东方终端段塞流捕集器改造方案优化研究

2019-03-20

天然气与石油 2019年1期

中海油研究总院有限责任公司, 北京 100027

0 前言

随着国家加快建设海洋强国的战略步伐,中国海洋石油于2012年在南海西部海域莺歌海盆地发现东方13-2气田群[1]。东方13-2气田群投产后,整个区域的凝析油将通过已建东方登陆海管输往东方终端处理外销。凝析油输量的增大将造成管内积液增多,在管道清管作业时的清管段塞量将增加至原设计值的4倍[2-4]。因此,需对终端已建捕集器进行校核改造,以保证清管作业时下游处理设施及用户的安全运行。

1 段塞流捕集器作用

段塞流捕集器是气液混输管道的一种常用分离设备,主要功能有两个方面:有效气液分离并捕集因平台、海底高差大引起气体夹带的水力段塞;当混输管路内长段塞到达平台或处理厂时,可发挥临时储存器的缓冲作用,为下游处理装置提供稳定的气液流量[5-6]。

2 段塞流捕集器分类与选型

在油气田集输工艺中,段塞流捕集器可分为容器式和管式两种类型,结构形式上区别很大,在工程应用上各有其特点及应用范围[7-8]。

2.1 容器式段塞流捕集器

容器式段塞流捕集器在结构上与常规分离器基本相同,通常有卧式和立式两种,用于泡沫成为气液分离主要问题的油流处理,且要求占地面积小的场合。安装于海上平台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结构形式见图1[10]。

图1 容器式段塞流捕集器结构形式

2.2 管式段塞流捕集器

管式段塞流捕集器由入口分离段和储存段组成,主要用于处理气体凝析液流。在凝析天然气田生产中,虽然气体干净且液相占比较少,但清管时由于气液滑移速度的存在通常产生很大段塞,管式段塞流捕集器能吸收正常生产和清管作业的液相波动[11-12]。典型的管式段塞流捕集器结构形式见图2。管式段塞流捕集器与容器式段塞流捕集器相比,虽然占地面积大,但操作简单,而且能处理较大液塞,一般位于中心处理厂内[13]。

图2 管式段塞流捕集器结构形式

目前,国际上对于段塞流捕集器的选型尚无明确规定,通常最大段塞量在100 m3内推荐采用容器式段塞流捕集器[14],段塞量较大时将选用管式段塞流捕集器。但对于工程设计,还需从工作性能、设备运输与安装、投资费用及安装场地等方面综合考虑确定[15]。

中国海洋石油已建陆上油气终端段塞流捕集器见表1。

表1中国海洋石油已建终端段塞流捕集器

终端名称建成年捕集器形式捕集器容积/m3锦州1992指状670南山1996指状795老渤西2001容器2台100东方一期2000指状400乐东一期2003指状600宁波2005指状740横琴2005指状3 300渤南2004容器200营口2012容器4台66丽水2013指状410新渤西2014容器2台80高栏2014指状7 000

3 段塞流捕集器容积设计原则

根据段塞流捕集器的功能,段塞流捕集器容积设计原则:

1)以1/1 000 000概率的最长液塞体积作为段塞流捕集器的设计能力,通常取清管段塞最大量,当管道内平衡后滞液量较小时,也可取平衡滞液量。

2)段塞流捕集器的容积能够确保一定来流液体的停留时间,满足从气体中捕集出液滴和液体中分离出气泡的要求。

3)考虑来流液体在平行管中分配的均匀性,避免由于某根平行管的负荷过大发生气流中严重夹带液体现象。

4)考虑来流液体进入平行管时驱除气体,形成逆向流动,如因气液相对流速超过某一临界值时,气液界面将不稳定,形成严重的波浪甚至可能堵塞流道,引起过高的液体夹带率。

综上,在设计中段塞流捕集器总容积应不低于需装液量的1.5倍[16]。

4 东方终端段塞流捕集器改造方案

4.1 终端捕集器现状

东方终端现已有2座管式段塞流捕集器,其中东方段塞流捕集器用于接收东方海管输送生产物流,乐东段塞流捕集器用于接收乐东海管输送生产物流,2座段塞流捕集器参数见表2。

表2东方终端已建段塞流捕集器参数

参数东方段塞流捕集器乐东段塞流捕集器设计规模/(m3·a-1)2430设计压力/MPaA5.54设计温度/℃6060操作压力/MPaA3.43.4操作温度/℃18～3018～30尺寸/(mm×mm) 气相段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容积/m3400.9609.6

表2中，2座段塞流捕集器操作压力均为3.4 MPaA,但进站压力调节阀的安装位置不同,其中东方段塞流进站压力调节阀位于段塞流捕集器下游气相管线上,而乐东段塞流进站压力阀位于段塞流捕集器入口气液混输管线上,造成2座段塞流捕集器设计压力不同。

