王 飛 王梓力 李文昭 王 凱

（1.中國海洋石油南海東部石油管理局，廣東 深圳 518054；2.中國石油北京油氣調(diào)控中心，北京 100007；3.深水油氣管道關(guān)鍵技術(shù)與裝備北京市重點實驗室·北京石油化工學(xué)院，北京 102617）

0 引言

深水氣田開發(fā)是緩解目前我國天然氣供應(yīng)緊張的有效舉措之一[1-3]。作為連接井口和平臺處理設(shè)施的集輸管道，對保障油氣安全生產(chǎn)的重要性不言而喻。由于深水高壓低溫的作業(yè)環(huán)境和產(chǎn)出油氣中帶有一定量的冷凝水，若不采取適當?shù)目刂拼胧?，在正常作業(yè)條件下管道極有可能生成水合物。深水氣田集輸管道因其距離長、落差大、油氣水多相混輸?shù)忍匦?，管輸量改變會對管道積液量及抑制水合物生成的乙二醇用量產(chǎn)生影響[4]。對氣液混輸管道而言，管輸量調(diào)整會打破管道的積液平衡，進而對平臺上乙二醇貧富液的儲存和處理能力提出較高的要求。因此加強乙二醇貧液加注及富液再生的管理對管道的安全平穩(wěn)運行起著十分關(guān)鍵的作用。筆者擬就具有代表性的荔灣3-1氣田為例分析管輸量調(diào)整對乙二醇貧液加注及富液再生的影響。

1 OLGA模型分析

作為我國首個水深1500m的超深水氣田，荔灣3-1氣田在我國挺進深水、實施建設(shè)海洋強國戰(zhàn)略等方面具有顯著的技術(shù)先導(dǎo)和工程示范作用。針對深水氣田管道可能遇到的管輸量調(diào)整范圍，利用OLGA6.2多相流動態(tài)模擬軟件，對管輸量動態(tài)調(diào)整引起的多相管流非平衡過程及乙二醇貧、富液在平臺的儲存和處理能力進行模擬研究，其相關(guān)共性研究方法和規(guī)律，可為今后提上開發(fā)議程的陵水17-2等深水氣田的工程設(shè)計及優(yōu)化運行提供理論指導(dǎo)和技術(shù)參考。

1.1 數(shù)學(xué)模型

OLGA軟件是油氣工業(yè)界廣泛采用的多相管流動態(tài)模擬軟件[5-6]。軟件的數(shù)學(xué)模型采用改進的雙流體模型，以相間質(zhì)量傳遞進行關(guān)聯(lián)的6個方程描述油、氣、水三相在管道中的流動與傳熱過程，方程組求解時在歐拉法的基礎(chǔ)上采用了拉格朗日前緣跟蹤格式[7]。出于商業(yè)保密的原因，數(shù)學(xué)模型的封閉關(guān)系等詳細信息及數(shù)值求解方法未對外公布。關(guān)鍵方程包括：

1）質(zhì)量守恒方程。氣相公式為：

壁面處液膜公式為：

液滴公式為：

2）動量守恒方程。氣相或液滴公式為：

油相或水相公式為：

3）能量守恒方程。假設(shè)氣液溫度相同，且單元控制體內(nèi)的溫度相同，在此采用混合物能量守恒方程。公式為：

式中，下標g、l、d分別代表氣相、壁面處液膜、液滴； t為時間，s；x為與管中心平行的坐標軸，m；β為各部分體積分數(shù)，且 βg＋ βl＋ βd＝1；A為管道過流面積，m2；ρ為密度，kg／m3；w為流速，m／s； ψg、ψI、ψe、ψd分別為兩相間質(zhì)量傳遞速率、界面?zhèn)鬟f速率、液滴夾帶速率和沉積速率，kg／（m3·s）；p為壓力，Pa；θ為管道傾角，（°）；λ為摩阻系數(shù)；Sg、Sl和Si分別為氣體、液體和界面處的濕周，m；wa為相變部分流速，m／s；wr為相對速度，m／s；d為水力直徑，m；m為質(zhì)量，kg；g為重力加速度，m／s2；E為單位質(zhì)量內(nèi)能，J／kg；h為質(zhì)量比焓，J／kg；h′為高程，m；Hs為質(zhì)量源的焓，J；U為管壁傳熱量，J。

1.2 建模

荔灣3-1氣田的水下井口所產(chǎn)油氣匯集到相應(yīng)的東部管匯、西部管匯和終端管匯后，通過兩條長81.5km的22寸深水管線到淺水平臺，淺水平臺海域水深200m。在正常生產(chǎn)期間，控制水下系統(tǒng)管道產(chǎn)生水合物的措施是在井口和每1個油嘴的下游注入乙二醇，當其注入的質(zhì)量相當于水質(zhì)量的1.4倍時，才能保證系統(tǒng)在最大關(guān)井油管頭壓力和最低環(huán)境溫度的情況下，系統(tǒng)溫度高于水合物生成溫度至少5℃。乙二醇通過1條6寸海下管線從淺水平臺輸至水下井口。來自于深水氣田井口的氣液混合物到達平臺后進入段塞流捕集器進行氣液分離。天然氣經(jīng)三甘醇接觸塔脫水后進入壓縮機進行增壓外輸，液體則進入凝析油分離器分離出凝析油和乙二醇富液，乙二醇富液進入乙二醇回收系統(tǒng)進行再生，然后通過乙二醇管道輸送至水下井口循環(huán)利用。

