加纳国家天然气公司海底管道投产方案优化

黄崇舜　朱宁宁

中国石油化工股份有限公司中原油田分公司,　河南　濮阳　457165



加纳国家天然气公司海底管道投产方案优化

黄崇舜朱宁宁

中国石油化工股份有限公司中原油田分公司,河南濮阳457165

加纳Jubilee油田至气体处理厂的天然气海底管道作为加纳第一条天然气海底管道,对于改善加纳国内能源结构，缓解国内电力紧张具有重要意义。由于气体富含重烃组分，海底管道DN 250变径DN 300，落差大等技术难题,常规海底管道投产方法并不适用。通过合理选择清管器类型，优化排水方案,实现了排水、干燥及进气投产同步进行并一次投产成功,为深海海底管道投产提供了经验。

海底管道；优化；投产

0　前言

加纳天然气一期工程项目由加纳国家天然气公司投资和建设,中国国家开发银行提供贷款，中国石油化工集团国际石油工程有限公司提供EPCC总承包。该项目主要是将加纳Jubilee油田的天然气通过海底管道输往加纳西海岸阿图阿伯(Atuabo)气体处理厂,然后经过陆地管道输送至加纳第二大海港城市塔克拉底(Takoradi)电厂,以改善国内能源结构,缓解国内电力紧张局面。由于受加纳国家政治影响,该项目自2011年11月开始运作,至2014年10月才具备投产试车条件。

1　海底管道概况

海底管道起于加纳Jubilee油田浮式生产储存和卸载平台(以下简称FPSO),经过3.58 km DN 250的绕性立管与海底790 m深处的管道终端平台(以下简称PLET)相连,然后经过约14 km DN 300深海管道到达水深81 m处与约44 km DN 300浅海管道相连,最终到达气体处理厂海管接收单元[1]。海底管道主要设计参数见表1,海底管道剖面图见图1。

在FPSO和气体处理厂海管接收单元设置永久性收发球装置,在海底PLET靠近气体处理厂方向依次设置变径法兰(DN 300～DN 250)、单向阀、球阀、临时收发球装置等，在约58 km海底管道施工完后,为保护海底管道，在管道内充满添加抑制剂的海水。PLET装置见图2，临时收发球装置见图3。

表1海底管道主要设计参数

参数数值参数数值管道外径/mm323.9设计压力/MPa23.8管道壁厚/mm15.9工作压力/MPa20.7管道材质API-5L-X65[SMLS]设计温度/℃70设计寿命/a25工作温度/℃50腐蚀裕量/mm3最大密度/(kg·m-3)336涂层聚丙烯防腐涂料,混泥土配重最小密度/(kg·m-3)208

图1　海底管道剖面图

图2　PLET装置

图3　临时收发球装置

2　投产方案选择

2014年9月,加纳天然气一期工程项目气体处理厂及陆地管道部分施工进入收尾阶段,按照工程总体进度安排,需提前对海底管道做投产准备工作。

由于FPSO至PLET是DN 250绕性立管,而PLET到气体处理厂海管接收单元是DN 300管道,在海底管道置换时,准备从FPSO放5个变径清管器,但考虑到清管器从DN 250变DN 300,且沿程存在磨损,其密封效果不佳,可能导致管道内残留海水。因此,为确保扫水彻底,避免管道残留水对气体处理厂设备造成影响,投产前需将多个DN 300清管器预先推至PLET附近,提高投产时扫水效果。

2.1基本技术参数

自FPSO来海底管道管输天然气组分见表2。

通过对海底管道运行工况模拟计算,为确保海底管道安全运行,不出现析烃凝液现象,至少需保证FPSO外输压力不低于13.0 MPa、排量不低于35 400 m3/h。

2.2常见投产置换方法及案例

在国内,海底管道投产置换一般采用干空气驱动多个清管器(俗称清管列车,中间加注干燥剂或淡水)置换海水的方法。

表2海底管道管输天然气组分

组分摩尔浓度/(%)组分摩尔浓度/(%)氮气0.77正戊烷0.59二氧化碳1.15正己烷0.09水蒸气0.00苯0.05甲烷73.58ci3-M-CC6ol0.06乙烷9.33甲苯0.01丙烷9.27乙苯0.00异丁烷1.46对二甲苯0.00正丁烷2.94邻二甲苯0.00异戊烷0.69

2.2.1平湖-上海输气管道

图4　平湖清管列车组成方案

2.2.2东方1-1气田上岸输气管道

图5　东方1-1排水清管列车组成方案

2.2.3春晓—宁波输气管道

图6　测径、置换、干燥清管列车组成方案

2.3加纳海底管道置换方案优化选择

国内投产的海底管道多为浅海管道,运行压力 9.0 MPa 左右,而加纳海底管道最大落差近1 000 m,运行压力达到19.0 MPa(最低运行压力13.0 MPa),且在PLET处存在变径法兰。因此,借鉴国内海底管道的投产方案意义不大,需要结合加纳海底管道实际情况合理优化选择投产方案[8]。

