CC BY
38
УДК 622.691.4
Определение области безопасной эксплуатации при транспортировке многофазного флюида по протяженному морскому трубопроводу
В.А. Сулейманов1*, Н.А. Бузников1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: V_Suleimanov@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова: Тезисы. Исследованы условия безопасной эксплуатации протяженного морского трубопровода, морской транспортирующего многофазный флюид, и установлены критерии определения минимального до-
трубопровод, пустимого расхода газа. Бесперебойность потока многофазного флюида без образования жидкост-
природный газ, ных пробок может быть обеспечена, если расход газа в трубопроводе превышает минимальную до-
многофазный пустимую производительность, связанную с накоплением жидкой фазы в трубопроводе. При нали-
флюид, чии в многофазном флюиде пластовой и конденсационной воды существует также риск блокиров-
накопление ки морского трубопровода при образовании гидратной пробки.
жидкости, Для морских трубопроводов основным методом разрушения образовавшейся гидратной проб-
гидратная пробка, ки является сброс давления. Моделирование сброса давления в морском трубопроводе после об-сброс давления. разования в нем гидратной пробки проводилось при помощи программного комплекса OLGA.
Проанализировано влияние глубины моря, длины и диаметра трубопровода и накопленного в нем объема жидкости на динамику сброса давления. Установлено, что существует критический расход газа, при превышении которого возникшая гидратная пробка может быть разрушена при помощи сброса давления. Для протяженного морского трубопровода большого диаметра критический расход газа может оказаться выше значения минимальной допустимой производительности, и в этом случае именно он определяет область безопасной эксплуатации трубопровода.
Транспортировка многофазного флюида по подводным трубопроводам широко применяется при разработке морских газоконденсатных месторождений. При реализации схемы добычи газа с полностью подводным обустройством газ и конденсат совместно с пластовой и конденсационной водой по внутрипромысловым трубопроводам поступают от скважин подводных добычных комплексов на сборный ма-нифольд, и далее многофазный флюид без какой-либо подготовки транспортируется по подводному трубопроводу на береговые установки подготовки газа и конденсата.
Для обеспечения бесперебойности потока многофазного флюида по протяженным морским трубопроводам необходимо соблюдать ряд технологических ограничений [1]. Одно из ограничений связано с возможностью формирования жидкостных пробок при накоплении в трубопроводе значительных объемов жидкой фазы. Накопление жидкой фазы в трубопроводе может происходить при уменьшении добычи газа на стадии падающей добычи, а также в начальный период освоения месторождения, когда не все скважины введены в эксплуатацию. При снижении расхода газа в трубопроводе скорость газовой фазы падает, вынос жидкости с потоком газа из трубопровода уменьшается, что приводит со временем к накоплению значительных объемов жидкой фазы на пониженных участках трассы трубопровода. В результате режим транспортировки попадает в область существенной нестационарности расходных и термобарических параметров, что может приводить к осложнениям в работе морского трубопровода. Расход газа, ниже которого трубопровод будет работать в режиме накопления жидкости, принято называть минимальной допустимой производительностью трубопровода.
Другая проблема при транспортировке многофазного флюида по морским трубопроводам связана с риском образования гидратов в присутствии пластовой и конденсационной воды. Возникновению гидратов способствуют высокие давления в трубопроводе, низкие температуры окружающей среды и избыток не связанной
ингибитором гидратообразования свободной воды. Кроме мер по предотвращению образования гидратов также должны быть предусмотрены методы разблокировки трубопровода при возникновении гидратных пробок.
Для морских трубопроводов основным и во многих случаях единственно возможным способом разрушения образовавшейся гидратной пробки является сброс давления. Проведенные исследования показали, что ограничение применимости метода сброса давления для борьбы с гидратной пробкой связано с уровнем гидростатического давления за счет столба жидкости над сформировавшейся пробкой [2, 3]. При этом существует некоторое критическое значение расхода газа, при превышении которого образовавшаяся гидратная пробка может быть разрушена за счет операции сброса давления.