針對荔灣3-1深水管道建立OLGA模型。氣田所在海域冬季水表溫度為21℃，水深1500m，海水溫度取2.7℃；氣體組分摩爾百分比為N20.33%、CO23.13%、H2O2.49%、CH482.20%、C2H65.24%、C3H81.97%、C4H100.90%、重烴3.74%；管道總長81.5km，立管高度45m，直徑為0.56m，壁厚為25.4mm，鋼管密度為7850kg／m3，導(dǎo)熱系數(shù)為45 W／（m2·℃），比熱容為460J／（kg·℃），出口壓力取7.5MPa。

2 模擬結(jié)果分析

根據(jù)荔灣3-1氣田的配產(chǎn)情況，投產(chǎn)后的前6年為穩(wěn)產(chǎn)期，產(chǎn)量為1.03×107m3／d，投產(chǎn)后7～12年為減產(chǎn)期，產(chǎn)量由5.66×106m3／d逐漸衰減到2.83×106m3／d，故以1.03×107m3／d作為管道的“基準輸量”，分別選取5.66×106m3／d和2.83×106m3／d作為“調(diào)整輸量”。

2.1 穩(wěn)態(tài)結(jié)果

氣田深水管道在不同輸量時的穩(wěn)態(tài)結(jié)果見表1。由表1可見，當輸氣量為1.03×107m3／d時，管道積液量及相關(guān)流動參數(shù)保持恒定值，無明顯段塞流發(fā)生；當輸氣量在5.66×106m3／d或更低時，管道沿線出現(xiàn)水力段塞流型，且足以引起管道背壓、積液量、出口液相流量等參數(shù)的明顯波動；盡管液相出口流量顯著波動，但其峰值也未能超過基準輸量對應(yīng)的液相流量值。因此，如果淺水平臺接收裝置按不低于基準輸量的處理負荷設(shè)計，管道即使在5.66×106m3／d的低輸量條件下，穩(wěn)定運行時也不會造成平臺接收裝置的處理困難，但在增輸調(diào)整過程中，由于管道的積液量較多，氣體流速增大會攜帶大量液體排出管道，則可能會造成平臺接收裝置的處理困難，故應(yīng)提前對增輸方案加以研判。由于水的密度比凝析油的密度大，在多相混輸條件下氣體攜帶水相更為困難，故管道中水相的積液量對氣體輸送量更為敏感。對比表1中不同輸量對應(yīng)的管道中油相和水相的積液量，不難發(fā)現(xiàn)輸量變化對水相即乙二醇富液的影響更為顯著，輸量減少72%，油相時均積液量基本持平（相差約7%），而乙二醇富液積液量卻提高了14.7倍，顯然在輸量調(diào)整過程中對乙二醇貧、富液之間的轉(zhuǎn)化平衡產(chǎn)生了重要的影響。

表1 不同輸量時的穩(wěn)態(tài)結(jié)果表

2.2 輸量動態(tài)調(diào)整結(jié)果

2.2.1 減輸模擬

減輸模擬的主要目的是確定管道積液量的增加速度，管道出口氣液流量的波動，管道出口富乙二醇流量的波動，即確定沒有富乙二醇返回平臺的時間，達到新的平衡狀態(tài)所需的時間。

1）輸送量由1.03×107m3／d減至5.66×106m3／d。在減輸33h后，總積液由原來的2110m3增至3412 m3，此階段凝析油與水同時增長；隨后積液增長速度放緩，在365h達到新的平衡值4144m3，此階段凝析油呈減少趨勢，而水繼續(xù)增長。由于管道積水量不斷增加，導(dǎo)致淺水平臺在減輸365h內(nèi)未見水流出。據(jù)保守估計，在減輸過程中，假設(shè)平臺需要15.4d才能回收乙二醇富液，則需要乙二醇貧液的減輸儲備量為2057m3。

2）輸送量由1.03×107m3／d減至2.83×106m3／d。在減輸137h后，總積液由原來的2110m3增至6122 m3，此階段凝析油與水同時增長；隨后積液增長速度變緩，在2407h達到新的平衡值8709m3，此階段凝析油呈減少趨勢，而水繼續(xù)增長。由于管道積水量不斷增加，導(dǎo)致淺水平臺在減輸99d內(nèi)未見水流出。據(jù)保守估計，在減輸過程中，假設(shè)平臺需要99d才能回收乙二醇富液，則需要乙二醇貧液的減輸儲備量為6611m3。因所需的乙二醇儲備量較大，原則上不建議將輸送量減至2.83×106m3／d，可采取循環(huán)注氣以提高管道輸送量的措施。

