深水气田长输管道水化物设计

深水气田长输管道水化物设计

1气体水化物的消除随着气田的开发，水深越来越大，水化物问题变得越来越重要。水化物会在适当的天然气组分和流动条件下生成,减少管线的流动面积,甚至阻塞管道;水化物还有可能随着高速流动的气体一起运动,损坏管线上的阀门、弯头等部件。消除水化物的措施同时也非常消耗时间和影响产量,对整个油气田的正常运行造成很大的影响。下面列举了典型油气田的开发流程:井下安全阀(SCSSV)的位置设置保证其下部空间在操作温度、压力条件下不会生成水化物,生产流体在平台进行分离、脱水等工艺,然后外输,也不会生成水化物。在水下井口至平台之间的输送管线是最容易生成水化物的区域,因而水化物问题对深水海管的安全流动有着至关重要的影响。2水处理的基本原则2.1水化物的生成水化物是由甲烷、乙烷、丙烷、氮气、二氧化碳、硫化氢等天然气组分与水在高压和低温条件下生产的外表和机械强度都类似冰的物质,组分再重的烃类不会生成水化物,但会存在于已生成的水化物晶格内。水化物的生成不需要天然气与水直接接触,但是随着含水率的升高,生成水化物的几率会随之升高。水化物是天然气与水在一定条件下生成的,每体积水化物大约含180体积的天然气。解决水化物的问题可以从天然气组分、水、温度、压力等这几个条件进行分析,消除生成水化物的条件即可解决水化物问题。2.2化学药剂防治水化物水化物的防止和补救措施与生产流体的性质关系非常密切,油田和气田的防止措施是完全不同的。对于气田,由于气体热容很低,且随着压力的降低,有J-T效应,管线即使保温流体温度也会很快的降低到环境温度,甚至低于环境温度;气田产水量一般较低,因而气田一般通过注入化学药剂防止水化物的生成。对于油田混输管线,原油和产水量均较大,流体热容较高,且除了水化物以外,原油输送还要考虑粘度、凝点、析蜡点等因素,因而油田一般采用管线保温的形式防止水化物的生成。气田常用的化学药剂分为热力学抑制剂和动力学抑制剂(LDHI),甲醇、MEG是常见的热力学抑制剂,通过降低水化物的生成温度来防止水化物的生成;动力学抑制剂水并不是防止水化物的生成,而是通过阻止已生成的小水化物颗粒聚集成块状,以便防止阻塞管道的事故发生。LDHI注入浓度低,有很强的针对性,不同的油气田需要做实验确定抑制剂的种类,价格较贵,不可回收,只能防止水化物阻塞管道,并不能消除已生成的水化物;热力学抑制剂注入浓度高,但是可回收,即可防止水化物的生成,又可消除已生成的水化物,需要增加抑制剂再生装置,初始投资较高,适合气田的开发。因而番禺项目采用了常规的热力学抑制剂防止水化物。水化物生成以后,可以采取降压、注甲醇、加热等补救措施。因为水化物在低温和高压条件下生成,可以通过降低压力使水化物的生成温度低于环境温度便可溶解已生成的水化物;醇类防止水化物的效果随着分子量的降低而提高,甲醇除了可以防止水化物生成以外,还可溶解已生成的水化物;加热(包括电加热和循环热流体加热等)使流体温度升高到水化物生成温度以上便可溶解已生成的水化物。泄压消耗时间非常长,最长可达数天甚至数周,泄压过程中浪费大量天然气,并且影响油气田的产量;注入甲醇的方式在化学药剂与水化物接触的情况下能够起到作用,如不能充分接触,则作用不明显;加热的方式需要配置电伴热带或者伴热管,为了降低能耗,海管外部一般还进行保温,管线的设计和建造都较困难,且投资较高。因而解决水化物最好的方式是“防患于未然,防止胜于补救”。2.3防止水化物生成温度根据天然气组分,可以利用HYSYS、PIPESIM、OLGA等软件进行模拟,确定在一系列压力下水化物的生成温度,然后选取一定设计余量作为防止水化物生成的温度依据。335-1和35-2项目3.1水温小,处于400m之间,PY35-1/35-2水深在180m~380m之间,水温大约为11.8℃~18.5℃。PY35-1有2口水下生产井,PY35-2有4口水下生产井。3.2火炬放空和再生水化物的溶解及处置方案为了防止水化物的生成和水化物生成以后能够及时进行补救,PY35-1/35-2水下生产系统采取了如下措施:(1)在采油树油嘴后注入MEG,用于正常生产情况下水化物的防止;(2)在PMV和PWV之间注入甲醇,用于防止停产和再启动过程中生产水化物;(3)生成水化物以后,采油树和跨接管内的水化物可以通过注入甲醇进行溶解,如果甲醇注入效果不理想,可以通过脐带缆进行泄压溶解水化物;海管和管汇内的水化物由于与甲醇充分接触较困难,可以通过在PY34-1CEP泄压的方式溶解;(4)通过脐带缆泄压困难时(管汇和海管内生成水化物),还可动用支持船和ROV,连接水下设备的泄压接口通过支持船进行泄压;(5)生产井停产时,MEG要持续注入,直到跨接管内的流体被置换到管汇内,保证生产井在冷启动时油嘴下游不会生成水化物。现分别就以上各种方式进行分析。在跨接管生成水化物时,由于需要泄放的天然气体积比较小(约为0.5m在跨接管产生水化物时,由于需要泄放的天然气体积比较小(约为0.5m3.3cep的典型工况管汇和海管内生成水化物时,需要在CEP平台进行泄压以溶解已生成的水化物。泄压速率要考虑CEP平台火炬系统的设计能力(10.67x10气田根据CEP平台背压的不同,分为3个生产阶段,分别为前期、中期和后期,前期产气量和操作压力均较大,气液比大,对于计算CEP泄压时产生的气体释放量和泄压阀下游管线的低温来说是比较保守的工况;中期和后期产气量和操作压力较低,但产液量较大,对于计算泄压过程中产生的液体断塞量有可能为控制工况;因而对于上述3种工况都进行了模拟。泄压阀可以调节泄放量的大小。对于PY35-1水下系统,气体最大释放量为2.6x10对于PY35-2水下系统,气