2.3.1置换海水

2.3.1.1氮气置换海水

考虑到陆地管道置换时采取制氮机氮气置换[9],海底管道投产可利用现有制氮机对海底管道进行氮气置换。具体思路如下：

在气体处理厂海底管道接收单元处放置空压机,通过收发球筒对海底管道注入20 m3添加绿色染色剂的淡水,打开PLET上临时收发球筒阀门,插入Moffat(200)有限公司的DN 50(通径)单面插头使对夹式止回阀处于打开状态；然后从海底管道接收单元收发球筒依次放入DN 300板式清管器、20 m3乙二醇、DN 300板式清管器、1 200 m3氮气[10]、DN 300板式清管器,利用制氮机将氮气压力提升到8.0 MPa推动清管列车扫水,当通过水下机器人观察到PLET处排出绿色淡水时,关闭制氮机及PLET上DN 250球阀和DN 50放空阀,将管线压力维持在8.0 MPa,海底管道扫水结束。

2.3.1.2淡水置换海水

考虑到压缩空气置换海水方案中,无法有效控制DN 300板式清管器的运行速度,一旦板式清管器到达PLET上变径法兰时的速度过快,将有可能造成板式球卡在变径法兰处,导致不可控因素发生,因此,提出淡水置换海水投产方案。具体思路如下：

通过收发球筒对海底管道注入20 m3添加绿色染色剂的淡水,打开PLET上临时收发球筒阀门,插入Moffat(200)有限公司的DN 50(通径)单面插头使对夹式止回阀处于打开状态；然后从海底管道接收单元收发球筒放入4个DN 300板式清管器和20 m3乙二醇,使前3个清管器每2个球中间充满10 m3乙二醇,利用气体处理厂的消防系统外接1个临时流量计向海管注入淡水,缓慢推着清管列车和乙二醇前进,当通过水下机器人观察到PLET处排出绿色淡水时,关闭空压机及PLET上DN 250球阀和DN 50放空阀,海底管道扫水结束[11]。

2.3.2连接FPSO至PLET间绕性立管

在湿停车架(Wet Parking Frame)对绕性立管进行压力试验,排出绕行立管中的残留水,分别向绕性立管中注入180 m3乙二醇,并用5个变径清管器隔开；然后移除PLET上临时收发球装置,将绕性立管与PLET的水下连接头连接,进行严密性测试,打开PLET上DN 250球阀。

2.3.3投产进气

导通FPSO正常生产流程和气体处理厂海底管道接收单元临时放空流程,启动FPSO压缩机,将压力提升到13.0 MPa,流量控制在35 400 m3/h(由于自FPSO来的天然气富含其他烃类混合物,通过模拟计算,为避免海底管道出现凝液,海底管道最低运行压力需不低于13.0 MPa,流量不低于35 400 m3/h),使高压烃气进入绕性立管系统,推动乙二醇和清管器到达海底管道接收单元收发球筒,当检测到乙二醇或第一个清管器到达后,对乙二醇进行回收,纯气头到达并检测合格后,导通气体处理厂正常生产流程。

2.3.4验收标准

海底管道接收单元天然气进入气体处理厂后,先通过J-T阀将13.0 MPa及以上压力降至9.5 MPa以下,然后进入三相分离器(设计压力10.0 MPa),再经过J-T阀二次降压至5.0 MPa,进入深冷装置(最低运行温度-30 ℃)进行气体组分分离,为了防止J-T阀及下游设备发生冻堵,按照设计要求及工艺模拟软件计算,海底管道来气水露点必须低于-30 ℃。投产过程中通过在海底管道接收单元，利用便携式水露点检测仪进行在线监测和取样送实验室(实验室设在气体处理厂)检测相结合的方式确保来气含水不超标。

3　投产方案优化

3.1置换海水方案选择

压缩空气置换海水方案中,优势是能充分利用现有设备,但存在几方面技术难题[12]：

1)无法精确控制第一个DN 300板式球到达PLET时的运行速度,容易导致球卡在变径法兰处,甚至破损,造成后续变径球卡堵。

2)经过软件模拟,清管列车在达到深海区域后,遭遇陡坡,列车无法获得持续推进压力,易出现列车停滞现象。若需要获得持续的清管效果,对氮气流量要求过高,现场制氮机不能完全满足要求。

3)投产时FPSO注入了180 m3乙二醇,清管列车前后均是气体,在FPSO升压至13.0 MPa时,清管列车由于前后压差过大,将可能向气体处理厂方向高速运行,导致清管器损坏[13]。

