,主要功能有兩個方面:有效氣液分離并捕集因平臺、海底高差大引起氣體夾帶的水力段塞;當混輸管路內長段塞到達平臺或處理廠時,可發揮臨時儲存器的緩沖作用,為下游處理裝置提供穩定的氣液流量[5-6]。

2 段塞流捕集器分類與選型

在油氣田集輸工藝中,段塞流捕集器可分為容器式和管式兩種類型,結構形式上區別很大,在工程應用上各有其特點及應用范圍[7-8]。

2.1 容器式段塞流捕集器

容器式段塞流捕集器在結構上與常規分離器基本相同,通常有臥式和立式兩種,用于泡沫成為氣液分離主要問題的油流處理,且要求占地面積小的場合。安裝于海上平臺上的段塞流捕集器基本都是容器式[9]。容器式段塞流捕集器結構形式見圖1[10]。

圖1 容器式段塞流捕集器結構形式

2.2 管式段塞流捕集器

管式段塞流捕集器由入口分離段和儲存段組成,主要用于處理氣體凝析液流。在凝析天然氣田生產中,雖然氣體干凈且液相占比較少,但清管時由于氣液滑移速度的存在通常產生很大段塞,管式段塞流捕集器能吸收正常生產和清管作業的液相波動[11-12]。典型的管式段塞流捕集器結構形式見圖2。管式段塞流捕集器與容器式段塞流捕集器相比,雖然占地面積大,但操作簡單,而且能處理較大液塞,一般位于中心處理廠內[13]。

圖2 管式段塞流捕集器結構形式

目前,國際上對于段塞流捕集器的選型尚無明確規定,通常最大段塞量在100 m3內推薦采用容器式段塞流捕集器[14],段塞量較大時將選用管式段塞流捕集器。但對于工程設計,還需從工作性能、設備運輸與安裝、投資費用及安裝場地等方面綜合考慮確定[15]。

中國海洋石油已建陸上油氣終端段塞流捕集器見表1。

表1中國海洋石油已建終端段塞流捕集器

終端名稱建成年捕集器形式捕集器容積/m3錦州1992指狀670南山1996指狀795老渤西2001容器2臺100東方一期2000指狀400樂東一期2003指狀600寧波2005指狀740橫琴2005指狀3 300渤南2004容器200營口2012容器4臺66麗水2013指狀410新渤西2014容器2臺80高欄2014指狀7 000

3 段塞流捕集器容積設計原則

根據段塞流捕集器的功能,段塞流捕集器容積設計原則:

1)以1/1 000 000概率的最長液塞體積作為段塞流捕集器的設計能力,通常取清管段塞最大量,當管道內平衡后滯液量較小時,也可取平衡滯液量。

2)段塞流捕集器的容積能夠確保一定來流液體的停留時間,滿足從氣體中捕集出液滴和液體中分離出氣泡的要求。

3)考慮來流液體在平行管中分配的均勻性,避免由于某根平行管的負荷過大發生氣流中嚴重夾帶液體現象。

4)考慮來流液體進入平行管時驅除氣體,形成逆向流動,如因氣液相對流速超過某一臨界值時,氣液界面將不穩定,形成嚴重的波浪甚至可能堵塞流道,引起過高的液體夾帶率。

綜上,在設計中段塞流捕集器總容積應不低于需裝液量的1.5倍[16]。

4 東方終端段塞流捕集器改造方案

4.1 終端捕集器現狀

東方終端現已有2座管式段塞流捕集器,其中東方段塞流捕集器用于接收東方海管輸送生產物流,樂東段塞流捕集器用于接收樂東海管輸送生產物流,2座段塞流捕集器參數見表2。

表2東方終端已建段塞流捕集器參數

參數東方段塞流捕集器樂東段塞流捕集器設計規模/(m3·a-1)2430設計壓力/MPaA5.54設計溫度/℃6060操作壓力/MPaA3.43.4操作溫度/℃18～3018～30尺寸/(mm×mm) 氣相段4根1 200×6 0006根1 200×6 000 液相段4根1 200×80 0006根1 200×80 000容積/m3400.9609.6

表2中，2座段塞流捕集器操作壓力均為3.4 MPaA,但進站壓力調節閥的安裝位置不同,其中東方段塞流進站壓力調節閥位于段塞流捕集器下游氣相管線上,而樂東段塞流進站壓力閥位于段塞流捕集器入口氣液混輸管線上,造成2座段塞流捕集器設計壓力不同。

4.2 東方13-2氣田群投產后段塞變化

東方13-2氣田群投產后,整個區域的凝析油將通過已建的東方海管輸送至終端處理外銷,而已建的樂東海管由于后期產量的減少,上岸凝析油也減少[17]。東方13-2氣田群投產前后2條海管清管最大段塞量見表3。

表3東方氣田群投產前后清管段塞量

海管名稱清管段塞流量/m3投產前投產后東方海管2651 061樂東海管40058

由表3可見,在東方13-2氣田群投產后,東方海管清管段塞量將為投產前4倍,段塞流捕集器總容積需不小于1 600 m3;而樂東海管清管段塞量僅為58 m3,捕集器總容積只需90 m3即可。

