長距離油氣多相混輸系統(tǒng)工程設(shè)計

宋承毅

1.中國石油大學(xué)(北京) 2.中國石油大慶油田建設(shè)設(shè)計研究院

長距離油氣多相混輸系統(tǒng)工程設(shè)計

宋承毅1,2

1.中國石油大學(xué)(北京) 2.中國石油大慶油田建設(shè)設(shè)計研究院

與油氣分輸常規(guī)工藝相比,長距離油氣混輸工藝具有明顯的降低投資規(guī)模的優(yōu)勢,可使自然條件惡劣的海上油氣田和邊際油氣田實現(xiàn)有效開發(fā)。但長距離油氣混輸技術(shù)也是流體輸送領(lǐng)域中最為復(fù)雜的技術(shù)之一,目前剛剛進(jìn)入工業(yè)化應(yīng)用階段。為此,介紹了中國石油大慶油田建設(shè)設(shè)計研究院運(yùn)用“九五”期間對這一技術(shù)攻關(guān)取得的成果,設(shè)計建成了我國石油行業(yè)規(guī)模最大的油氣混輸系統(tǒng)——哈薩克斯坦肯基亞克鹽下油田長距離油氣混輸系統(tǒng)工程的經(jīng)驗,分析了工程概況與主要特點,討論了需要解決的5個關(guān)鍵技術(shù)問題:①長距離起伏敷設(shè)混輸管道壓降的準(zhǔn)確預(yù)測與管徑優(yōu)化;②強(qiáng)烈段塞流的捕集與末端分離器的平穩(wěn)運(yùn)行技術(shù);③首站與混輸干線事故流程的設(shè)置與控制技術(shù);④混輸干線投運(yùn)與停輸再啟動瞬態(tài)工況的準(zhǔn)確預(yù)測與操作程序;⑤H2S應(yīng)力腐蝕與氫致開裂的抑制技術(shù)。并有針對性地提出了9項工藝技術(shù)措施。上述項目一次性投產(chǎn)成功,投產(chǎn)后平穩(wěn)運(yùn)行至今,開創(chuàng)了中國石油行業(yè)大輸量、長距離油氣多相混輸系統(tǒng)工程設(shè)計的先例,其輸量、長度、百萬噸產(chǎn)能投資綜合指標(biāo)等都進(jìn)入世界前列,被評為中國石油天然氣集團(tuán)公司科技十大進(jìn)展。

油氣混輸 長距離輸送 工程設(shè)計 段塞流捕集器 關(guān)聯(lián)氣液分離器 壓降計算 經(jīng)驗

1 工程技術(shù)現(xiàn)狀

在國際范圍的油氣勘探開發(fā)向極淺海、深海、沙漠、邊遠(yuǎn)與邊際油田等條件惡劣地區(qū)發(fā)展的今天,長距離多相混輸有著降低投資成本的獨(dú)特優(yōu)勢,因而對石油工業(yè)有著巨大的吸引力。目前,世界上距離最長的多相混輸管道是挪威2007年建成投產(chǎn)的一條長143 km、口徑為700 mm的歐洲北海布倫特油氣田天然氣—凝析液海底混輸管道。這一管道被業(yè)界人士稱為“近20 a來多相混輸技術(shù)研發(fā)達(dá)到高峰的一個標(biāo)志性工程”。一直以來,我國是世界上不具備以完整的技術(shù)能力設(shè)計長距離油氣混輸管道的國家之一。在2005年以前,國內(nèi)長度超過20 km的長距離油氣混輸管道僅有中國海洋石油總公司的JZ20-2天然氣—凝析液海底混輸管道(長度45 km),由外國公司承擔(dān)設(shè)計和施工。

中國石油大慶油田建設(shè)設(shè)計研究院“九五”期間承擔(dān)中國石油天然氣集團(tuán)公司重點科技攻關(guān)項目“油氣水混相輸送技術(shù)研究”,有效地跟蹤和基本掌握了長距離油氣多相混輸領(lǐng)域的若干項國際前沿技術(shù),通過7項專題攻關(guān)、大型試驗裝置的建造和國外先進(jìn)軟件與試驗設(shè)備的引進(jìn),在我國石油行業(yè)率先擁有了一整套多相混輸工藝技術(shù)的研發(fā)與工程實施能力,為將該技術(shù)推向工程實際應(yīng)用打下了良好的基礎(chǔ)。

