海上天然氣平臺(tái)高壓井口管匯設(shè)計(jì)

孫紅軍，康思偉，尚勇志

中海石油（中國(guó)）有限公司上海分公司，上海 200335

海上天然氣平臺(tái)高壓井口管匯設(shè)計(jì)

孫紅軍，康思偉，尚勇志

中海石油（中國(guó)）有限公司上海分公司，上海 200335

隨著海洋石油勘探開發(fā)逐步向高壓、深水進(jìn)軍，海上油氣平臺(tái)常規(guī)壓力井口區(qū)管匯設(shè)計(jì)已不再適用于高壓氣井的開發(fā)，需要研究一種高壓井口管匯設(shè)計(jì)方案。通過與陸地油氣田的對(duì)比、全壓與降壓方案對(duì)比、安全完整性等級(jí)（SIL）分析以及對(duì)海洋平臺(tái)調(diào)研分析，得出了全壓井口管匯設(shè)計(jì)方案；通過對(duì)管匯全壓設(shè)計(jì)的技術(shù)難點(diǎn)的分析和研究，如管道和閥門選型、閥門布置、閥門采用標(biāo)準(zhǔn)等，得出了管匯全壓設(shè)計(jì)高壓閥門的選擇依據(jù)和技術(shù)要求。

海上油氣平臺(tái)；全壓井口管匯；一體式雙閥

近年來在國(guó)內(nèi)深水海域發(fā)現(xiàn)的高壓氣田，關(guān)井壓力達(dá)到了69MPa[1]，且溫度較高。該關(guān)井壓力超出了以往項(xiàng)目常規(guī)設(shè)計(jì)壓力，對(duì)于采油樹之后的地面工程，國(guó)內(nèi)尚未有系統(tǒng)的設(shè)計(jì)方案。無論是在標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范還是管道閥門選型上，井口管匯都需要采用全新設(shè)計(jì)方案。

1 降壓設(shè)計(jì)方案

1.1 陸地油氣田降壓設(shè)計(jì)方案

經(jīng)過市場(chǎng)調(diào)研，川西北及新疆地區(qū)有部分氣田關(guān)井壓力也達(dá)到69MPa。對(duì)于陸地油田，由于空間大，長(zhǎng)期有人值守，且是單井出油，不存在竄壓情況，因此多采用降壓設(shè)計(jì)或多級(jí)降壓方案，使井口管匯壓力降低。在進(jìn)行降壓設(shè)計(jì)中，對(duì)多級(jí)節(jié)流后的低溫問題采用加熱方案，全部在井站完成。

對(duì)于海上油氣田，井口區(qū)集中布置，多井統(tǒng)一進(jìn)入管匯，平臺(tái)空間受限，無法進(jìn)行多級(jí)節(jié)流管道和加熱設(shè)備的安裝，所以難以采用陸地油田做法[2]。

1.2 海上高壓井口管匯降壓設(shè)計(jì)方案

根據(jù)API14C《海上生產(chǎn)平臺(tái)基本上部設(shè)施安全系統(tǒng)的分析、設(shè)計(jì)、安裝和測(cè)試》的推薦做法[3]，若要將采油樹下游設(shè)計(jì)壓力降至常規(guī)設(shè)計(jì)壓力范圍內(nèi)，則需在油嘴上游設(shè)置SDV（關(guān)斷閥），油嘴下游設(shè)置PSV（安全閥），實(shí)現(xiàn)主動(dòng)關(guān)斷和被動(dòng)泄放兩級(jí)保護(hù)。降壓設(shè)計(jì)原理示意見圖1。

圖1 降壓設(shè)計(jì)原理示意

其設(shè)置如下：

（1）采油/采氣樹及油嘴按最大關(guān)井壓力確定。

（2）單井出油管道采用全壓設(shè)計(jì)，管匯采用降壓設(shè)計(jì)，各出油管道進(jìn)管匯處采用全壓雙閥隔斷，在隔斷閥下游法蘭處直接降壓至1 500 LB（25MPa）后接入管匯，在管匯上設(shè)置PSV[4]。

（3）關(guān)斷閥之后根據(jù)系統(tǒng)最高操作壓力確定管道閥門級(jí)別。

根據(jù)上述的設(shè)計(jì)方案，具體到海上平臺(tái)多井口密集布置，一般井口數(shù)都在20口以上，在僅有100 m2左右的井口區(qū)，不能在單井管道上增加單獨(dú)的SDV和PSV，所以需要采用如圖2所示流程實(shí)現(xiàn)降壓。根據(jù)采油樹標(biāo)準(zhǔn)配置原則，將采油樹井口翼閥作為關(guān)斷閥使用，從管匯前進(jìn)行降壓，單井出油管道采用關(guān)井壓力即采用全壓管道，管匯采用降壓后壓力等級(jí)的管道，全壓管道與降壓管道界面點(diǎn)在單井進(jìn)入管匯前的隔離閥處。