4.3 段塞流捕集器改造思路

段塞流捕集器改造應基于終端工藝設施現狀,在充分利用已有儲液設施能力基礎上,還需考慮總體布局、接入位置、安全保護等因素[18-19]。

4.4 段塞流捕集器改造方案

4.4.1 段塞流捕集器形式及容積確定

東方13-2氣田群投產后,樂東海管進終端凝析油流量小且清管段塞小,因此設置1臺容器式段塞流捕集器用于對上岸物流的預處理,容積90 m3即可保證清管段塞儲存要求。

樂東海管新容器式捕集器建成后,可將其已建指狀捕集器用于東方海管清管臨時儲液。此時,已建東方段塞流捕集器與樂東段塞流捕集器可裝液容積共約667 m3,因此還需新建1座儲液設施。

因上岸凝析油量由100 m3/d增加至600 m3/d,經核算原東方段塞流捕集器出口DN 50液相管道內流速將達5.5 m/s,超過規范允許最大值3 m/s[20]。如對出液管道進行改造,則需對改造后的整個段塞流捕集器重新試壓。此外,考慮到清管段塞的增大對段塞流捕集器管支座的沖擊,及新建凝析油穩定裝置距已建段塞流捕集器的距離較遠，建議新建1座段塞流捕集器用于接收東方海管來流并進行預處理。已建東方段塞流捕集器將作為清管段塞臨時儲液設施。

已建東方與樂東段塞流捕集器改為清管段塞儲液裝置后,因其不再發揮氣液分離的功能,建議將原設計的高液位由900 mm提高至1 000 mm,2座已段塞流建捕集器的可裝液容積將增加至770 m3。此時,要處理增大后的清管液塞,還需291 m3儲液空間,因此將新建1座 500 m3的指狀段塞流捕集器。

綜上,將為東方海管新建1座500 m3的指狀段塞流捕集器,將為樂東海管新建1座90 m3的容器式段塞流捕集器,同時已建東方與樂東段塞流捕集器將轉為東方海管清管臨時儲液裝置。

4.4.2 工藝改造

段塞流改造示意圖見圖3，要實現上述功能,需在工藝上做以下調整：

1)各已建段塞流捕集器入口混輸管線改至新建段塞流捕集器入口,見圖3位置1。

2)將新建段塞流捕集器的氣相出口管線連接至已建段塞流捕集器氣相出口,見圖3位置2。

3)新建樂東段塞流捕集器液相出口連接至東方段塞流捕集器液相出口,見圖3位置3。

4)新建東方段塞流捕集器液相出口增加清管液相聯絡線,連接至已建東方與樂東段塞流捕集器入口,以用于轉移東方海管清管液,見圖3位置4。

5)已建2座段塞流捕集器液相出口管線,分別連接至新建段塞流捕集器出口液相管線,用于清管后清管液的處理,見圖3位置5。

6)新建段塞流捕集器各自氣相出口管線,分別接至已建段塞流捕集器入口,用于清管后充壓以將清管液排出,見圖3位置6。

4.4.3 壓力段塞流保護系統改造

由于圖3位置7已建段塞流捕集器壓力保護系統(含壓力控制、超壓保護、緊急放空)上游有分輸至其他設施的工藝管線，因此新建段塞流捕集器氣相管線的接入,將使已建段塞流捕集器的壓力保護系統與主體分開,需對新建段塞流捕集器各再增加1套壓力保護系統,見圖3位置8；而新建段塞流捕集器將依托已建捕集器的壓力保護系統,見位置9。由于新建與已建段塞流捕集器位置距離較遠,此改造工藝還可省去1條由新建段塞流捕集器至已建火炬放空管網的高壓管路。

此外,因東方段塞流與樂東段塞流捕集器設計壓力不同,將在兩者間管路上增加緊急關斷閥,見圖3位置10。

圖3 捕集器改造示意圖

5 東方海管清管作業捕集器利用方案

東方海管清管段塞凝液的處理按照“先主后次,自大到小”的思路開展。清管時,清管液塞先進入新建東方段塞流捕集器內,當液位升至900 mm時,清管液優先導入至已建樂東段塞流捕集器,當已建樂東段塞流捕集器液位升至 1 000 mm 時,清管液將再直接導入至已建東方段塞流捕集器,清管段塞量與段塞流捕集器利用的關系見圖4。

圖4 清管段塞量與段塞流捕集器利用關系

6 結論

根據東方13-2氣田群投產后上岸清管液量的變化,并結合終端已建段塞流捕集器的現狀及工藝流程,研究出段塞流捕集器改造優化方案。整個改造優化方案將新建段塞流捕集器的容積減少三分之二,節省工程投資近2 000萬元。改造優化方案通過了法國船級社組織的HAZOP分析,將為今后同類改擴建工程提供借鑒。