Целью настоящей работы являлось исследование влияния глубины моря в месте расположения сборного манифольда, длины и диаметра морского трубопровода, профиля его трассы и состава транспортируемого флюида на минимальную допустимую производительность трубопровода и критический расход газа, связанный с возможностью проведения операции по сбросу давления для разрушения гид-ратной пробки.
Исследование проводилось для двух модельных морских трубопроводов (далее - трубопровод 1 и трубопровод 2). Для обоих трубопроводов длина сухопутного участка полагалась равной 1 км. Другие параметры приведены в таблице. Принималось, что подводный участок трубопровода 1 имеет плавный подъемный профиль, а трасса трубопровода 2 имеет большое число пониженных участков.
Гидравлические расчеты выполнялись с использованием программного комплекса OLGA (версия 6.1), позволяющего исследовать как стационарные, так и переходные режимы транспортировки многофазного флюида [4-6]. Температура придонных слоев морской воды
Основные параметры модельных трубопроводов
Трубопровод Внутренний диаметр, мм Длина подводного участка, км Глубина моря в месте расположения манифольда, м
1 468 25 75
2 747 100 300
принималась равной минус 2 °С, а температура грунта на сухопутном участке - 0 °С. Давление на выходе морских трубопроводов поддерживалось постоянным и составляло 9 МПа. Шероховатость внутренней поверхности стенки труб принималась равной 30 мкм.
Моделирование проводилось для двух составов транспортируемого флюида. Для трубопровода 1 принималось содержание компонентов С5+ во флюиде 200 г/м3 газа, а потенциальное содержание воды составляло 6 г/м3. Для трубопровода 2 потенциальное содержание конденсата принималось равным 300 г/м3, а содержание воды - 10 г/м3. Термодинамические и теплофизические свойства флюида моделировались при помощи программы РУТ81ш (версия 18.0.0) с использованием уравнения состояния Соаве - Редлиха - Квонга с объемным сдвигом (8КК Репе1оих) [7, 8].
Предполагалось, что для предотвращения гидратообразования используется водный раствор моноэтиленгликоля (МЭГ). На рис. 1 приведены расчетные кривые равновесного гидратообразования флюида, транспортируемого по трубопроводу 1, при различных значениях массовой концентрации МЭГ в водном растворе. В отсутствии ингибитора при давлениях порядка 10 МПа образование гидратов
Массовая концентрация МЭГ, %: — 0 — 20 —40 -—50 —65
Рис. 1. Кривые гидратообразования многофазного флюида для трубопровода 1 при различных массовых концентрациях МЭГ в водном растворе
может происходить уже при температурах около 18 °С С увеличением концентрации МЭГ условия гидратообразования сдвигаются в область более низких температур. При массовой концентрации МЭГ в водном растворе 65 % образование гидратов в трубопроводе 1 будет предотвращено при температуре флюида выше минус 10 ^ вплоть до давлений 12 МПа (см. рис. 1). Аналогичные результаты были получены и для состава флюида в трубопроводе 2. В дальнейшем при расчетах принималось, что массовая концентрация МЭГ для обоих трубопроводов составляет 65 %.
Для определения значения минимальной допустимой производительности проведено моделирование стационарного режима транспортировки флюида по трубопроводам. Рассчитанные для двух трубопроводов зависимости перепада давления и содержания жидкости от расхода газа показаны на рис. 2. Зависимость перепада давления от расхода газа в трубопроводах, транспортирующих многофазный флюид, имеет так называемую ^образную форму. При расходах ниже значения, соответствующего минимуму перепада давления, вклад гидростатической составляющей градиента давления становится доминирующим. В качестве минимальной допустимой производительности, как правило, принимается значение расхода газа, при котором перепад давления в трубопроводе является наименьшим.
