基于HYSYS動態(tài)模擬的海上無人井口平臺管道壓力優(yōu)化設(shè)計

衣華磊 朱海山 靜玉曉 崔月紅 郝 蘊 楊澤軍 李瑞龍

(中海油研究總院 北京 100028 )

基于HYSYS動態(tài)模擬的海上無人井口平臺管道壓力優(yōu)化設(shè)計

衣華磊 朱海山 靜玉曉 崔月紅 郝 蘊 楊澤軍 李瑞龍

(中海油研究總院 北京 100028 )

衣華磊,朱海山,靜玉曉，等.基于HYSYS動態(tài)模擬的海上無人井口平臺管道壓力優(yōu)化設(shè)計[J].中國海上油氣，2017,29(2)：152-155.

YI Hualei,ZHU Haishan,JING Yuxiao,et al.Optimized design of pipe pressure at the offshore unmanned wellhead platforms based on HYSYS dynamic simulation[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(2):152-155.

以某海上無人井口平臺工藝設(shè)計為基礎(chǔ)，運用HYSYS軟件對主工藝管線因下游堵塞導(dǎo)致的超壓工況進行了動態(tài)模擬，通過研究主工藝管線最快升壓時間下的產(chǎn)氣量，分析井上翼閥(SWV)關(guān)閉時間和主工藝管線壓力升高的關(guān)系，成功將主工藝管線壓力等級從2 500#降到了1 500#，將主工藝管線2 500#/1 500#等級壓力分界點從壓力超壓保護系統(tǒng)關(guān)斷閥后前移到生產(chǎn)管匯前的手動隔離閥后，既實現(xiàn)了降本增效和節(jié)能減排，又提升了無人井口平臺工藝設(shè)計水平，對海上無人井口平臺管道壓力優(yōu)化設(shè)計具有參考價值。

HYSYS;無人井口平臺；主工藝管線；動態(tài)模擬；壓力等級；管線降壓；優(yōu)化設(shè)計

在海上無人井口平臺工藝設(shè)計中，出于保守考慮，一般把上部主工藝管線按照關(guān)井壓力進行全壓設(shè)計，這樣上部主工藝管線即使在關(guān)井壓力條件下也可保證管線不會出現(xiàn)超壓工況，但由于缺少對管線內(nèi)壓力是否會達到關(guān)井壓力工況的研究，從而可能造成整體工藝管線壓力等級過高，造成不必要的成本支出。目前，在常規(guī)工藝設(shè)計基礎(chǔ)上的動態(tài)模擬計算日益受到重視，國際上包括BP和WorleyParsons等大公司均已開始將動態(tài)模擬應(yīng)用到海上平臺工藝設(shè)計中[1-4]，國內(nèi)也逐步開始進行工藝系統(tǒng)動態(tài)模擬計算和校核的研究和應(yīng)用[5-8]，并取得了很好的效果，為工藝設(shè)計提供了重要的參考和指導(dǎo)。

某海上氣田無人井口平臺上部組塊工藝流程見圖1，根據(jù)最大關(guān)井壓力確定生產(chǎn)管匯壓力等級為2 500#，共包含3口生產(chǎn)井，分別匯集到生產(chǎn)管匯后經(jīng)外輸管線進入海管外輸，其中在生產(chǎn)管匯上的壓力超壓保護系統(tǒng)SDV(應(yīng)急關(guān)斷閥)后進行了2 500#/1 500#壓力等級的劃分，在外輸海管SDV后進行了1 500#/900#壓力等級的劃分。根據(jù)API RP 14C規(guī)范[9]，如果出油管線最大允許工作壓力大于最大關(guān)井壓力，則工藝管線不需設(shè)置PSV(壓力安全閥)，即工藝管線采用全壓設(shè)計；同時該規(guī)范也指出，如果外輸海管SDV上游管線的容積能在超過最大允許工作壓力前有足夠的時間關(guān)閉主閥或翼閥，那么翼閥和與之相連的壓力關(guān)斷設(shè)置也可以代替PSV。本文研究的目的就是基于HYSYS軟件，通過動態(tài)模擬研究工藝管線能夠達到的最高壓力以及與翼閥關(guān)閉時間的關(guān)系，盡可能將2 500#/1 500#壓力等級劃分點向上游移動，從而降低整體工藝系統(tǒng)的壓力等級。

圖1 某海上氣田無人井口平臺原工藝流程Fig .1 Original PFD of the offshore unmanned wellhead platform