2 工程概況與主要特點

2003年,當(dāng)中國石油天然氣勘探開發(fā)公司(CNODC)下屬的哈薩克斯坦阿克糾賓油氣股份公司決定將哈薩克斯坦境內(nèi)的肯基亞克鹽下油田投入全面開發(fā)時,要求在鹽下油田地面集輸系統(tǒng)建設(shè)中采用長距離油氣混輸工藝,將鹽下油田的全部油井產(chǎn)物混輸至44 km以外的讓納若爾油氣處理廠,以簡化工藝、降低投資、縮短工程建設(shè)周期,使海外石油合作開發(fā)合同期內(nèi)的經(jīng)濟(jì)收益最大化。該工程的主要設(shè)計內(nèi)容為從鹽下油田井口到讓納若爾油氣處理廠之間的長距離油氣混輸系統(tǒng)(以下簡稱鹽—讓長距離油氣混輸系統(tǒng)),即:油井—計量站—混輸首站—混輸干線—混輸末端(讓納若爾油氣處理廠)。

肯基亞克鹽下油田的主要特點有以下8個方面:

1)油井井?dāng)?shù)少、單井產(chǎn)量高。2006年時,鹽下油田的油井總數(shù)僅為32口;中壓油井的單井產(chǎn)量大多為200～300 t/d,最高為1 200 t/d。

2)地層壓力高。中壓油井的井口壓力(油壓)一般為7～10 M Pa。

3)氣油比高。油井產(chǎn)物的平均氣油比為400 m3/t。

4)原油物性好?；旌显偷拿芏葹?07 kg/m3,凝固點為-43℃,黏度為4.4 m Pa·s(20℃),詳見表1。

表1 鹽下油田混合原油物性數(shù)據(jù)表

5)油氣總產(chǎn)量高。總產(chǎn)油量為220×104t/a,總產(chǎn)氣量為8×108m3/a。

6)輸送距離長。油井最大集輸半徑達(dá)56 km,混輸干線長度達(dá)44 km。

7)管道沿程地形連綿起伏、高差大。混輸干線沿程經(jīng)過4個起伏地段,其中,最大高差達(dá)100 m(圖1)。

8)冬季漫長、氣候嚴(yán)寒。冬季持續(xù)6個月左右,極限最低氣溫為-42℃。

圖1 鹽—讓油氣混輸干線高程分布圖

這樣一個大規(guī)模混輸系統(tǒng)工程的設(shè)計面臨著若干技術(shù)挑戰(zhàn),需要解決以下5個方面的關(guān)鍵技術(shù)問題:①長距離起伏敷設(shè)混輸管道壓降的準(zhǔn)確預(yù)測與管徑優(yōu)化;②強(qiáng)烈段塞流的捕集與末端分離器的平穩(wěn)運(yùn)行技術(shù);③首站與混輸干線事故流程的設(shè)置與控制技術(shù);④混輸干線投運(yùn)與停輸再啟動瞬態(tài)工況的準(zhǔn)確預(yù)測與操作程序;⑤H2S應(yīng)力腐蝕與氫致開裂的抑制技術(shù)。

該工程于2005年4月一次性投產(chǎn)成功。截至目前,已經(jīng)平穩(wěn)運(yùn)行了4年零10個月,開創(chuàng)了中國石油行業(yè)大輸量、長距離油氣多相混輸系統(tǒng)工程設(shè)計的先例,其輸量、長度、百萬噸產(chǎn)能投資綜合指標(biāo)進(jìn)入世界前列,被評為中國石油天然氣集團(tuán)公司科技十大進(jìn)展。

3 主要工藝技術(shù)

1)采用引進(jìn)的國際知名多相混輸動態(tài)模擬計算軟件OLGA,在穩(wěn)態(tài)和段塞跟蹤動態(tài)工況下,計算混輸干線的溫降、壓降、流型、持液率、最大液塞長度和合理管徑。