圖2 降壓設(shè)計(jì)示意

從圖2可以看出，油嘴上游已設(shè)置了井口翼閥和主閥，將翼閥、主閥和井口管匯作為整體，從可靠性和安全性上進(jìn)行分析，因油嘴下游管道與管匯上設(shè)置的PSV之間存在隔離閥，如果隔離閥誤關(guān)斷，PSV將失去保護(hù)作用，故上述隔離閥必須為通徑鎖開。

值得注意的是，經(jīng)專業(yè)機(jī)構(gòu)進(jìn)行的安全完整性等級(jí)（SIL）分析論證，該關(guān)井壓力下，由于井口初始?jí)毫Φ疥P(guān)井壓力的時(shí)間為16 min，小于操作人員干預(yù)所需要的最低30 min的標(biāo)準(zhǔn)，所以兩級(jí)保護(hù)失效后風(fēng)險(xiǎn)等級(jí)遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于常規(guī)氣田的失效風(fēng)險(xiǎn)，故降壓設(shè)計(jì)流程管匯出口的關(guān)斷閥和降壓設(shè)計(jì)流程油嘴上游的井口翼閥和主閥均需要SIL2等級(jí)，以通過提高井口翼閥和主閥自身的可靠性來降低失效風(fēng)險(xiǎn)。而實(shí)際采油樹廠家的主閥和翼閥目前還達(dá)不到SIL2等級(jí)。SIL分析的井口壓力時(shí)間曲線見圖3。

圖3 井口壓力時(shí)間曲線

2 海上高壓井口管匯全壓設(shè)計(jì)方案

在降壓設(shè)計(jì)不能滿足要求時(shí)，采用全壓設(shè)計(jì)方案。根據(jù)API14C規(guī)范推薦做法，采用全壓設(shè)計(jì)方案后，只需在管匯后安裝PSV和SDV。全壓井口管匯設(shè)計(jì)如下：

（1）采油/采氣樹及油嘴按最大關(guān)井壓力確定。

（2）井口采油樹至管匯SDV之前全部采用全壓設(shè)計(jì)，設(shè)計(jì)壓力與關(guān)井壓力一致。

（3）管匯SDV之后根據(jù)系統(tǒng)最高操作壓力確定管道閥門級(jí)別。

采用全壓設(shè)計(jì)的井口管匯，在管匯后再進(jìn)行降壓，流程示意見圖4。

圖4 全壓設(shè)計(jì)示意

從圖4可以看出，由于在管匯SDV閥之后進(jìn)行壓力變級(jí)，所以從采油樹油嘴出來后，與管匯連接的井口回接管道、與采油樹出口管道連接的測(cè)試管匯、生產(chǎn)管匯均采用全壓等級(jí)壓力管道，從采油樹油嘴直至各個(gè)管匯SDV閥處均為全壓力等級(jí)。由于SDV閥可以達(dá)到SIL3等級(jí)，在標(biāo)準(zhǔn)中可以作為壓力變級(jí)的節(jié)點(diǎn)，也就實(shí)現(xiàn)了主動(dòng)安全保護(hù)。采用全壓設(shè)計(jì)方案，解決了設(shè)計(jì)安全穩(wěn)定和空間的問題。但全壓設(shè)計(jì)給系統(tǒng)管道選型以及工程施工造成了很大的難度。以下介紹全壓等級(jí)井口管道及閥門的選型及施工。

3 全壓井口管匯設(shè)計(jì)管道及閥門的選型

3.1 管道選型及施工

一般井口管匯的管道和閥門都選用雙相不銹鋼材質(zhì)。在以往常規(guī)設(shè)計(jì)中，采用ASME標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)ASME B16.5[5]核定材料的壓力-溫度額定值，最大等級(jí)CL2500，對(duì)應(yīng)雙相不銹鋼管道允許最大壓力為43.1MPa，且溫度還必須低于50℃。43.1MPa的最大壓力管道無法滿足采用全壓設(shè)計(jì)的管匯要求，為了突破標(biāo)準(zhǔn)的限制，需要引用壓力等級(jí)更高的API6A[6]標(biāo)準(zhǔn)。69MPa的壓力對(duì)應(yīng)API標(biāo)準(zhǔn)中為10 000 psi，比ASME CL2500的壓力高，所以管道的壁厚也相應(yīng)增加。

