高温工况对南约洛坦气田地面工艺设施影响分析

王瑞莲中国石油西南油气田公司重庆气矿

高温工况对南约洛坦气田地面工艺设施影响分析

王瑞莲
中国石油西南油气田公司重庆气矿

土库曼斯坦南约洛坦气田试运投产初期，预处理厂原料气进站温度接近100 ℃，致使多条进站采气管线上的气动阀(GRV)支撑出现抬升、脱空现象，站内一级汇管也出现位移。对高温工况条件下预处理厂地面工艺设施出现位移、支撑脱空情况进行了原因分析。在建立管道应力分析模型基础上，讨论高温工况对站内工艺设施带来的影响。通过对地面工艺实施改造，有效降低了管道热膨胀产生的位移应力，排除了安全隐患，为高温工况条件下天然气集输站场的安全运行提供了可借鉴的经验。

高温 热应力 工艺设备 位移 应力分析 整改措施

1 高温工况对地面工艺设备的影响

1.1 站场工艺简介

土库曼斯坦南约洛坦气田(以下简称南约洛坦气田)单井产量规模为150×104～200×104m3/d，分两个气区，每个气区分别设置一座预处理站。预处理站设计处理规模为1 800×104m3/d，接收气田各区块单井来气。两个气区均采用多井集气工艺方案。单井采气管线经汇管、一级分离、空冷器冷却、二次分离后，采用气液分输工艺，将原料气、凝析油、气田水分别管输至下游处理厂进行处理。预处理站出站区域内设置计量区域，分别对原料气、凝析油及气田水实施计量。两个预处理站单井进站区域相关运行参数见表1。

1.2 高温工况对进站阀门的影响

南约洛坦预处理站-2、预处理站-3分别于2013年8月和12月试运投产，受工程进度影响，初期采取单井分组交替开产的模式，生产适应后依次开井，逐步提高预处理站处理规模。2014年后，随着各单井相继投产，受原料气高温影响，预处理站进站区域单井采气管线上气动阀支撑陆续出现了不同程度的抬升脱空现象(见图1)。管输温度越高，支撑抬升情况越明显，若单井停产管线温度降低，阀门支撑又会逐步回落至原位。图2所示为根据实际测量的气动阀随温度变化抬升数据绘制的趋势曲线。

表1 预处理站进站区域生产运行参数Table1 Operationparametersofinletareainpreprocessstation站场井号产量/(104m3·d-1)运行压力/MPa进站温度/℃预处理站-2221129.09.8393.8224135.39.8290.2228139.09.8391.3230156.09.8295.3215121.09.8493.2227125.09.8293.3222118.09.8288.422953.09.8359.1225143.09.8289.5216226预处理站-3211213155.09.7494.3205144.09.7693.8202209210154.09.7590.7219128.69.7580.0217206132.69.7792.3204121.09.7592.820146.078.5 注:生产数据摘自预处理厂2014年2月单井生产日报。

表2所列为两个预处理站单井进站气动阀位移情况。由表2可知，单井进站区域的气动阀受高温工况影响有不同程度抬升，最大抬升量分别为23 mm和28 mm。

表2 预处理站进站区域阀门位移统计表Table2 Displacementofvalvesintheinletareaofpreprocessstation站场井号阀门规格型号运行温度/℃抬升高度/mm预处理站-2221GRV,DN25093.814224GRV,DN25090.214227GRV,DN25093.323215GRV,DN25093.26230GRV,DN2505228GRV,DN25091.312预处理站-3205GRV,DN25097.03210GRV,DN25090.728204GRV,DN25092.84213GRV,DN25094.3 注:当气井接受调度指令关井后,气动截断阀(GRV)抬升状况会逐步消除,至恢复原样。

1.3 高温工况对汇管的影响

高温除了使预处理站进站区域阀门出现抬升脱离支撑外，对下游阀门和汇管也产生较大影响。高温工况下，两个预处理站内一级汇管在横向和纵向上均出现一定程度的位移(见图3)。此外，气动阀与一级汇管之间的电动球阀基墩也发生拉裂现象(见图4)。

表3所列为两个预处理站内一级汇管的位移情况。从表3可知，受高温条件影响，两个预处理站内的一级汇管均发生一定程度的偏移，运行温度越高，位移情况越明显。预处理站-3的运行温度稍高于预处理站-2，但汇管位移情况较预处理站-2要明显得多。

表3 预处理站一级汇管位移情况统计Table3 Displacementofthefirstgatheringpipeinpreprocessstation站场位置运行温度/℃运行压力/MPa位移/mm向站内向站外向左向右预处理站-2汇管-1左端汇管-1右端83～859.188116预处理站-3汇管-1左端汇管-1右端88～909.2619515