35
н„ 30
I 25
I 20
еС 1С
О
15
10 5 0
1 1 Трубопроводы: ... 1
12 1:1
♦ ♦ ♦
к ♦ у*. ♦ ♦ ♦ ♦
* ^^ »
♦ ♦ ♦ ♦ * ♦ ♦
с ♦ »
3,5 ^
3,0 |
и -
2,5 |
«
я
2,0 |
¡и1 С
1,5 1,0 0,5
0
0 5 10 15 20 25 30
Расход газа, млн м3/сут
Рис. 2. Перепад давления (см. пунктир) и объем накопленной в трубопроводе жидкости (см. сплошные линии) в зависимости от расхода газа
Минимальная допустимая производительность для трубопроводов 1 и 2 составляет 4,5 и 17 млн м3/сут соответственно (см. рис. 2). При расходах газа, меньших минимальной допустимой производительности, начинается процесс интенсивного накопления жидкой фазы в трубопроводе, т.е. возникает ситуация, когда даже незначительное понижение расхода газа приводит к резкому увеличению содержания жидкости в трубопроводе. Следует отметить, что объем накопленной в трубопроводе 2 жидкости оказывается значительно больше вследствие его протяженности и большего диаметра.
Известно, что образование гидратов в подводных нетеплоизолированных трубопроводах многофазных флюидов чаще всего происходит при остановке транспортировки. При длительной остановке трубопровода температура флюида снижается до температуры окружающей среды и может оказаться ниже значения равновесной температуры гидратообразования. Если при этом концентрация ингибитора на границе прямого контакта газа и жидкой фазы недостаточна (например, при сбое в системе подачи ингибитора), то в морском трубопроводе могут возникнуть условия формирования гидратной пробки.
При моделировании предполагалось, что перед остановкой трубопровод длительное время эксплуатировался при постоянном расходе газа. После остановки происходит выравнивание давления по длине трубопровода, а жидкость накапливается на пониженных участках трассы. В результате жидкая фаза неравномерно распределяется по длине трубопровода.
На рис. 3 представлены результаты моделирования распределения истинного содержания конденсата и водного раствора МЭГ по длине трубопровода 2 через 20 ч после его остановки. Под истинным содержанием жидкости понимается занимаемая ею доля сечения трубопровода. При остановке трубопровода на отдельных участках жидкость полностью перекрывает сечение трубопровода (сумма истинного содержания конденсата и водного раствора МЭГ равна единице). При этом происходит гравитационное разделение жидкой фазы, и водный раствор МЭГ оказывается ниже конденсата.
С точки зрения образования гидратной пробки наиболее опасными участками трассы являются места прямого контакта газа и воды [9]. На подводной части трубопровода можно выделить несколько участков, где проходят границы такого контакта (см. рис. 3).
1,2
1,0
£ 0,8 &
« о
£ 0,6
8
0,4
0,2
0
Истинное содержание:
профиль трассы
— конденсат — водный ра створ МЭГ
[ I £
^—>
1 Г
и к 1 - к
20
40
60
-50
-100
-150
-200
-250
л
т
-300
80 100
Длина трубопровода, км
Рис. 3. Распределение истинного содержания конденсата и водного раствора МЭГ по трассе трубопровода 2 после его длительной остановки при начальном расходе газа 17 млн м3/сут
0
0
При недостаточной концентрации МЭГ на этих участках могут возникнуть условия формирования гидратной пробки. Будем полагать далее, что гидратная пробка возникает вблизи сборного ма-нифольда при остановке трубопровода на достаточно длительное время, и исследуем динамику процесса сброса давления в трубопроводе.
Принцип использования сброса давления для борьбы с образовавшейся гидратной пробкой основан на снижении температуры равновесного гидратообразования при уменьшении давления. В области низких давлений температура гидратообразования слабо зависит от концентрации ингибитора. При снижении давления в исследуемых трубопроводах до значения 0,7 МПа и температурах выше минус 5 °С условия образования гидратов исчезают даже при отсутствии МЭГ (см. рис. 1). Таким образом, сброс давления обеспечивает термобарические условия для разрушения возникшей в трубопроводе гидратной пробки.
Ограничение применимости метода разрушения гидратной пробки путем сброса давления связано с количеством жидкости, накопленной в трубопроводе. Чем больший объем жидкой фазы накапливается в трубопроводе, тем больший уровень гидростатического давления над сформировавшейся пробкой создается в остановленном трубопроводе. Если этот уровень давления окажется очень высоким, сброс давления может не привести к разрушению гидратной пробки.
