Advances in Marine Sciences
Vol.02 No.04(2015), Article ID:16657,10 pages
10.12677/AMS.2015.24011

Deepwater Gas Pipeline Leak Numerical Simulation Study

Shengdong Zhu1, Tianming Ge2, Changzhi Zhang1

1CNOOC Deepwater Development Inc., Zhuhai Guangdong

2Lloyd’s Register Consulting—Energy Inc., Beijing

Received: Dec. 5th, 2015; accepted: Dec. 27th, 2015; published: Dec. 30th, 2015

Copyright © 2015 by authors and Hans Publishers Inc.

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ABSTRACT

This paper presents the numerical simulation results for a subsea gas pipeline release, which was designed to expert high pressure nature gas from Deepwater offshore platform to the onshore receive terminal. 32 leak scenarios were simulated using OLGA® and concluded the initial leak rate, leak duration and released mass weight in 4 water depths, 3 hole sizes and 2 flow rates. The research assesses the influence of subsea pipeline’s elevation, riser inventory, subsea safety isolation valve, external hydraulic pressure, leak detection, emergency shutdown and blowdown from onshore terminal. The research results could be used as critical input for the further risk analysis and emergency preparedness analysis meanwhile could be the important technical support to emergency response and mitigation actions.

Keywords:Safety, OLGA, Subsea Pipeline, Emergency Preparedness

深水天然气管道泄漏的数值模拟研究

朱生东1,葛天明2,张长智1

1中海石油深海开发有限公司,广东 珠海

2劳氏瑞安咨询(北京)有限公司,北京

收稿日期:2015年12月5日;录用日期:2015年12月27日;发布日期:2015年12月30日

摘 要

以某深水天然气开发的中心处理平台外输天然气管道为研究对象,利用OLGA®软件对不同水深,不同孔径和不同外输流量条件下的泄漏进行数值模拟。数值模拟共完成了32个泄漏场景,得到了4个水深,3种泄漏孔径和2种外输流量下的初始泄漏速率、泄漏持续时间和泄漏总质量,研究中考虑了海管高程,立管容量,水下截断阀,水下泄漏时深水的静水压力,泄漏的探测与关断,陆岸终端放空的影响。研究结果可以作为进一步风险分析和应急准备分析的输入,同时可以作为应急响应时事故处理的重要技术支撑。

关键词 :安全,OLGA,海底管道,应急准备

1. 引言

2011年,南海东部区域某海底天然气管道由于受到外力破坏,在距离终端的近岸段发生天然气泄漏。天然气泄露初始阶段,海面形成3至5米高底部直径为5米左右宽的水柱,后天然气喷射水柱被不明火源点燃,燃烧的火焰初始高度约为10米左右。伴随着上游平台的停产泄压和下游终端的排放泄压,以及终端处理厂反向从海管登陆点注入氮气对海管平衡压力等措施,海管泄漏点燃烧的火焰逐渐熄灭,泄漏点采用打管卡的方式临时修复 [1] 。

本次事故由于发现及时并且应急处置得当,没有造成任何人员伤亡事故及海面环境污染事故,但是仍然造成了巨大的财产损失,包括天然气损失、停产损失和维修费用。同时在事故应急过程中,体现出在应急响应过程中对于海底天然气管道泄漏后的事故发展趋势和影响范围等无准确的认识,缺乏可靠的数据支撑。

因此对于大口径的海底天然气管道泄漏开展响应的泄漏、应急管理研究,可以逐步完善并建立起深水应急的技术和管理能力,提高应急抢险水平。

本研究对象为某海上中心处理平台外输天然气管道,长度200 km以上,水深变化为从海面以下200 m左右至海面以上。

2. 模拟软件介绍

OLGA®软件是开发最早的油气混输管道瞬态模拟软件,是目前世界领先的瞬态多相流模拟软件,可以模拟在油井、管道和油气处理设备中的油气水流动状态,其计算结果被世界主要石油公司所认可,已被广泛应用于可行性研究、工程设计和运行模拟中。

软件早期由挪威STATOIL等石油公司赞助,由挪威能源技术研究院(IFE)和挪威皇家科学研究院(SINTEF)共同开发,在1983年由SCANDPOWER技术咨询公司负责商业化。利用SINTEF多相流实验室的大规模高压环道的实验数据,以及大量工程咨询项目的验证反馈,OLGA软件得到了不断的改进,相继推出了多个升级版本,目前的最新版本为OLGA 2014.1 [2] 。

OLGA软件区别于以经验公式为计算模型的静态模拟计算软件,是以机理模型为基础通过数值法求解的瞬态模拟软件。通过设定初始条件、边界条件、环境条件等,结合管道输送中不同节点位置的物性参数进行控制方程求解,模拟计算出各种流动过程中的工艺参数。相似软件还有英国AEA公司德尔PLAC和法国石油研究院的TACITE软件,但应用范围与OLGA相比有一定的差距 [3] 。