1.4 高温工况对地面工艺设施的安全性影响

天然气钢质管道具有一定的弹塑性，当工作温度发生变化时，就会出现伸长或缩短,若在此过程中受到外界约束，两约束间的管道就会产生轴向力和力矩，引发管道弯曲变形。管道的弯曲变形会造成管道发生位移、脱离管托,甚至管道破裂。南约洛坦两个预处理站天然气管道输送的是高温、高压、易爆及高含H2S原料气，介质的危险性极高。集输管道的不良结构设计和焊缝都会产生应力集中，使应力腐蚀开裂(SCC)和硫化物应力开裂(SSC)的敏感性增加。当管道及其附件的应力值超过其材料的临界应力，在横向细小的外力(如风力、振动力等)作用下管道就会失稳；当管道及其组件的应力值超过其材料的许用应力，管道就会失效、破坏。一旦出现管道失稳和破坏，将会酿成重大安全事故[1-2]。

2 应力分析计算

2.1 管道受力分析

采气管线一端与井口连接，另一端与预处理站的工艺设备相连，井口是热源。采气时，高温气体使管道热膨胀，管道从热端向冷端伸长(即预处理站方向)。在进站前的气动阀固定支撑的作用下，管道无法自由伸长，形成管道的轴向力和弯矩。该弯矩和轴向力被气动阀前的弯管(埋地管线伸出地面处)分解成向上和轴向的两个力(见图5)，使弯管进一步屈曲。由于设计的弯管曲率半径和自由段偏小，不足以补偿管道的热膨胀变形，导致气动阀固定支撑的抬升脱空及汇管位移。

同一站场单井气动阀支撑抬升程度的差异可用进站前采气管线弯管的补偿能力不同来解释。预处理站-2所辖的227井采气管线进站前为直管段和一个120°的弯管段，其热补偿能力较小；215井进站前设计有2个90°的直角弯管，其热补偿能力相对较大(见图6)。因而在相同工况下，215井进站气动截断阀的抬升高度要小于227井。此外，管道的热膨胀量与运行期间材料温度和安装期间材料温度的温差有关，预处理站-2进站采气管道铺设基本是在冬季完成(大气温度约为-10～10 ℃)，而预处理站-3进站采气管道铺设在夏季(温度约为30～40 ℃)。不同的施工季节，管材热胀冷缩程度不同，进而也就导致两个预处理站进站阀门抬升状况存在明显差异。

2.2 建立应力分析计算模型

管道应力计算规范的选取，对于非埋地管道选用ASME B31.3-2016《工艺管道》，对于埋地管道选用ASME B31.8-2016《气体输送和分配管道系统》[3-5]。并根据ASME B31.3、ASME B31.8建立应力分析,其模型如图7所示。

根据现场工艺参数，内部集输预处理站-3站内管道应力分析计算条件如下：

(1) 正常操作温度t1=88.98 ℃(按站场设计数据，与现场83～85 ℃基本一致)。

(2) 可能出现的最高操作温度t2=118.98 ℃(根据单井井口温度软件模拟节流后最高温度为118.98 ℃)。

(3) 设计压力p=12 MPa。

(4) 应力分析时,一般应依据管道的安装时间及特殊要求来确定安装温度，根据现场实际数据，预处理站-2碰口温度比预处理站-3低，为10 ℃，本计算以10 ℃作为安装温度。

(5) 所有单井均按生产操作情况计算，忽略未生产井对生产井的影响。

2.3 弯管处应力计算及分析

如前所述，高温工况下弯管处屈曲变形较大，产生的热应力值较高，可以认为弯管截面是采气管道的最危险界面。利用应力分析计算模型对单井进站采气管道弯管进行了应力计算。表4给出了各弯管截面的应力水平，应力水平超过100%即为超标[6-7]。

表4 线路弯管应力水平汇总表Table4 Summaryoftheelbowsstressleveloflines采气管道应力模型节点号水平距离/mm应力水平/%单井22919094126.044158401041573977单井222191512097.6197163001031619977单井21512450450.51121231014412200112单井22715602158.4135154001061530178单井228143301862.344141321876.360单井23014870659.812314769748.693单井216178103768.7205133303827.4106132004312.2112单井22519276688.0243169221291680280单井22613390562.6195181602031383011113720118单井2211777266.110817570618.31441775911917726170单井224172982052.4128171892310.2170 注:应力水平=(管道材料的实际应力值)/(管道材料的许用应力值)。

由表4可见，多条单井集输气管线弯管应力水平超标，最大达到243%。同时，对进站管线π型弯补偿节、气动阀前后直管段也进行了应力分析计算，发现补偿节和气动阀前后直管段的应力水平也超标。具体应力水平详见图8。由于进站5D弯头处采用了柔性材料填充(即改变弯头处土壤的横向刚度)，经计算，其在高温工况下的应力水平满足规范要求(见图9)。

