海底湿气管道清管操作与下游设备匹配性研究

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1、海底湿气管道清管操作与下游设备匹配性研究海洋石油工程股份有限公司江欣刘培林钟小侠马勇中海油田服务股份有限公司白向晖摘要：木文以某在运行海底湿气管道为例，运用国际权威的多相流软件对清管段塞进行模拟，结合下游设备的段塞处理能力计算不同输气量时的清管段塞体积，确定清管操作允许的最小输气量。关键词：湿气管道；清管段塞流；下游设备匹配性在天然气湿气管输过程中，当输气量较小时，由于气体对其重组分的携带作用减弱，可能导致更多的液体烃类积聚在管道中，造成气体管道滞液量增大。在海洋油气开采中，处在海洋平台之间的海管因入U和出IJ两端有立管，地形高差起伏大，［1］海底温度较低，压力较大，

2、这种液体积聚作用将会更加明显。在清管操作时，滞留在管线内的液烃将随着清管球的运行在清管球前部堆积，最后在到达管道出U时在一个较短时间内推出管外，因此瞬时流量将变得非常大。海洋油气开采时，湿气输送管道下游一般连接段塞流捕集器进行气液初步分离并分别向下游排出气体和液体。清管过程中，段塞流捕集器可以有效避免到达的清管累积液体对下游设备的冲击，倘若管道输气量较小，因气速较低致使管道滞液量增大，清管时产生的液塞体积也会增大，这就要求在设计时必须考虑合适的清管流程、设备尺寸及流量要求，否则液塞可能会超过下游段塞流捕集器的承受能力，造成设备的损坏，乃至管线停输、油气田停产。因此，对

3、海底湿气管道清管操作过程与下游设备进行匹配性研究，可以充分保障海管的流动安全以及油气田开发生产的平稳运行。以下以某实际在运行的海管为例，因气W增/减产，管输量将发生变化，需要重新核算设计，清管流程设计影响该海底湿气管道清管操作与下游设备能力的匹配性。1海底湿气管道及下游设备简介海底湿气管道及下游设备示意图如图1所示。图1海底湿气管道及下游设备示意图海底湿气管道及段塞流捕集器的关键参数如下：管道长度（公里）6.6管道尺寸（英寸）1033输送介质气液比（m/m）20975段塞流捕集器段塞处理能力（桶）25段塞流捕集器排液管尺寸（英寸）42海底湿气管道清管段塞分析天然气湿气

4、管线清管过程中，正常运行吋滞留在管线内的少量积液在清管球前部逐渐积聚，最后进入下游段塞流捕集器进行处理。段塞流捕集器从正常液位到关断液位之间具有一定的液塞容纳能力，冋吋段塞流捕集器本身也在向下游排液。因此，在计算实际进入段塞流捕集器的清管段塞吋，不仅要考虑由海管出U进入的量，同时也要将其排液能力考虑在内。假定段塞流捕集器液相出U排液能力达到最大，API14E推荐液体管道流速最大不超过4.5m/s,这里假定其排液管线流速为3m/s,则可计算出段塞流捕集器的排液能力为87.5m/h（13219桶/天）。使用某国际权威多相流计算软件对清管段塞进行模拟计算，同吋考虑段塞流捕集

5、器液相出U的排液能力。如图2所示实际进入段塞流捕集器的清管段塞计算结果得知，当采用1.3百万立方英尺/天输气量吋清管，实际进入段塞流捕集器的最大段塞体积为41.5桶，超出段塞流捕集器本身25桶的处理能力图2清管段塞计算结果3海底湿气管道允许的最小清管输量与下游段塞流捕集器的匹配分析如前所述，当海底湿气管道输量减小到一定程度时，由于气体带液能力降低，管道内滞液量增大，清管操作所产生的段塞量会超出下游段塞流捕集器的实际处理能力，因此需要确定海底湿气管道在进行清管操作吋所能适应下游段塞流捕集器的最小允许输气量。对不同输气量吋的清管段塞体积分别进行了计算,根据模拟结果，25桶

6、清管段塞量所适合的最低输气量为2.1百万立方英尺。由此可以确定，该天然气湿气管道在清管操作吋所允许的输气量不能低于2.1百万立方英尺。当输气量低于2.1百万立方英尺吋，清管段塞量将超过下游段塞流捕集器的处理能力，清管操作将具有很大的风险。4结论(1)考虑段塞流捕集器本身的排液能力，对海底湿气管道清管操作过程中实际进入下游段塞流捕集器的段塞体积进行了计算。(2)通过对不同输气量吋的清管段塞体积进行计算，结合下游段塞流捕集器的段塞处理能力，确定了某海底湿气管道在进行清管操作吋所允许的最小输气量，同时也为此类计算提供了一种合理的符合工程实际的方法。参考文献：[1]Richa

7、rdLivingston.TopsidesLessonsLearnedfromSubseTie-BackProjects.MustangEngineeringL.P，2003[2]TineBauckIrmann-Jacobsen.SubseatechnologiesFlowAssurance–ASystemPerspective.作者简介：江欣，1981年6月出生，女，2005年毕业于中国石汕大学(北京)，研宄生学历，工程师，现就职于海洋石油工程股份有限公司，从事海洋油气田复杂管网、深水海管流动保障、高凝高粘原油管输和动态储气分析等方面的