對(duì)直管道進(jìn)行壁厚計(jì)算，在110℃時(shí)，10 000 psi的管道，其中1/2 in（1 in=25.4mm）的管道壁厚達(dá)到4.78mm；10 in的管道外徑為273mm，壁厚達(dá)到40mm；12 in的管道壁厚達(dá)到48mm。計(jì)算出的管道壁厚超出了國(guó)內(nèi)外廠家常用的ASME標(biāo)準(zhǔn)的壁厚等級(jí)，需要選取特殊壁厚，實(shí)際按照計(jì)算壁厚采用非標(biāo)產(chǎn)品。

高壓管道在焊接、檢測(cè)方面同樣也存在一定的難度。由于厚度達(dá)到40mm，特別在現(xiàn)場(chǎng)施工中，受到γ源探傷的限制，往往采用多層檢測(cè)的方法[7]。

3.2 閥門選型及要求

3.2.1 閥門選型

以往項(xiàng)目由于采油樹油嘴至管道的單井管道采用的是單閥隔離，在實(shí)際操作中，操作者們經(jīng)常反映由于該閥門承受著高壓氣井氣流的沖刷，特別是高壓天然氣中帶出的沙粒，易造成閥門內(nèi)漏，而單閥一旦內(nèi)漏，即無法實(shí)現(xiàn)隔離，同時(shí)海上氣田不能輕易關(guān)停，這給采油樹及其他維修作業(yè)隔離帶來難度，也為安全生產(chǎn)帶來隱患，同時(shí)對(duì)油氣井測(cè)試的準(zhǔn)確性造成了影響。因此，井口采油樹至管匯的單井連接管道隔離閥需要采用雙閥隔離[8]，如圖5所示。

圖5 雙閥隔離示意

海上石油天然氣平臺(tái)由于空間緊張的問題，兩個(gè)單閥通過直管道進(jìn)行連接，占用空間非常大，在設(shè)計(jì)過程中，用三維軟件進(jìn)行了布置，發(fā)現(xiàn)無法滿足空間要求。通常層間高最大的為8 m，而整橇高度7 m，上方管道則無法進(jìn)行布置。同時(shí)占用空間較大，高點(diǎn)閥門難以操作。

針對(duì)閥門空間布置的需求，對(duì)國(guó)內(nèi)外產(chǎn)品進(jìn)行了調(diào)研，使用整體組合閥（即一體式雙閥，可實(shí)現(xiàn)雙隔離帶排放功能，簡(jiǎn)稱DDB）。優(yōu)點(diǎn)有：

其一，整體組合閥的泄放閥一般采用的是更為安全可靠的雙隔離閥；其二，整體組合閥能夠減少泄漏點(diǎn)，可以有效地降低高壓油氣泄漏的風(fēng)險(xiǎn)；其三，價(jià)格方面，通過國(guó)外廠家報(bào)價(jià)來看，整體組合閥單價(jià)低于單閥連接的閥組價(jià)格之和；其四，整體組合閥占用空間小，重量輕；其五，整體組合閥不論采用法蘭還是對(duì)焊連接，都可以在很大程度上減少安裝、檢驗(yàn)工作量。圖6是兩個(gè)獨(dú)立的隔離閥結(jié)構(gòu)，圖7是一體式雙球閥，圖8是一體式雙旋塞閥。從圖中可以比較各種閥的泄漏點(diǎn)和占用空間情況。

圖6 兩個(gè)獨(dú)立球閥組裝示意

圖7 一體式雙球閥

3.2.2 閥門標(biāo)準(zhǔn)依據(jù)

閥門壓力等級(jí)要滿足管道要求，因而閥門也同樣采用API6A10 000 psi等級(jí)。

圖8 一體式雙旋塞閥

2011年最新的API6A規(guī)范中，對(duì)2in以上的10000psi的球閥進(jìn)行規(guī)定，而對(duì)于2in以下的閥門依然沒有對(duì)尺寸進(jìn)行規(guī)定。且通過對(duì)國(guó)內(nèi)外廠家的調(diào)研發(fā)現(xiàn)，各個(gè)廠家使用的都是廠標(biāo)，并沒有一個(gè)統(tǒng)一的規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)，這也為后期的維護(hù)管理帶來不便。

閥組泄放管道連接有1/2、3/4in的球閥，由于10000psi壓力等級(jí)的法蘭需按照API6A法蘭進(jìn)行選型設(shè)計(jì)，其最小尺寸只能達(dá)到29/16in，即對(duì)應(yīng)常用的公稱直徑2in，因此對(duì)于1/2、3/4 in球閥的末端無法實(shí)現(xiàn)法蘭封堵，所以采用螺紋絲堵。