3 整改措施及效果评价

3.1 整改措施

为了更好地释放进站管道热应力问题，保证管线安全运行，经多方面论证，决定对埋地采气管道进阀井前弯管上下游实施开挖处理。其中，对应力超标不严重的弯管的上下游各挖开10 m；对于应力超过许用值较多的弯管的上下游各挖开20 m，π型补偿节上下游各挖开5 m，使管线在进入预处理站前就能通过有效的屈曲变形释放热应力。

3.2 整改效果

按上述措施整改后，进站气动阀抬升脱空现象得到遏制(见表5)，且绝大多数阀门位移量回落至规定范围内，管道高温工况下产生的二次应力得到有效释放。经CAESAR管道应力分析软件计算验证，采取该措施后管道应力均未超标。弯管处产生的位移最大为368 mm，小于设计同沟段管道间距净空500 mm，满足设计要求。

表5 预处理站-2单井进站GRV气动截断阀抬升高度统计表Table5 StatisticsoftheinletGRVrisingheightinsinglewellsofPreprocessStation2序号井号施工前施工后温度/℃抬升高度/mm温度/℃抬升高度/mm下降高度/mm1221851491.59.05.02224841489.28.55.5322584691.32.04.0422281987.50.09.06227872392.26.017.072308615957.08.08228781291.52.59.5921589890.23.54.5 注:施工前为生产过程中最大抬升高度,施工后为2014年2月14日数据。部分单井停产后,气动截断阀抬升现象已消除。

4 结论与建议

(1) 引起预处理站进站气动阀支撑脱空和一级汇管位移的主要原因是管道受高温工况影响产生热变形，在约束作用下使管道出现超预期变形。因此，设计此类管道应充分考虑运行可能达到的操作温度，设置一定数量的弯管和π形补偿节，预留足够的变形补偿量，避免管道及其附件的二次应力超标。

(2) 合理选择站场的施工建设季节，尽可能减小运行期间管材温度和施工期间管材温度的温度差。

(3) 建议进站管线上的气动阀采用弹簧支架支撑，安装时使弹簧预压缩。当管道热变形上翘时，弹簧支架仍能紧紧地支撑着管道及其附件，避免焊口及其法兰承受较大的轴向力和弯矩。

[1] 程昌钧, 朱媛媛. 弹性力学[M]. 上海: 上海大学出版社, 2005: 375.

[2] 孙训方, 方孝淑, 关来泰. 材料力学[M]. 北京: 高等教育出版社, 1982: 234-248.

[3] 李茂华, 石磊彬, 钟威, 等. 内外压热应力影响下西气东输二线长输管道变形的有限元分析[J]. 天然气工业, 2013, 33(8): 119-124.

[4] 谢斐, 赵胜秋, 李旺, 等. 埋地输油管道同沟敷设热应力分析[J]. 辽宁石油化工大学学报, 2014, 34(1): 47-51.

[5] 何硕, 陈艳华, 朱庆杰. 热力耦合作用下直埋热力管道破裂的有限元分析[J]. 河北理工大学学报(自然科学版), 2011, 33(2): 150-154.

[6] 王盛智, 王国维. 输油管管架推弯分析及管道热应力的计算[J]. 辽宁石油化工大学学报, 2012, 32(1): 51-53.

[7] 王致祥. 管道应力分析与计算[M]. 北京: 水利电力出版社, 1983: 136.

Analysis of high temperature effects on surface equipment in South Yolotan Gas Field

Wang Ruilian
ChongqingGasDistrictofPetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany，Chongqing,China

During the initial trial operation of South Yolotan gas reservoir, the inlet temperature of feed gas in preprocessing factory is near to 100 ℃, leading to the lifting and disengaging of pneumatic ball valves in the inlet pipelines. Besides, the first class gathering pipe appears offset. This paper analyzed the causes of the situation, discussed the influence on the facilities brought by heat stress. Further, this paper showed that the stress caused by the pipe thermal expansion could be reduced effectively through modifying the surface facilities, thus eliminating the potential safety risks and providing reference for the operation of gas gathering station under high temperature.

high temperature, thermal stress, process equipment, displacement, stress analysis, improvement measure

项目来源：中国石油对外合作项目“土库曼斯坦南约洛坦气田100×108m3/a 商品气产能建设工程项目”(S2010-14E)。

王瑞莲(1980-)，女，硕士，现就职于中国石油西南油气田公司重庆气矿工艺研究所，主要从事油气田开发相关工作。E-mail:wangruilian@petrochina.com.cn

TE49

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.02.022

2016-08-29；

2016-11-12；编辑：钟国利