Моделирование сброса давления проводилось следующим образом [3]. Предполагалось, что в момент времени t = 0 после длительной остановки трубопровода начинается сброс газа на свечу, расположенную в конце сухопутного участка трубопровода. Максимальное значение давления в трубопроводе достигается на сборном манифольде вблизи образовавшейся гид-ратной пробки.
На рис. 4 представлена динамика изменения давления на манифольде при сбросе давления в трубопроводе 1 для различных значений расхода газа перед остановкой. В результате сброса давления максимальное значение давления в трубопроводе оказывается меньше 0,7 МПа даже при очень малых расходах газа перед остановкой трубопровода. Таким образом, возникшая в трубопроводе гидратная пробка может быть разрушена при любом объеме накопленной жидкости независимо от местоположения пробки.
Ситуация существенно меняется для трубопровода 2. В этом случае сброс давления занимает значительно большее время (рис. 5). Однако даже при расходе газа 19 млн м3/сут перед остановкой трубопровода 2 давление на манифольде после сброса давления превышает 0,7 МПа. Следовательно, сброс давления не обеспечит термобарических условий разложения гидратов, и возникшая в районе мани-фольда гидратная пробка не будет разрушена. Это обстоятельство связано с влиянием столба
накопленной жидкости, содержание которой в трубопроводе 2 существенно больше по сравнению с трубопроводом 1 (см. рис. 2). При начальном расходе газа 20 млн м3/сут давление на манифольде после сброса давления оказывается ниже 0,7 МПа (см. рис. 5), что обеспечивает условия для разрушения гидратной пробки. Для трубопровода 2 значение 20 млн м3/сут
^ 101
«
л -
с
У
V
^
\\
X
Начальный расход газа, млн м3/сут:
— 0,5
— 2,0 — 4,0
10
0
5
10
15
Время, ч
Рис. 4. Динамика изменения давления на манифольде для трубопровода 1 при различных начальных расходах газа: здесь и далее на рис. 5 пунктирной
линией показан уровень давления 0,7 МПа, при котором исчезают условия образования гидратов
^ 101
Щ «
л -
с
-
§ «
V_ \ Начальный расход газа,
\
\ млн м3/сут:
\ V — 17
\ — 19
\ — 20
100
\
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Время, ч
может быть принято в качестве критического расхода газа, связанного с возможностью проведения операции по сбросу давления для разрушения гидратной пробки.
Критический расход газа сложным образом зависит от глубины моря в месте расположения манифольда, длины и диаметра трубопровода, профиля его трассы и состава многофазного флюида [2]. Для исследованного в данной работе трубопровода 2 критический расход газа оказывается примерно на 20 % выше величины минимальной допустимой производительности, при которой происходит переход к режиму накопления жидкости. Следовательно, в этом случае именно критический расход газа, связанный с возможностью использования сброса давления для разблокировки трубопровода, определяет область безопасной эксплуатации трубопровода.
Следует отметить, что альтернативным методом разблокировки морского трубопровода является подача большого объема ингибитора гидратообразования (метанола или МЭГ) к сформировавшейся гидратной пробке. Этот метод часто применяется для разрушения гидратных пробок в скважинах и райзе-рах (см., например, [10]). В этом случае осуществляется не только химическое, но и механическое воздействие ингибитора на пробку. Однако данный метод имеет ряд ограничений. Важным фактором, влияющим на его эффективность, является обеспечение надежного контакта ингибитора гидратообразования с пробкой. Такой контакт может не достигаться при значительном удалении местоположения гидратной пробки от места ввода ингибитора в трубопровод. Кроме этого, эффективность воздействия ингибитора гидратообразо-вания на пробку зависит от концентрации ингибитора. Формирование столбов конденсата и воды рядом с гидратной пробкой будет препятствовать движению ингибитора. Смешение ингибитора гидратообразования с конденсатом и водой приводит к ослаблению его ингиби-рующей способности. Вследствие таких ограничений метод сброса давления является более надежным, а зачастую и единственно возможным способом разрушения образовавшейся гидратной пробки в морском трубопроводе.