1 目標(biāo)氣田基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

該氣田相關(guān)井口數(shù)據(jù)見表1，井筒和配管數(shù)據(jù)分別見表2、3,井口性能曲線見圖2。

按照工程慣例，關(guān)斷閥關(guān)閉速度為25.4 mm/s[10]。因此，對于公稱直徑為508 mm的閥門，關(guān)閉時間不大于20 s；同樣，對于152.4 mm的SWV(井上翼閥)關(guān)閉，閥門關(guān)閉時間不大于6 s。

表1 某海上氣田相關(guān)井口數(shù)據(jù)Table 1 Wellhead data of an offshore gas field

表2 某海上氣田油管參數(shù)Table 2 Tubing parameters of an offshore gas field

表3 某海上氣田上部組塊工藝管線容積Table 3 Topside process pipeline parameters of an offshore gas field

圖2 某海上氣田井口性能曲線圖Fig .2 Well performance curve of an offshore gas field

2 管線最快升壓時間動態(tài)模擬

目標(biāo)氣田管線最快升壓時間動態(tài)模擬采用國際通用的工藝模擬軟件HYSYS 7.3進行，熱力包選用Peng-Robinson，管段模型選用Pipe Segment，流動模型選用Beggs and Brill(1979)，主要研究不同產(chǎn)氣量(56×104～504×104Sm3/d)下海管外輸SDV故障關(guān)斷后，平臺上部工藝管線從正常操作壓力升高到關(guān)井壓力(28.5 MPaG)所需要的時間(簡稱為升壓時間)。比較不同產(chǎn)氣量的升壓時間，記錄最快升壓時間所對應(yīng)的產(chǎn)氣量作為下一步研究SWV關(guān)閉時間的產(chǎn)氣量。具體步驟如下：①在某一產(chǎn)氣量下穩(wěn)態(tài)運行10 s；②10 s后關(guān)閉外輸海管SDV，監(jiān)測油嘴前后的壓力和流量；③當(dāng)工藝管線壓力達到關(guān)井壓力后，模擬完成；④記錄壓力升高到1 500#等級壓力時所需的時間；⑤改變產(chǎn)氣量，重復(fù)上述步驟。

該氣田113×104Sm3/d產(chǎn)氣量下主工藝管線升壓曲線見圖3，可以看出：t1=10 s時，外輸海管SDV關(guān)閉，管線壓力開始上升；t2=17 s時，管線壓力達到管線高高關(guān)斷壓力(最大允許工作壓力)；t3=50 s時，管線壓力達到1 500#等級壓力；t4=250 s時，管線壓力達到關(guān)井壓力。因此，該氣田在113×104Sm3/d產(chǎn)氣量下，外輸海管SDV關(guān)閉后主工藝管線壓力達到1 500#等級壓力的時間是40 s。

圖3 某海上氣田113×104Sm3/d產(chǎn)氣量下主工藝管線 升壓曲線Fig .3 Main flowline pressure boosting curve with gas flowrate of 113×104Sm3/d of an offshore gas field

分別完成不同產(chǎn)氣量下的模擬后，得到一系列時長數(shù)據(jù)點(圖4)。從圖4可以看出，140×104Sm3/d產(chǎn)氣量下的工藝管線升壓最快，其升壓至1 500#等級壓力的時間僅為32 s。因此，將140×104Sm3/d作為下一步研究SWV關(guān)閉時間與管線壓力升高情況的產(chǎn)氣量值。

圖4 某海上氣田不同產(chǎn)氣量與SWV閥關(guān)閉后升壓至 1 500#等級壓力所需的時間Fig .4 Relationship between different gas flowrates and time speeding in pressure boosting to 1 500# after SWV shut down on an offshore gas field

3 SWV閥關(guān)閉時間與主工藝管線升壓動態(tài)模擬

該模擬是研究目標(biāo)氣田海管外輸SDV故障關(guān)斷后，SWV在設(shè)定關(guān)閉時間內(nèi)其下游管線壓力是否超過1500#等級壓力，模擬用的產(chǎn)氣量選用前述得到的升壓最快的140×104Sm3/d，模擬工況按SWV在高高關(guān)斷設(shè)定壓力(13.5 MPaG)下開始關(guān)閉并選擇關(guān)閉時間分別是6、10、20、30 s的升壓情況。

模擬步驟如下：①穩(wěn)態(tài)運行模擬10 s；②10 s后關(guān)閉外輸海管SDV；③工藝管線壓力上升到高高關(guān)斷壓力時SWV開始關(guān)閉，第6 s完全關(guān)閉SWV；④監(jiān)測SWV上下游的壓力和流量；⑤當(dāng)SWV完全關(guān)閉后，模擬完成；⑥改變SWV關(guān)閉時間，重復(fù)以上步驟。