2)充分利用鹽下油田油井壓力高、產(chǎn)出原油凝固點低、黏度低的特點,實行從井口到油氣處理廠全程長距離不加熱、自壓油氣混輸。

3)系統(tǒng)設(shè)計壓力分段分級設(shè)置,即:油井—計量站—混輸首站入口段的設(shè)計壓力取為6.4 M Pa,混輸首站—混輸干線—油氣處理廠入口段的設(shè)計壓力取為4.0 M Pa,油氣處理廠段塞流捕集器—油氣分離器段的設(shè)計壓力取為1.6 M Pa(圖2)。同時,考慮到在混輸管道事故狀態(tài)下,混輸干線的大口徑(DN 500 mm)緊急切斷閥快速關(guān)閉時可能遭遇強(qiáng)烈段塞流的水力沖擊,將該閥門的設(shè)計壓力取為6.4 M Pa。

圖2 鹽—讓長距離油氣混輸系統(tǒng)構(gòu)成示意圖

4)以O(shè)LGA軟件的計算結(jié)果為依據(jù),根據(jù)本工程的實際情況和國際上的經(jīng)驗,采用指狀管式段塞流捕集器,應(yīng)用國際先進(jìn)的計算方法,確定段塞流捕集器的結(jié)構(gòu)與尺寸并自行進(jìn)行機(jī)械設(shè)計[1]。指狀管段塞流捕集器主要由4根口徑為DN 700 mm、長度為70 m的并聯(lián)管道構(gòu)成(圖3),可捕集的混輸干線最大液塞長度為500 m。

圖3 段塞流捕集器結(jié)構(gòu)示意圖

5)在混輸首站,采用可隨時快速將油井產(chǎn)物的中壓氣液混輸流程轉(zhuǎn)換為中、低壓二級氣液分離流程的事故分離器過流運(yùn)行工藝,其工藝流程詳見圖4、5。

6)在混輸干線,采用可適應(yīng)管道爆裂事故狀態(tài)的壓降速率法中間切斷閥快速關(guān)斷控制技術(shù),以及在事故狀態(tài)下可降低 H2S氣體直接排放污染環(huán)境的管道分段分離卸液、天然氣火炬放空工藝[2-3]。

圖4 混輸首站正常生產(chǎn)工藝流程圖

圖5 混輸管道事故與停運(yùn)狀態(tài)混輸首站工藝流程圖

7)在混輸干線末端,自行設(shè)計段塞流捕集器與氣液分離器關(guān)聯(lián)系統(tǒng)的工藝與自控流程。采取由段塞流捕集器氣相壓力變化調(diào)節(jié)其液相排出流量的方式,控制分離器液位[4]。

8)以控制起點壓力為目標(biāo),采用OLGA軟件模擬計算出的混輸干線在不同投產(chǎn)與再啟動工況下的數(shù)據(jù),編寫混輸系統(tǒng)投產(chǎn)與再啟動操作程序。

9)依據(jù)抗 H2S應(yīng)力腐蝕與氫致開裂的國內(nèi)外標(biāo)準(zhǔn)和國內(nèi)有關(guān)抑制H2S腐蝕的現(xiàn)場實踐經(jīng)驗,在控制系統(tǒng)壓力與材料應(yīng)力水平的基礎(chǔ)上,對氣液混輸系統(tǒng)的管道及設(shè)備采用抗硫材料與加緩蝕劑的系統(tǒng)防護(hù)形式,在長距離混輸干線首、末端安裝在線腐蝕監(jiān)測儀[5-6]。

4 實施效果與分析

4.1 OLGA軟件的壓降計算結(jié)果與工程實際相吻合

鹽—讓長距離混輸干線投產(chǎn)1年零2個月后,實際生產(chǎn)量達(dá)到設(shè)計保證(輸油量220×104t/a、輸氣量8×108m3/a)。由此可以看出,規(guī)格為`530 mm×12 mm、長度為44 km的混輸管道的起點實測壓力值與軟件計算壓力值的相對誤差小于20%,兩者達(dá)到了較高的吻合度。

4.2 段塞流捕集器與關(guān)聯(lián)氣液分離器運(yùn)行平穩(wěn)

