东方1?1海底输气管道排水与干燥工艺技术

东方1一1海底输气管道排水与干燥工艺技术*曹学文1林宗虎中国工程院院士）陈振瑜2刘日柱3傅健3燕晖3（1.西安交通大学2.石油大学华东3.中国海洋石油工程公司）曹学文等。东方1一1海底输气管道排水与干燥工艺技术。天然气工业，2004；24（km，海底输气管线内壁未做涂层处理。东方1一1海底输气管线干燥工程采用甘醇干燥技术，实现了对其的干燥处理。介绍了东方1一1海底输气管道排水/干燥工艺涉及的清管器设计、干燥剂选择、排水/干燥方案设计、排水/干燥标准等技术环节，设计了除水/干燥方案。研究指出：聚氨酯材料制作的直板型清管器具有较好的耐磨性和密封性；能满足长距离海底输气管道排水和干燥剂干燥的要求。根据质量守恒原理建立的海底输气管道干燥剂浓度分布模型，其预测结果与东方1- 1海底输气管线的实际干燥结果能较好吻合，可应用于海底输气管线干燥方案设计与操作程序设计。
主题词天然气输送水下管道投产干燥剂干燥除水模型应用清管器设计排水过程和干燥过程是由排水列车和干燥剂列车完成的。排水列车和干燥剂列车都是由多个清管器组成的：组成排水列车的多个清管器间隔形成淡水段塞和空气段塞；组成干燥剂列车的多个清管器间隔形成多个干燥剂段塞。排水列车及干燥剂列车由干燥空气驱动自陆地终端向海上中心平台（CEP）运动，良好的清管器选型设计是保证排水及干燥效果的关键。摩擦阻力小、密封性能好，经过清管器的液体泄漏量就少。干燥空气经过清管器向前窜漏量小是清管器设计遵循的基本原则。
据〔1〕所述不同类型的清管器。
根据定义以下参量：V0表示i甘醇段塞初始容积，工程上甘醇段塞一般是均匀分配的，因此各段塞容积往往是相同的；Vf，i表示i甘醇段塞终容积；表示滑脱（窜漏）系数，VVF，i，根据经验滑脱系数一般取值0.示窜漏出i段塞的液体体积，VL2，i=Vl+isV0.假设甘醇段塞的含水浓度分布从初始值Cwi，i到Cwf，i呈线性分布，这样窜漏进、出i段塞的液体含水量分别为\"2Vl 2的高纯度三甘醇做干燥剂，根据以上模型计算设计方案第1、2、3甘醇段塞的含排水/干燥方案应用分析一1气田外输海底输气管线登陆段地形变化大，弯头多。陆地终端至海上6km海底输气管线由手工焊接完成，手工焊接焊缝相对于自动焊缝较不规则。清管器在登陆段海底输气管线中的运动摩擦阻力大，局部摩擦阻力达到0.2~0.3MPa.清管器遇焊缝阻滞停止运动，压缩空气压力上升；过焊缝清管器运动速度加快，压缩空气压力骤降，清管器运动产生很大噪声，经过弯头处甚至产生撞击声。排水列车进入自动焊接地形平坦管段，局部摩擦阻力0.03~0.05MPa，压缩空气驱动压力平稳。后一个清管器出中心平台，中心平台端海底输气管线出口未见游离水，空气携带出大量粉尘，说明排水效果好，后续的干燥结果也证明了这一结论。
中心平台收到的直板型清管器密封板边缘被磨损成45*角，磨损边缘厚度不大于密封板厚度的2/3，保证了密封效果，说明聚氨酯材料的耐磨性能、弹性和密封性能能都够满足长距离海底输气管线的排水要求。
甘醇列车达到中心平台，3个甘醇段塞未见明显气体窜漏现象，现场第1、2、3甘醇段塞分别取样，取样瓶密封返回陆地采用卡尔一费休法测量甘醇含水率，第1、2、3甘醇段塞的含水率分别为21. 2、5.87，后一段甘醇段塞浓度为98.3，远高于75的标准要求。实际测量结果与模型预测结果基本相符。
结论采用聚氨酯材料制作的直板型清管器具有较好的耐磨性和密封性，在直管段清管器泄漏可以忽略，甘醇段塞含水浓度逐渐减小，甘醇段塞未见气体窜漏现象，能满足长距离海底输气管道排水和干燥剂干燥要求。
三甘醇闪点高、蒸气压低、防火要求低、毒性极低，适于海底输气管道的干燥操作。
假设甘醇浓度沿管线线性分布，根据质量守恒原理建立的海底输气管线干燥剂干燥甘醇浓度分布模型经过验证是合理的，模拟计算结果可作为海底输气管线干燥方案设计及操作程序设计的依据。
建立的预测模型对于海洋和陆地输气管道的干燥方案设计及操作程序设计具有指导意义。