海底输气管道调试投产方案研究及应用

郎一鸣 贾宏伟 许文兵

中海石油(中国)有限公司上海分公司， 上海 200030



海底输气管道调试投产方案研究及应用

郎一鸣 贾宏伟 许文兵

中海石油(中国)有限公司上海分公司， 上海 200030

根据某项目投产天然气组分模拟研究海底输气管道在实际投产运行时天然气水合物生成条件，从而优化原设计要求的海底输气管道的调试投产方案，并创造性地应用一种基于实际环境和配产数据的快速直接投产方案，缩短工期10d，为海上类似项目的建设投产提供相关技术参考。

水合物；配产数据；海底输气管道；调试；投产方案

0 前言

考虑到海上工作环境恶劣，海管调试期往往和井口平台及钻机模块调试同时进行，但给原本有限的井口平台空间造成压力，为此本文根据中国海洋石油某项目投产天然气组分模拟研究海管在实际投产运行时天然气水合物生成条件，从而优化原设计的调试投产方案。

1 海管投产运行工况模拟

根据实际天然气的配产数据及温度，对WHPA至CEP海管投产后的运行工况进行模拟。由于投产初期天然气输量有可能小于设计输量，因此分别计算设计输量和1/2设计输量下的海管参数。不同输量的海管参数和积液量见图1～4，投产工况模拟结果汇总见表1。

从图1～4及表1可知，海管投产天然气输量从设计128×104m3/d降至64×104m3/d，出口压力不变，海管入口压力从5.56MPa下降到5.25MPa；海管入口温度不变，出口温度从19 ℃下降至18 ℃；积液量从215m3上升到303m3。

2 天然气水合物特性及抑制措施

天然气水合物生成条件：天然气中存在游离水，天然气的温度必须等于或低于天然气中水蒸气的露点温度；在一定的压力和天然气组分条件下，天然气温度低于水合物生成温度；操作压力高，使水合物生成温度上升至操作温度。根据天然气水合物的生成条件，选择合适的投产时间，提高环境温度，降低投产时的压力从而抑制水合物的生成[7]。

根据表1模拟不同工况下海管投产水合物生成曲线，见图5～6。

图1 输量128×104 m3时海管运行参数

图2 输量64.3×104 m3时海管运行参数

图3 输量128×104 m3时的海管积液量

图4 输量64.3×104 m3时海管积液量

表1 投产工况模拟结果汇总

图5 工况1水合物生成曲线

图6 工况2水合物生成曲线

通过计算分析WHPA至CEP的两种模拟工况的海管入口组分水合物生成曲线，发现海管运行温度压力范围均不在水合物生成区域，为确保在海管最高运行压力下，水合物形成温度比环境温度低10 ℃，比原不加抑制剂的水合物生成温度降6 ℃，向海管中加入抑制剂。

天然气水合物堵塞管道或设备，会影响正常生产。因此，必须采取措施防止水合物形成，主要方法有：脱除天然气中水分，使天然气水露点降低到操作温度以下；添加水合物抑制剂，阻止水合物的生成或促使流体不满足水合物的生成条件。目前海洋平台上应用较多的是无毒无害的热力学抑制剂乙二醇[7]。两种工况下不同浓度乙二醇水合物生成曲线见图7～8，海管WHPA至CEP水合物抑制剂模拟结果见表2。

图7 工况1不同浓度乙二醇水合物生成曲线

图8 工况2不同浓度乙二醇水合物生成曲线

表2 海管WHPA至CEP水合物抑制剂模拟结果汇总

3 腐蚀特性预测

采用腐蚀预测的三种主要模型：

模型一，NORSOKM506经验模型。NORSOKM506是基于低温实验室数据和高温现场数据而建立的最著名经验模型。数据源于低铁离子的液相实验，实验温度5～150 ℃。在100～150 ℃其预测结果比DeWaard模型更接近实际腐蚀速率。

模型二，IFE顶部腐蚀(top-of-line)模型。IFE是通过实验提出的一个经验公式，其预测速率与水的冷凝速率、碳酸铁的溶解度和过饱和系数成正比。经验公式包括水冷凝速率、铁离子溶解度和温度三个参数。

模型三，DeWaard95(DW95)半经验模型。半经验模型与经验模型的区别在于，它研究了CO2腐蚀过程的化学、电化学反应以及介质的传输。DeWaard模型由SHELL公司开发，是目前应用最广泛的半经验模型，最新版本是DW95。

图9 同一输量下不同模型海管腐蚀预测

图10 模型一不同输量海管腐蚀预测

三种模型海管腐蚀预测结果见图9。三种模型腐蚀预测速率沿管线呈逐渐减小趋势。预测速率:模型一4.8～8mm/a,模型二0.000 5～0.006mm/a,模型三4～6mm/a。由图10可知模型一在三种输量下的腐蚀速率曲线变化趋势基本一致，均随里程的增加逐渐下降，在里程约7km之前下降速度比较明显，7km后变化逐渐平缓，原因可能是随着气体沿着海管的运动，沿程温度、总压与酸性气体分压逐渐降低，使腐蚀介质传递速度下降，酸性气体溶解性降低、液体酸度减小，降低了腐蚀反应的速度。

随着天然气输量的增加，同一管段处的腐蚀速率逐渐增大，由于随着气量的增大，管道内气体流速变大，气体的携液能力和对管道壁面的冲刷剪切能力增大，壁面剪切力对管道的腐蚀速率影响最大，成为腐蚀速率的控制因素之一。为此，建议采取内防腐措施，向海管内加入一定计量的缓蚀剂[9-10]。

4 海管投产技术方案

根据原设计要求，由于考虑海管投产时设计压力7.9MPa和环境极端低温，海管试压完必须做排水、干燥和惰化，而通过上述实际投产的压力、配产数据以及环境温度分析，海管投产时不会产生水合物，保守起见，在投产时考虑向管内加注乙二醇133L/d，使水合物生成温度降至9.3 ℃。为此，项目投产精简了排水、干燥和惰化过程，设计出利用干燥氮气隔离，外输天然气作为动力推动清管器，排水、投产一次性完成的方案，见图11。

图11 排水、投产一次性完成方案

清管器从WHPA平台发球筒向CEP平台收球装置发送，CEP平台收球装置接收清管器。清管器采用6个密封面的直板型清管器，由1个压缩氮气车厢推动，动力源为WHPA井口平台天然气，控制气体速度和压力，使清管列车速度维持在0.5～1.0m/s，平台收球速度不超过0.5m/s。该投产方案精简了排水、干燥和惰化过程，缩短工期10d，缓解了平台调试期间空间占用问题。

5 结论

1)通过水合物模拟计算可知，海管运行温度压力范围均不在水合物形成区域，为降低风险，可选择甲醇或乙二醇作为水合物抑制剂，确保水合物形成温度比环境温度低10 ℃。

3)海管投产后由于流体中含有水和一定量的CO2，海管运行过程中会发生腐蚀。海管预测腐蚀速率沿管道里程增加而逐渐降低；海管输量增加时，腐蚀速率一般会相应增大，投产时建议添加防腐剂。

4)根据实际投产工况下的水合物生成条件分析，提出利用干燥氮气隔离，外输天然气作为动力推动清管器，排水、投产一次性完成的方案，大大缓解了平台空间矛盾，节省工期10d。

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2015-05-27

中国海洋石油重点工程项目资助(RFP-2014-HYPS-0058-HY1)

郎一鸣(1982-)，男，浙江临安人，高级工程师，硕士，主要从事海底管道技术及项目管理工作。

10.3969/j.issn.1006-5539.2015.06.004