混输海管清管作业模拟分析研究

谢小波

(中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司 天津300452)

0 引言

天外天C至CEP平台海底混输管道位于中国上海东南方向450 km 的东海大陆架上，由海底管道和连接海洋平台垂直立管组成。通过对海底管道清管作业中有关内容进行模拟计算，利用计算结论为该海底管道清管作业提供参考。

1 海管与清管球设计数据

该海底混输管道是将天外天C平台上的天然气及原油输送至天外天CEP平台，在CEP平台进行油气处理后，再通过登陆管道输送至终端，主要设计数据见表1。

表1海底混输管道参数设计表Tab.1 Parameter design of offshore mixed transportation pipeline

为了确保清出海管内的积液杂质，选用聚氨酯泡沫球，其密度80～120 kg/m3，球体过盈量设为3%[1]。球体通过能力很强，很容易越过块状物体及管道变形部位，既可以避免在海管中发生卡堵，又可以有效地将管道内的积液等清出。

该混输管道内径384.2 mm，过盈量取3%，则清管球直径为395.7 mm。

2 海管积液量计算

2.1 海管工况

海管运行工况如表2所示。

表2海管参数设定表Tab.2 Parameter setting of offshore pipeline

2.2 计算结果

2.2.1 海管进口压力

由图1可知，模拟计算所得海管进口压力为4.23 MPa，略小于实际海管进口压力4.3 MPa，但仍接近实际海管进口压力，模拟较符合实际情况。

图1压力迭代时间曲线图Fig.1 Pressure iteration time curve

2.2.2 海管出口温度

由图2可知，模拟计算所得海管出口温度为15.1 ℃，略高于于实际运行温度14.1 ℃，但仍接近实际海管出口温度。模拟较符合实际情况。

图2温度迭代曲线图Fig.2 Temperature iteration curve

2.2.3 管道积液量

由图3可知，管线稳定运行时，管线内的积液量为82.8 m3。

图3积液量温度迭代曲线图Fig.3 Iterative curve of liquid volume and temperature

2.2.4 管道出口油流量

由图4可知，管线稳定运行时，管线出口的油流量为183.5 m3/d。

图4 油流量迭代曲线图Fig.4 Oil flow iteration curve

2.3 小结

①计算得到管道进口压力是4.23 MPa，比实际管道进口压力4.3 MPa 小，但仍接近实际海管进口压力。模拟计算所得海管出口温度为15.1℃，略高于实际运行温度14.1℃，但仍接近实际海管出口温度。模拟较符合实际情况。

② 海管稳定运行时，管线内的积液量为82.8 m3。

③ 海管稳定运行时，管线出口的油流量为183.5 m3/d。

3 海管水合物计算

3.1 气体组分

海管中的气体组分(体积分数)如表3所示。

3.2 水合物生成范围

海管中水合物生成分析如图5所示。从运行工况获知，管道压力区间3.5～4 MPa，温度区间11～27 ℃。压力温度区间在图5中绘出，得到黑色方框区，位于水合物生成范围，可以得出该海管在极端条件下运行时可能有水合物生成，建议清管时注入一定量的甲醇或乙二醇。