完成各工況模擬后，得到該氣田不同關(guān)閉時間下SWV閥后工藝管線升壓曲線(圖5)，整理得到模擬結(jié)果(表4)。

圖5 某海上氣田不同SWV關(guān)閉時間與SWV閥后工藝 管線壓力升高曲線Fig .5 SWV shut down time vs flowline pressure boosting of an offshore gas field表4 某海上氣田SWV關(guān)閉時間模擬數(shù)據(jù)匯總Table 4 SWV shut down time summary of an offshore gas field

SWV關(guān)閉時間/sSWV關(guān)斷壓力/MPaG最大超壓壓力/MPaG距離1500#壓力余量/MPaG是否超過1500#等級壓力613.517.67.4否1013.519.35.7否2013.523.71.3否3013.527.4-2.4是

根據(jù)圖5和表4可以看出，該氣田除SWV關(guān)閉時間為30 s時工藝管線壓力超過了1 500#等級壓力外，其他3個工況下的工藝管線壓力均未超過1 500#等級壓力。根據(jù)這3個工況數(shù)據(jù)可以擬合得到該氣田SWV關(guān)閉時間與SWV閥后管線壓力關(guān)系，如圖6所示。

從圖6可以看出，該氣田上部工藝管線壓力從正常壓力升高到1 500#等級壓力的時間約為23 s，所以該氣田152.4 mm的SWV在6 s內(nèi)關(guān)閉足以保證上部工藝管線不會超過1 500#等級壓力。因此，可以將該氣田工藝管線2 500#/1 500#壓力分界點從壓力保護系統(tǒng)SDV閥后前移到生產(chǎn)管匯前的手動隔離閥后(圖7)，這表明在壓力等級降低的同時，也降低了管線的冷放空泄放量和冷放空罐尺寸，實現(xiàn)了降本增效和節(jié)能減排。

圖6 海上某氣田SWV關(guān)閉時間與SWV閥后管線壓力關(guān)系Fig .6 SWV shut down time vs flowfline (behind the SWV) max pressure of an offshore gas field

圖7 某海上氣田無人井口平臺優(yōu)化后工藝流程Fig .7 Optimized PFD of the wellhead platform of an offshore gas field

4 結(jié)論

通過對某海上氣田無人井口平臺不同產(chǎn)氣量條件下工藝管線在SDV故障關(guān)閉后的升壓模擬，確定了140×104Sm3/d作為升壓最快的模擬氣量。針對最快升壓氣量下的SWV閥在不同關(guān)閉時間下的動態(tài)模擬研究表明，SWV在6 s的關(guān)閉時間內(nèi)足以滿足工藝管線不超過1 500#等級壓力，因此主工藝管線2 500#/1 500#等級壓力分界點可以從壓力超壓保護系統(tǒng)關(guān)斷閥后前移到生產(chǎn)管匯前的手動隔離閥后，從而降低了整體工藝管線的壓力等級，實現(xiàn)了降本增效和節(jié)能減排。

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(編輯：呂歡歡)

Optimized design of pipe pressure at the offshore unmanned wellhead platforms based on HYSYS dynamic simulation

YI Hualei ZHU Haishan JING Yuxiao CUI Yuehong HAO Yun YANG Zejun LI Ruilong

(CNOOCResearchInstitute,Beijing, 100028,China)

In the process design for certain offshore unmanned wellhead platform, dynamic simulation of the major pipe pressure rising in the case of downstream blockage was conducted with HYSYS software. Based on the gas flow rate during the fastest pressure rising time, the relationship between the closing time of SWV and rise in pipe pressure was analyzed. On this basis the main pipe pressure rating was lowered from 2 500# to 1 500# successfully, and the spec break point of 2 500#/1 500# was moved from downstream flange of POPS valve to downstream flange of flowline manual isolation valve before production manifold. By doing so the investment is decreased and the benefit is enhanced, as well as energy saved and emission cut down, which provides a reference for pipe pressure design for offshore unmanned wellhead platforms.

HYSYS; unmanned wellhead platform; main process pipe; dynamic simulation; pressure rating; pipe pressure drop; optimized design

衣華磊，男，高級工程師，2007年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)，現(xiàn)主要從事海上平臺的設(shè)計與研究工作。地址：北京市朝陽區(qū)太陽宮南街6號院(郵編：100028)。E-mail：yihl@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)02-0152-04

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.02.022

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2016-09-12 改回日期：2016-10-25