2.2.2 增輸模擬

增輸模擬的主要目的是確定包括凝析油和乙二醇富液到達平臺的液涌、管道積液的排空速度、管道出口氣液流量的波動、達到新的平衡狀態(tài)所需的時間。增輸模擬基于淺水平臺分離器排空速度為200 m3／h，允許最大緩沖液量為100m3。乙二醇富液儲罐容積分別按20m3／h、40m3／h、60m3／h常規(guī)處理能力進行預(yù)測。

1）輸送量由5.66×106m3／d增至1.03×107m3／d。為避免平臺發(fā)生液涌，該工況輸量調(diào)整在24.7h內(nèi)將輸量由5.66×106m3／d分步提升至1.03×107m3／d，首先在15min內(nèi)將輸量由5.66×106m3／d逐漸增至7.08×106m3／d，并穩(wěn)定12h；然后在15min內(nèi)將輸量由7.08×106m3／d逐漸增至8.5×106m3／d，再穩(wěn)定12h；最后在10min內(nèi)將輸送量由8.5×106m3／d逐漸增至1.03×107m3／d。該工況增輸會導(dǎo)致2055m3總積液量被頂出管道。由于輸送量增大，部分積液被高速流體吹出管道的過程中形成了液塞，油相峰值為151m3／h，水相峰值為152m3／h左右，以20 m3／h的乙二醇富液處理能力計算，需要1123m3容量的乙二醇富液存儲罐；以40m3／h的乙二醇富液處理能力計算，需要433m3容量的乙二醇儲罐；以60m3／h的乙二醇富液處理能力計算，需要119m3容量的乙二醇儲罐。當排液速度為175m3／h時，分離器所需的緩沖容量小于100m3；當排液速度為200 m3／h時，分離器所需的緩沖容量為29m3。

2）輸送量由2.83×106m3／d增至1.03×107m3／d。為最大限度地避免平臺發(fā)生液涌，該工況輸量調(diào)整在49.2h內(nèi)將輸量由2.83×106m3／d分5步提升至1.03×107m3／d：首先在15min內(nèi)將輸量由2.83×106m3／d逐漸增至4.25×106m3／d，并穩(wěn)定12h；然后在15min內(nèi)將輸量由4.25×106m3／d逐漸增至5.66×106m3／d，穩(wěn)定12h；接著在15min內(nèi)將輸量由5.66×106m3／d逐漸增至7.08×106m3／d，穩(wěn)定12h；再接著在15min內(nèi)將輸量由7.08×106m3／d逐漸增至8.5×106m3／d，仍穩(wěn)定12h；最后在10min內(nèi)將輸量由8.5×106m3／d逐漸增至標準輸量1.03×107m3／d。該工況增輸會導(dǎo)致6601m3總積液量被頂出管道，其中水相急劇減少，油相略有上升趨勢。由于輸送量增大，部分積液被高速流體吹出管道的過程中形成了液塞，油相峰值為155m3／h，水相峰值為287 m3／h左右，以20m3／h的乙二醇富液處理能力計算，需要5687m3容量的乙二醇儲罐；以40m3／h的乙二醇富液處理能力計算，需要4391m3容量的乙二醇儲罐；以60m3／h的乙二醇富液處理能力計算，需要3255m3容量的乙二醇儲罐。當排液速度為235 m3／h時，分離器所需的緩沖容量小于100m3；當排液速度為200m3／h時，分離器所需的緩沖容量為207m3；當排液速度為365m3／h時，分離器所需的緩沖容量為0。

3 結(jié)論

1）隨著減輸量增多，管道內(nèi)積液增多，乙二醇富液隨著減輸量增多回收時間延長，需儲備足夠的乙二醇貧液供減輸操作。當減輸量為7.45×106m3／d時，平衡積液量達到8709m3，乙二醇富液需99d才能以相同乙二醇貧液注入量回收，保守估計需6611 m3乙二醇貧液儲備供減輸操作，原則上不建議將輸量減至2.83×106m3／d。

2）隨著輸量調(diào)整幅度增大，為保證管道平穩(wěn)安全運行，宜采取多階段遞階式緩解液涌的調(diào)整策略，達到新平衡態(tài)所需時間延長。當增輸量低于2.83×106m3／d時，可采取一次增輸作業(yè)，當增輸量高于2.83×106m3／d時，需以1.42×106m3／d為增輸梯度，采取分步增輸操作方式，當增輸量為7.45×106m3／d時，增輸操作全過程接近50h。

3）在增輸過程中，大量積液被頂出管道，對平臺液相分離能力提出了更高的要求，同時應(yīng)增強乙二醇富液的儲存和處理能力。隨著增輸量增多，將分離容器限制在100m3內(nèi)對應(yīng)的最低排空速度增大，對應(yīng)的平臺乙二醇富液的處理能力增大，增輸量為7.45×106m3／d時最低排空速度達到235m3／h，60 m3／h的乙二醇富液處理能力要求乙二醇儲存量達到3255m3，建議以循環(huán)注氣的方式避免管道在2.83×106m3／d的輸量下運行。

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