Рис. 5. Динамика изменения давления на манифольде для трубопровода 2 при различных начальных расходах газа
***
Таким образом, в работе проведен анализ влияния накопления жидкой фазы в протяженном морском трубопроводе на диапазон расходов газа, в котором обеспечивается безопасная транспортировка многофазного флюида по трубопроводу. Технологические ограничения для морских трубопроводов при многофазном транспорте связаны с риском возникновения в трубопроводе жидкостных и гид-ратных пробок. Традиционный подход к обеспечению условий безопасной эксплуатации морских трубопроводов основан на определении минимальной допустимой производительности трубопровода, при превышении которой обеспечивается бесперебойность потока многофазного флюида без образования жидкостных пробок.
При проектировании морских трубопроводов для транспортировки многофазного флюида также должны быть предусмотрены меры по разблокировке трубопровода в случае образования гидратной пробки. Для протяженных нетеплоизолированных морских трубопроводов основным методом разрушения образовавшейся гидратной пробки является сброс давления. Ограничение применимости метода сброса давления для разблокировки трубопровода связано с уровнем гидростатического давления за счет столба жидкости над гидратной пробкой.
Для достаточно протяженных морских трубопроводов существует критический расход газа, при превышении которого возникшая в трубопроводе гидратная пробка может быть разрушена при помощи сброса давления. Критический расход газа зависит от глубины моря в месте расположения манифоль-да, длины и диаметра трубопровода, профиля его трассы и состава транспортируемого флюида и возрастает с увеличением длины трубопровода и глубины моря [2]. Представленное в настоящей работе моделирование показало, что для протяженного трубопровода большого диаметра критический расход газа может оказаться выше значения минимальной допустимой производительности, при которой происходит переход к режиму накопления жидкости. Следовательно, возможность проведения операции по сбросу давления для разблокировки морского трубопровода является дополнительным критерием определения условий безопасной эксплуатации трубопровода.
Список литературы
1. Bai Y. Subsea pipelines and risers / Y. Bai,
Q. Bai. - Амстердам: Elsevier, 2005. - 812 с.
2. Сулейманов В. А. Разблокировка морского трубопровода: сброс давления для борьбы с гидратной пробкой / В. А. Сулейманов, Н.А. Бузников // Offshore Russia. - 2016. -№ 2 (12). - С. 76-81.
3. Сулейманов В.А. Использование сброса давления для разрушения гидратной пробки в морском трубопроводе / В.А. Сулейманов, Н.А. Бузников // Газовая промышленность. -2016. - № 7-8 (740). - С. 26-29.
4. Ellul I.R. Dynamic multiphase simulation - the state of play / I.R. Ellul // Proc. of 41th PSIG annual meeting, Бонита-Спрингс, Флорида. -2010. - Доклад № 1005.
5. Ellul I.R. Can dynamic complex multiphase phenomena be modeled? / I.R. Ellul, S.R. Asi // Proc. of 42th PSIG annual meeting, Напа-Велли, Калифорния. - 2011. - Доклад № 1117.
6. Belt R. Comparison of commercial multiphase flow simulators with experimental and field databases / R. Belt, B. Djoric, S. Kalali
et al. // Proc. of 15th International conference on multiphase production technology, Канны, Франция. - 2011. - Доклад № BHR-2011-I2.
7. Soave G. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state / G. Soave // Chemical engineering science. - 1972. - T. 27. -№ 6. - C. 1197-1203.
8. Peneloux A. A consistent correlation for Redlich-Kwong-Soave volumes / A. Peneloux, E. Rauzy, R. Freze // Fluid phase equilibria. - 1982. - T. 8. -№ 1. - C. 7-23.