由于以上问题无法有效解决,可能导致海底管道投产失败,因此,最终选择了淡水置换海水方案。

3.2清管列车组合方式及功能

3.2.1清管器选择

整个海底管线投产过程都是通过清管列车完成,清管器选型设计是保证管道投产成功的关键,针对加纳海底管道实际情况对清管器选型提出了不同要求。从气体处理厂通入的列车需要满足密封性与双向清管的要求,因此选用了密封性能好带阻挡板且能双向运行的4密封板清管器,该类型清管器导向板在清管器两端,且在第一个直板清管器前段加装直径为260 mm阻挡板(变径法兰DN 250侧管线内径为222 mm),防止板式球进入DN 300～DN 250的变径法兰,并将阻挡板前端导向板加厚至30 mm,以承担阻挡板重量[14]；FPSO通入的清管器选择,选用了变径清管器[15],以满足海底管道系统中不同管径的密封要求。带阻挡板双导向4密封板清管器见图7，变径清管器见图8。

3.2.2清管列车的功能

清管列车示意图见图9,DWP 1～DWP 4为从陆地海管道接收单元发送的双向清管器[16],在DWP 1前充入20 m3染色淡水,目的是在PLET处通过水下机器人容易观察到染色水,判断陆地发送的清管列车即将到达PLET变径法兰,提前调节清管列车推进速度,防止DWP 1运行速度过快卡在变径法兰处；DWP 1～DWP 3之间两个封闭空间充入20 m3乙二醇是为了反向推进时(天然气进入时)干燥海底管道；FPSO发送的5个变径清管器,由于考虑到4个双向清管器以及变径清管器在 DN 300 管线中可能密封不严,因此在TGLP 1～TGLP 5之间4个密封空间共充入180 m3乙二醇用来干燥3.58 km绕性立管、PLET管路以及提升海底管道干燥效果[17]。

图7　带阻挡板双导向4密封板清管器

图8　变径清管器

图9　海管投产方案清管列车示意图

3.3清管列车运行参数控制

为了避免置换海水时在PLET变径法兰处出现卡球和水击[18],在气体处理厂海底管道接收单元临时流程处安装1台流量计,以监测进水流量,控制清管列车运行速度在0.5～1.0 m/s；通过累计流量判断当第一个清管器距离变径法兰约100 m或见到染色水时,控制清管列车运行速度为0.1～0.2 m/s；收球时,由于FPSO提供高压天然气,为有效控制清管列车运行速度,在收球临时流程上除加装监测用流量计外,安装1个流通直径为 DN 50 孔板限流,避免清管器运行速度过快。

4　投产结果验证

置换海水过程中[19],从气体处理厂海底管道接收单元共注入20 m3染色剂、20 m3乙二醇及3 852.97 m3淡水,置换海水耗时59 h,平均流量约66 m3/h(流速0.27 m/s),置换结束后,海底管道接收单元压力维持11 MPa。乙二醇注入量及回收量对比见表3。

进气时,FPSO压力稳定在13 MPa,气体处理厂海底管道接收单元平均压力11.5 MPa,共收液体4 118.03 m3,平均流量89 m3/h(流速0.37 m/s)。

FPSO放入的清管列车,由于初始阶段衔接不畅,导致TGLP 1清管器在绕性立管与PLET连接处掉入海中丢失,最终只回收4个双向直板清管器和4个变径清管器,回收的清管器没有发现明显磨损。

表3乙二醇注入量及回收量对比

清管器编号注入乙二醇量/m3回收乙二醇量/m3备注DWP4--DWP33029.11淡水DWP2107.25DWP11013.58TGLP1--清管器丢失TGLP3450TGLP4454.3TGLP545136.25TGLP64538.73

通过投产过程及表3数据可以看出：

1)清管过程中双向清管器整体密封性能优于变径清管器。

2)DWP 1～DWP 2与DWP 2～DWP 3之间乙二醇发生了窜漏现象,为增加密封效果,可适当增加密封盘数量。

3)由于TGLP 1清管器丢失,导致DWP 1～TGLP 3之间乙二醇漏失,2个清管器同时到达。

4)由于变径清管器在DN 300管线中密封效果不佳,导致TGLP 3～TGLP 4、TGLP 4～TGLP 5之间乙二醇互窜严重。

5)清管列车从FPSO向气体处理厂推进过程中,气体压力保持恒定,不存在清管列车停滞、气体不断压缩等现象,保证整个投产过程的持续、安全[20]。

5　结论

通过最终海底管道接收单元检测，天然气水露点低于-35 ℃,满足气体处理厂生产要求,置换、干燥方案达到预期效果。随着我国对海洋资源的开发力度不断加大,深海天然气管道的建设必将成为趋势,加纳国家天然气公司的海底管道投产为海洋石油天然气工程的建设提供了宝贵的经验。

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2015-10-21

黄崇舜(1984-)，男，湖北红安人，工程师，学士，主要从事油气田地面工程的工艺管理工作。

10.3969/j.issn.1006-5539.2016.02.003