4.2 东方13-2气田群投产后段塞变化

东方13-2气田群投产后,整个区域的凝析油将通过已建的东方海管输送至终端处理外销,而已建的乐东海管由于后期产量的减少,上岸凝析油也减少[17]。东方13-2气田群投产前后2条海管清管最大段塞量见表3。

表3东方气田群投产前后清管段塞量

海管名称清管段塞流量/m3投产前投产后东方海管2651 061乐东海管40058

由表3可见,在东方13-2气田群投产后,东方海管清管段塞量将为投产前4倍,段塞流捕集器总容积需不小于1 600 m3;而乐东海管清管段塞量仅为58 m3,捕集器总容积只需90 m3即可。

4.3 段塞流捕集器改造思路

段塞流捕集器改造应基于终端工艺设施现状,在充分利用已有储液设施能力基础上,还需考虑总体布局、接入位置、安全保护等因素[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积确定

东方13-2气田群投产后,乐东海管进终端凝析油流量小且清管段塞小,因此设置1台容器式段塞流捕集器用于对上岸物流的预处理,容积90 m3即可保证清管段塞储存要求。

乐东海管新容器式捕集器建成后,可将其已建指状捕集器用于东方海管清管临时储液。此时,已建东方段塞流捕集器与乐东段塞流捕集器可装液容积共约667 m3,因此还需新建1座储液设施。

因上岸凝析油量由100 m3/d增加至600 m3/d,经核算原东方段塞流捕集器出口DN 50液相管道内流速将达5.5 m/s,超过规范允许最大值3 m/s[20]。如对出液管道进行改造,则需对改造后的整个段塞流捕集器重新试压。此外,考虑到清管段塞的增大对段塞流捕集器管支座的冲击,及新建凝析油稳定装置距已建段塞流捕集器的距离较远，建议新建1座段塞流捕集器用于接收东方海管来流并进行预处理。已建东方段塞流捕集器将作为清管段塞临时储液设施。

已建东方与乐东段塞流捕集器改为清管段塞储液装置后,因其不再发挥气液分离的功能,建议将原设计的高液位由900 mm提高至1 000 mm,2座已段塞流建捕集器的可装液容积将增加至770 m3。此时,要处理增大后的清管液塞,还需291 m3储液空间,因此将新建1座 500 m3的指状段塞流捕集器。

综上,将为东方海管新建1座500 m3的指状段塞流捕集器,将为乐东海管新建1座90 m3的容器式段塞流捕集器,同时已建东方与乐东段塞流捕集器将转为东方海管清管临时储液装置。

4.4.2 工艺改造

段塞流改造示意图见图3，要实现上述功能,需在工艺上做以下调整：

1)各已建段塞流捕集器入口混输管线改至新建段塞流捕集器入口,见图3位置1。

2)将新建段塞流捕集器的气相出口管线连接至已建段塞流捕集器气相出口,见图3位置2。

3)新建乐东段塞流捕集器液相出口连接至东方段塞流捕集器液相出口,见图3位置3。

4)新建东方段塞流捕集器液相出口增加清管液相联络线,连接至已建东方与乐东段塞流捕集器入口,以用于转移东方海管清管液,见图3位置4。

5)已建2座段塞流捕集器液相出口管线,分别连接至新建段塞流捕集器出口液相管线,用于清管后清管液的处理,见图3位置5。

6)新建段塞流捕集器各自气相出口管线,分别接至已建段塞流捕集器入口,用于清管后充压以将清管液排出,见图3位置6。

4.4.3 压力段塞流保护系统改造

由于图3位置7已建段塞流捕集器压力保护系统(含压力控制、超压保护、紧急放空)上游有分输至其他设施的工艺管线，因此新建段塞流捕集器气相管线的接入,将使已建段塞流捕集器的压力保护系统与主体分开,需对新建段塞流捕集器各再增加1套压力保护系统,见图3位置8；而新建段塞流捕集器将依托已建捕集器的压力保护系统,见位置9。由于新建与已建段塞流捕集器位置距离较远,此改造工艺还可省去1条由新建段塞流捕集器至已建火炬放空管网的高压管路。

此外,因东方段塞流与乐东段塞流捕集器设计压力不同,将在两者间管路上增加紧急关断阀,见图3位置10。

图3 捕集器改造示意图

5 东方海管清管作业捕集器利用方案

东方海管清管段塞凝液的处理按照“先主后次,自大到小”的思路开展。清管时,清管液塞先进入新建东方段塞流捕集器内,当液位升至900 mm时,清管液优先导入至已建乐东段塞流捕集器,当已建乐东段塞流捕集器液位升至 1 000 mm 时,清管液将再直接导入至已建东方段塞流捕集器,清管段塞量与段塞流捕集器利用的关系见图4。