9. Dorstewitz F. The influence of heat transfer on the formation of hydrate layers in pipes /
F. Dorstewitz, D. Mewes // International journal of heat and mass transfer. - 1994. - T. 37. -№ 14. - C. 2131-2137.
10. Kane M. Hydrate blockage experience in a deep water subsea dry gas pipeline: Lessons learned / M. Kane, A. Singh, R. Hanssen // Proc. of the 2008 Offshore technology conference, Хьюстон, Техас. - 2008. - Доклад № OTC 19634.
Finding a safe operation range for transport of multiphase fluid in a lengthy subsea pipeline
V.A. Suleymanov1*, N.A. Buznikov*
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: V_Suleimanov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Conditions of safe operation of a lengthy subsea pipeline transferring a multiphase fluid are studied, and criteria for determination of minimal possible gas flow rate are established. Continuity of a multiphase fluid flow without generation of liquid slugs could be provided if the pipeline gas flow rate exceeds a minimal turn-down rate related to the liquid phase accumulation in the pipeline. In case of produced and condensed water presence in the multiphase fluid, there is a risk of a subsea pipeline blockage by hydrates.
The main method of hydrate blockage destruction in a subsea pipeline is depressurization. Depressurization of an offshore pipeline after its hydrate blockage was simulated by means of OLGA software. The influence of the sea depth, the length and diameter of a pipeline, and the accumulated liquid volume on the depressurization dynamics was analyzed. It is found out that there is a critical gas flow rate, and when it is exceeded, an originated hydrate blockage can be destructed by depressurization. In case of a lengthy large-diameter subsea pipeline, the critical gas flow rate could be higher than the value of the turn-down rate. In this case, it is this critical flow rate that determines a range of safe pipeline operation.
Keywords: subsea pipeline, natural gas, multiphase fluid, liquid holdup, hydrate blockage, depressurization. References
1. BAI, Y., Q. BAI. Subsea pipelines and risers. Amsterdam: Elsevier, 2005.
2. SULEYMANOV, V.A., N.A. BUZNIKOV. Depressurizing pipelines to deal with hydrate blockages [Razblokirovka morskogo truboprovoda: sbros davleniya dlya borby s gidratnoy probkoy]. Offshore [Russia]. 2016, no. 2(12), pp. 76-81. ISSN 2309-5822. (Russ.).
3. SULEYMANOV, V.A., N.A. BUZNIKOV. The use of pressure release for the destruction of hydrate blockage in the submarine pipeline [Ispolzovaniye sbrosa davleniya dlya razrusheniya gidratnoy probki v morskom truboprovode]. Gazovayapromyshlennost. 2016, no. 7-8(740), pp. 26-29. ISSN 0016-5581. (Russ.).
4. ELLUL, I.R. Dynamic multiphase simulation - the state of play. In: Proc. of 41th PSIG Annual Meeting, Bonita Springs, Florida, USA. 2010, report no. 1005.
5. ELLUL, I.R., S.R. ASI. Can dynamic complex multiphase phenomena be modeled? In: Proc. of 42th PSIG Annual Meeting, Napa Valley, California, USA. 2011, report no. 1117.
6. BELT, R., B. DJORIC, S. KALALI et al. Comparison of commercial multiphase flow simulators with experimental and field databases. In: Proc. of 15th International Conference on Multiphase Production Technology, Cannes, France. 2011, report no. BHR-2011-I2.
7. SOAVE, G. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state. Chemical Engineering Science. 1972, vol. 27, no. 6, pp. 1197-1203. ISSN 0009-2509.
8. PENELOUX, A., E. RAUZY, R. FREZE. A consistent correlation for Redlich-Kwong-Soave volumes. Fluid Phase Equilibria. 1982, vol. 8, no. 1, pp. 7-23. ISSN 0378-3812.
9. DORSTEWITZ, F., D. MEWES. The influence of heat transfer on the formation of hydrate layers in pipes. International Journal of Heat and Mass Transfer. 1994, vol. 37, no. 14, pp. 2131-2137. ISSN 0017-9310.
10. KANE, M., A. SINGH, R. HANSSEN. Hydrate blockage experience in a deep water subsea dry gas pipeline: Lessons learned. In: Proc. of the 2008 Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA. 2008, report no. OTC 19634.
