第34卷第2期
OILANDGASTRANSPORTATIONANDSTORAGE油气循运O1
湿天然气管道紧急停输放空速率研究
苗建王凯’刘政洪付峻”
1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳518067；
2.中海油研究总院，北京100028
摘要：流花19-5气田海底管道输送未经处理的湿天然气，紧急停输时间通常不超过12h，采用缓慢放空策略既能有效抑制水合物产生，又可避免经济上的浪费。利用PVTsim8.0和OLGA 7.2商用软件模拟，研究了该管道在不同放空速率下对应的温度变化及水合物生成风险，指明了放空阀开度与恒放空速率之间的匹配关系。结果表明，紧急停输的最佳放空速率宜取2000m/h，对应的放空阀开度建议取10%。
关键词：湿天然气管道；紧急停输；水合物；放空速率 DOI:10.3969 /j.issn.1006 5539.2016. 02.001
0前言
流花19-5气田（以下简称气田）位于南海珠江口盆地，平均水深约185m，2013年12月底投产，高峰日产气82×10*m，并伴有一定量的凝析油和生产水。气田最高井口压力19MPa，最低环境温度14.4℃，处于水合物生成区域。水下回接管道如采用单层管输送，则有水合物生成。由于依托的番禺30-1平台（以下简称平台)不具备安装乙二醇再生装置的空间，并考虑大量甲醇注人涉及到经济、环保、安全等问题，故采用双层保温管方案（预留的平台立管未保温）。尽管如此，管道在某些特殊工况下，尤其是发生紧急停输时，如果操作不当存在水合物生成风险，引发“冰堵”事故，给气田的安全经济运行造成十分不利的影响[1-5]。根据管道运行参数以及水合物生成的条件，通过预测或监测管道内水合物生成情况，在管道产生“冰堵”时，放空可作为一种有效的水合物抑制、解堵措施“6-14)。鉴于此，气田应充分利用泄压放空系统(15-18]，实现对水合物风险的有效控制。
本文针对流花19-5海底管道，停输时间不超过12h 的紧急停输工况，利用PVTsim8.0和OLGA7.2商用软
件，研究了不同放空速率时，管道在停输过程中沿线温度、压力的变化特征，以及对应的水合物生成风险，推荐了最佳放空速率及其匹配的放空阀开度，为现场放空速
率的控制提供理论依据。 1气田生产流程
1.1气田水下处理工艺
该气田采用水下生产系统，依托平台进行开发。气田2口水下井口采气树（A1H、A2H)，生产的湿天然气
PY30-10PP
本下管道 AIH采气树
水下脐带锁A2H采气树水下管汇终端职单元
图1气田水下总体流程示意图
收稿日期：2015-11-09
基金项目：中国海洋石油总公司京直地区青年创新课题“流花19-5气田水下回接管道水合物风险在线检测管理系统研制及实施"（JZTW2015KJ14）
作者简介：苗建（1983－），男，江苏连云港人，工程师，硕士，现主要从事海上石油天然气开发工作。万方数据