表3 气体组分模拟含量表Tab.3 Simulated content of gas components

图5 水合物生成分析图Fig.5 Hydrate formation analysis

3.3 甲醇注入量

甲醇注入量由在水中所需的抑制剂量、气体损失和轻烃溶解损失确定。

3.3.1 水中所需量

要使天然气水合物形成温度降达到7 ℃，所需甲醇在水溶液中的最低浓度：

式中：CMeOH为甲醇在水溶液中浓度，mol%；△t 为海管进出口温度差，℃；M 为甲醇的质量，kg；K 为甲醇在轻烃中的溶解质量百分比。

则所需的甲醇质量：MMeOH=96.02 kg

即：体积量VMeOH=0.12 m3

3.3.2 气体损失量

式中：a 为甲醇的气液平衡系数，一般为1 ×10-5～4 ×10-5kg/m3；Mg为气相中抑制剂的质量，kg；Vgas为天然气体积，N m3；

则所需的甲醇质量：MMeOH=707.46 kg

即：体积量VMeOH=0.88 m3。

3.3.3 轻烃损失

式中：K 为甲醇在轻烃中的溶解质量百分比，取0.5%；Ml 为溶解在轻烃中的甲醇质量，kg；Vl 为凝析烃体积，m3。

则所需的甲醇质量：MMeOH=714 kg

即：体积量VMeOH=0.897 m3

以上3项甲醇用量和为1.90 m3/d。

3.4 乙二醇注入量

乙二醇气相损失和在液烃内的溶解度较小，可以忽略，因此仅需计算在水中的溶解量。要使天然气水合物形成温度降到7 ℃，所需乙二醇在水溶液中的最低浓度：

式中：CMeOH为甲醇在水溶液中浓度，mol%；△t 为海管进出口温度差，℃；M 为甲醇的质量，kg；K 为甲醇在轻烃中的溶解质量百分比。

取乙二醇的最低浓度50%，则所需的乙二醇质量：MMEG=556 kg，即体积量VMEG=0.50 m3。因此为了防止水合物的形成，每日需要注入的乙二醇用量为0.50 m3。

为了防止水合物的形成，若采用甲醇，每日注入量为1.9 m3；若采用乙二醇，则每日注入量为0.5 m3。

4 清管过程模拟计算结果

4.1 海管进口压力

由图6可知，在清管球行进过程中，海管进口的压力平稳；当积液到达立管后，立管内流体压力逐渐增大，球体速度将减小为0 m/s，气体在球体后使压力急剧增大，导致海管进口压力增大；当球体前后压差达到一定范围，球体运行变快，积液开始流出管道，立管内流体压力逐步降低，球体前后压差逐渐变大，球体运行加快，积液排量达到最大值，海管进口压力开始降低；当通球完成后，因为排出了管道内积液，使得流体输送的摩阻减小，提高了输送效率，海管两端压差比清管前低，即海管进口压力低于清管前进口压力；清管后随着海管恢复到清管前状态，海管进口压力又将逐渐增加到清管前压力。

4.2 清管球运行情况

由图7可知，整个清管过程所用时间2.11 h；清管球正常行进时平均速度约2.9 m/s，当清管段塞运行到立管部分后，球体速度减小为0 m/s；当球体前后压差达到一定范围时，球体运行变快，随着段塞流的清出，海管立管内压力逐渐降低，球体前后压差变大，球体加速进入收球端[2-3]。

图6 海管进口压力分析图Fig.6 Analysis diagram of offshore pipeline inlet pressure

图7 清管球运行曲线图Fig.7 Pigging operation curve

4.3 段塞量

由图8可知，终端产生的段塞量76.19 m3；段塞排放时间5.63 min，则段塞平均流量为13.53 m3/min。

图8段塞流量分析图Fig.8 Flow analysis chart

4.4 管道滞液量

由图9可知，管线稳定运行时，管线内的积液量为82.80 m3，清管后海管恢复到原来的状态所需的时间14.99 h。

图9 管道滞液量分析图Fig.9 Analysis diagram of pipeline liquid holdup

5 结论

对天外天C平台至CEP平台海底混输管道工况数据进行模拟分析得出以下结论：

①海管稳定运行时，管线内的积液量为82.8 m3。

②海管内可能会形成水合物，清管前可以先向海管内注入甲醇1.9 m3/d，或注入乙二醇0.5 m3/d。

③清管球正常行进时平均速度约2.9 m/s，清管过程所用时间2.11 h。

④清管产生的段塞量为76.19 m3，排放时间为5.63 min，平均流量为13.53 m3/min。

⑤清管后海管恢复到原来状态所需的时间为14.99 h。