3.2.3 閥門技術(shù)要求

考慮到現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際使用情況，同時(shí)結(jié)合API6A標(biāo)準(zhǔn)要求，針對(duì)10000psi的閥門，可以增加如下技術(shù)要求：

（1）鑄造閥門要求滿足挪威石油標(biāo)準(zhǔn)（Norsok）M-650。

（2）閥桿的逸散性等級(jí)要求滿足國(guó)際標(biāo)準(zhǔn)ISO 15848-1 class A要求。

（3）金屬密封表面采用鍍碳化鎢，增加硬度。（4）由于是在油氣系統(tǒng)上，閥門要求具有防靜電能力。

（5）閥門壓力高，為保證閥門的安全，閥門閥桿要求設(shè)計(jì)成具有防閥桿吹出的結(jié)構(gòu)形式。

（6）閥門若含有O型圈，必須具有抗內(nèi)爆指標(biāo)要求。

（7）為保證閥門的設(shè)計(jì)可靠性，閥門必須進(jìn)行有限元分析。

（8）閥體和閥座氣密試驗(yàn)等級(jí)要求采用壓力試驗(yàn)等級(jí)PSL3或PSL3G。

（9）閥門的性能試驗(yàn)要求達(dá)到PR2等級(jí)要求。

對(duì)閥門材質(zhì)的特殊要求：針對(duì)低溫閥門，材質(zhì)可選擇鎳基合金；針對(duì)雙相不銹鋼材質(zhì)的高壓閥門，為保證閥桿的強(qiáng)度，閥桿材質(zhì)可選擇鎳基合金INCONEL718。

4 結(jié)束語

針對(duì)海上石油平臺(tái)，通過對(duì)井口管匯降壓設(shè)計(jì)和全壓設(shè)計(jì)的綜合對(duì)比研究，考慮安全設(shè)計(jì)，對(duì)于關(guān)井壓力在10 000 psi及以上的井口管匯，采用全壓設(shè)計(jì)方案是行之有效的。同時(shí)通過對(duì)管匯全壓設(shè)計(jì)的技術(shù)難點(diǎn)的分析和研究，如管道和閥門選型、閥門布置、閥門采用標(biāo)準(zhǔn)等，提出了對(duì)管匯全壓設(shè)計(jì)采用高壓閥門的技術(shù)要求，有利于保證氣田的安全生產(chǎn)。

[1]賈士棟．采油平臺(tái)采油樹及管匯的設(shè)置[J]．中國(guó)海上油氣工程，1999，11（5）：17-18.

[2]吳亮，羅軍，韓化鳳，等．崖城13-1氣田井口區(qū)管道改造優(yōu)化設(shè)計(jì)[J]．廣東化工，2013，40（2）：114-116.

[3]API RP 14C-2001，Recommendedpracticefor analysis，design，installation，and testing of basic surface safety systems for offshore production platforms[S]．

[4]劉志榮，余忠仁，鐘小木，等．井口安全系統(tǒng)的應(yīng)用[J]．天然氣與石油，2008，27（4）：38-40.

[5]ASME B31.3-2012，Process piping[S]．

[6]ANSI/APISPECIFICATION6A-2011，Specification for wellhead and christmas tree equipment[S]．

[7]田彩剛．大口徑厚壁S32205雙相不銹鋼管道焊接技術(shù)[J]．石油工程建設(shè)，2016，42（6）：57-59.

[8]李蓮明，洪鴻.天然氣開發(fā)常用閥門手冊(cè)[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2011.

Design ofhigh pressure wellhead manifold ofoffshore naturalgas platform

SUN Hongjun，KANG Siwei，SHANG Yongzhi
ShanghaiBranch of CNOOC Ltd.，Shanghai200335，China

As the offshore oil exploration and development extending to the high pressure，deep water and other environmental conditions，the design of normal pressure wellhead manifold is no longer to suit the development of high pressure gas well.The design scheme of full pressure wellhead manifold is presented based on the comparison between the full pressure scheme and the reducing pressure scheme，the analysis of safety integrity level（SIL） and the investigation on offshore platforms.The selection principle and technical requirements of high pressure valve for the full pressure wellhead manifold design scheme are obtained based on the study of technical difficulties，such as pipeline and valve selections，valve arrangement and valve standards adopted.

offshore oiland gas platforms；fullpressure wellhead manifold；integraldouble valve

孫紅軍（1981-），男，安徽池州人，工程師，2003年畢業(yè)于重慶科技學(xué)院內(nèi)燃機(jī)專業(yè)，現(xiàn)從事海洋石油工程設(shè)計(jì)及建造工作。Email：sunhj5@163.com

2017-05-11

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.04.007