現(xiàn)場回訪結(jié)果表明,鹽—讓長距離混輸干線末端由段塞流捕集器與氣液分離器構(gòu)成的工藝自控系統(tǒng),對混輸干線末端發(fā)生的嚴(yán)重段塞流沖擊具有良好的抑制作用。投產(chǎn)運(yùn)行4 a以來,氣液分離器的液位一直處于平穩(wěn)變化狀態(tài),較好地保證了后續(xù)油、氣處理裝置的正常運(yùn)行,受到現(xiàn)場操作人員的好評。

4.3 首站與混輸干線事故流程狀態(tài)正常

混輸首站采用了事故分離器過流運(yùn)行方式,其流程暢通、運(yùn)行穩(wěn)定,證實該工藝合理、可行。除因施工及安全原因?qū)⒏删€緊急切斷閥暫時置于手動狀態(tài)外,管道沿程分段分離放空裝置均處于正常狀態(tài)。

4.4 編制的投產(chǎn)操作程序及模擬預(yù)測結(jié)果與投產(chǎn)實際相吻合

為了確保長距離混輸管道的投產(chǎn)成功,在編制投產(chǎn)方案的過程中,首先采用OLGA軟件進(jìn)行了混輸干線投產(chǎn)過程的起點壓力變化趨勢模擬。模擬結(jié)果表明,在投產(chǎn)過程中,混輸管道的起點壓力峰值可能達(dá)到其初始起點壓力的2倍左右,投產(chǎn)過程所達(dá)到的實際壓力峰值與模擬計算結(jié)果幾乎完全一致,很好地指導(dǎo)了投產(chǎn)操作,實現(xiàn)了投產(chǎn)一次成功。此外,混輸干線已先后5次因油氣處理廠檢修而停輸后,均順利實現(xiàn)了再啟動。

4.5 管道與設(shè)備無明顯腐蝕

鹽—讓混輸系統(tǒng)工程投產(chǎn)1 a以后,對位于混輸系統(tǒng)前端H2S應(yīng)力腐蝕有利位置的計量站計量分離器開罐檢查結(jié)果表明,罐內(nèi)防腐涂層完好,防腐涂層及抗硫鋼材起到了良好的抗 H2S應(yīng)力腐蝕作用?；燧敻删€投產(chǎn)運(yùn)行3 a后,對其清管產(chǎn)物的化驗分析結(jié)果表明,從管道中清出的固體物中無明顯腐蝕產(chǎn)物存在。目前油井產(chǎn)出液中含水率低于1%、無游離水存在,是產(chǎn)生這一現(xiàn)象的主要原因。

5 結(jié)論

1)OLGA軟件對于以低凝、低黏原油為液相的氣液混輸系統(tǒng)的熱力、水力工況參數(shù)與多相流動特性參數(shù),具有良好的計算準(zhǔn)確度,可應(yīng)用于類似條件的油氣田工程設(shè)計中。

2)為獲得更加準(zhǔn)確的管徑與管輸壓降計算結(jié)果,對于管道敷設(shè)于起伏地形的油井產(chǎn)出物全程混輸系統(tǒng),應(yīng)給出井口出油管道、計量站集油管道和長距離混輸干線的高程詳勘數(shù)據(jù)。

3)對于設(shè)計中遇到的空白技術(shù),應(yīng)采取設(shè)計、科研一體化方式提出解決方案。在該項工程的設(shè)計中,由于充分發(fā)揮了科研力量的作用,采取科研與設(shè)計相結(jié)合確定最終設(shè)計方案的方式,較好地解決了缺少設(shè)計經(jīng)驗的空白技術(shù)問題。

4)在科學(xué)合理的前提下,應(yīng)大膽突破常規(guī)進(jìn)行創(chuàng)新設(shè)計。在該工程段塞流捕集器、段塞流捕集器與油氣分離器關(guān)聯(lián)工藝自控流程、混輸干線首站工藝流程、混輸干線分段快速切斷閥設(shè)置的設(shè)計中,都采取了創(chuàng)新設(shè)計,形成了滿足工程需要的自主設(shè)計技術(shù)。

5)時刻牢記特殊設(shè)計要求,把工程的適用性與安全放在優(yōu)先考慮的位置。由于設(shè)計人員始終牢記H2S氣體的應(yīng)力腐蝕、氫致開裂和人身危害這一涉及工程適用性與安全、健康與環(huán)保的特殊設(shè)計要求,并體現(xiàn)在設(shè)計文件與設(shè)備采購技術(shù)條件中,從而在設(shè)計上保證了該工程HSE特性的全面實現(xiàn)。

6)應(yīng)充分重視安裝圖設(shè)計的細(xì)節(jié)。在安裝圖設(shè)計階段,首先要毫無遺漏地體現(xiàn)初步設(shè)計階段確定的全部工程內(nèi)容,同時,要善于通過揣摩科學(xué)、合理的管路安裝布局與結(jié)構(gòu)尺寸來保證新的工藝流程方案的實現(xiàn)。

[1]李玉星,劉紅波,姜昊,等.管式液塞捕集器設(shè)計及性能測試研究[J].天然氣工業(yè),2009,29(12):71-74.

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Engineering design of long-distance oil and gasmultiphase pipeline transportation system s

Song Chengyi1,2
(1.China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Construction Design and Research Institute, Daqing Oilfield Com pany,PetroChina,Daqing,Heilong jiang 163712,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 4,pp.107-110,4/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Compared w ith the conventional oil and gas separate transpo rtation technology,the long-distance oil and gas m ultiphase transportation technology hasobvious advantages in reducing investment and realizing the effective developmentof offsho re and marginal oilfields under harsh natural conditions.However,this technology is one of the most comp lex technologies in the fluid transportation field,w hich has just been brought into the industrial app lication stage.This paper hereby introduces the research results concerning this technology by the Daqing Oilfield Construction Design and Research Institute during the"Ninth Five-Year Plan"peri-od.This institute designed and constructed the largest oil and gasmultiphase transportation system of its kind in China - the one in Kenkyak Yanxia Oilfield of Kazakhastan.Thispaper analyzes the general situation of the p roject and itsmain characteristics and discusses 5 key technical p roblems:(1)The accurate p rediction of p ressure draw dow n and pipe diameter op timization of the long-distance fluctuation laying of the long-distancem ultiphase transpo rtation pipelines.(2)The trapping of the strong slug flow and the stable running techniqueof end separators.(3)The setting and controlling techniquesof the first station and accident p rocess flow of the pipeline.(4)The accurate p rediction and operation p rocedure of the transient operating condition upon the commissioning and restart after transportation stopping.(5)The supp ression technique for H2S stress corrosion and hydrogen induced cracking.In view of these p roblems,we put fo rward nine technical solutions.Since being put into operation on trial,this p roject has been in service smoo thly up to now,taking the initiative step in the engineering design of large transpo rtation volume,long-distance oil and gasmultiphase transportation system.It is a wo rld leading p roject in some integrative indexes,such as its transpo rtation volume,length and M ton p roduction capacity.It is awarded as one of the Ten Projects w ith Great Science and Technology Progresses of CNPC.

oil and gasmultiphase flow,long-distance pipeline transpo rtation,engineering design,slug catcher,co rrelation gas liquid separato r,p ressure draw dow n calculation,experience

宋承毅,1957年生,教授級高級工程師,碩士;現(xiàn)任大慶油田建設(shè)設(shè)計研究院總工程師,長期從事油氣集輸與儲運(yùn)工藝科研、設(shè)計工作。地址:(163712)黑龍江省大慶市讓胡路區(qū)西苑街42號。電話:(0459)37397499。E-mail:songchengyi@petrochina.com.cn

宋承毅.長距離油氣多相混輸系統(tǒng)工程設(shè)計.天然氣工業(yè),2010,30(4):107-110.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.04.026

2010-02-21 編輯 何 明)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.04.026

Song Chengyi,p rofessor of senio r engineer,was born in 1957.He holds an M.Sc.degree,and is now one of chief engineers at the Daqing Oilfield Construction Design and Research Institute,being mainly engaged in research and design of oil and gas gathering and transportation techniques.

Add:No.42,Xiyuan Street,Ranghulu District,Daqing,Heilongjiang 163712,P.R.China

Tel:+86-459-3739 7499 E-mail:songchengyi@petrochina.com.cn