3. 模型建立

3.1. OLGA模型

模型建立以平台海管出口紧急截断阀为起点,终点为陆岸终端的第一个紧急截断阀,模型中考虑了平台立管的垂直部分、水下截断阀(SSIV)和陆岸终端的放空管道,如图1所示。泄漏点由管道上增加的一个手动控制阀门来实现,可以定义不同的管径和位置。泄漏的启动时间为0 s,即0 s时阀门关闭,1 s时阀门全开。

3.2. 海管高程与里程

OLGA模型考虑了海管高程随里程的变化,以及立管的影响,如图2所示

3.3. 主要输入

OLGA模拟的主要输入见表1

Figure 1. OGLA model

图1. OLGA模型

Figure 2. Pipeline profile model

图2. 海管高程与里程模型

Table 1. Main input

表1. 主要输入

3.4. 静态输送模型

经过模型调整,最终建立了两个流量下的静态输送模型,如图3图4所示,其中:

- Y轴褐色,管内流体温度,℃

- Y轴绿色,管内流体压力,barg

- Y轴红色,管内流体体积流量,Sm3/d

- Y轴黑色,管道高程,m

- X轴,管道里程,0表示海底管道起点,即立管处,m

4. 泄漏场景定义

泄漏考虑了4个位置:

- Leak1:SSIV以内(距离平台 < 50 m),表征平台附近的海管泄漏事故,水深189 m

- Leak2:近平台区域(距离平台23 km),表征近平台区域内的海管泄漏事故,水深140 m

- Leak3:中间区域(距离平台61 km),表征中段海管的泄漏事故,水深100 m

- Leak4:靠近陆岸终端(距离平台185 km),表征近岸段海管的泄漏事故,水深50 m

各个泄漏位置的示意图见图5

依据EGIG管道泄漏的统计报告 [4] ,泄漏类型的分布为小型、中型和大型泄漏,三种泄漏类型的代表孔径分别为20 mm、50 mm和管道内径,因此本次模拟考虑了三种泄漏孔径。

对于20 mm的小泄漏案例,由于泄漏速率小,不会逸散至海面,同时压力变化小,在海管入口和登陆端也很难探测到,因此对于20 mm孔径增加了不关断的泄漏案例,即持续泄漏直到稳态的泄漏案例。

具体案例设置见表2,共32个案例。

泄漏中对于泄漏的探测主要依靠海管入口和出口处的压力变化,操作人员观察发现和第三方人员的报警,结合珠海终端的海管事故资料本次分析依据不同的泄漏孔径和泄漏位置对成功探测到泄漏的时间进行了估计,对于阀门关断和开启的时间依据实际的操作经验进行了估计,其中放空阀的开启是在关断阀完全关闭后启动,具体的设置如表3所示。

5. 结果与讨论

5.1. 初始泄漏速率

图6为20 mm孔径和50 mm孔径泄漏的初始泄漏速率,图7为断裂泄漏的初始泄漏速率。模拟结果表明,对于小型泄漏,初始泄漏速率基本不随泄漏位置(即里程数)而变化,基本分布在10~15 kg/s的范围内。对于中型泄漏,泄漏位置越靠近终端,泄漏速率越小,这主要是因为越靠近终端,运行压力

Figure 3. Steady state model tuned to 100 × 108 Sm3/y flow rate

图3. 100 × 108 Sm3/年的输送静态模型

Figure 4. Steady state model tuned to 120 × 108 Sm3/y flow rate

图4. 120 × 108 Sm3/年的输送静态模型

Table 2. Simulation case matrix

表2. 泄漏案例设置

Table 3. Data and assumptions

表3. 表泄漏探测和阀门关断设置

Figure 5. Leak location

图5. 泄漏位置

Figure 6. Initial leak rates for small leakages (20 mm) and medium leakages (50 mm)

图6. 小型(20 mm)和中型泄漏(50 mm)初始泄漏速率

Figure 7. Initial leak rates for large leakages (rupture)

图7. 大型泄漏(断裂)初始泄漏速率

越小,泄漏速率分布在61.8~89 kg/s。对于断裂泄漏,泄漏速率明显增大,除泄漏孔径原因外,断裂泄漏会发生两个方向的泄漏也是泄漏速率增大的原因,泄漏速率的最大值并不是里程数为0 km处(距离平台 < 50 m),是因为来自破口上游的泄漏速率受到管道入口处流量的限制而不会明显增大。

对于输送流量的影响,可以明显看出高流量会产生更大的初始泄漏速率,也是由于高流量对应了较大的运行压力和管内气体的线速度。

对于20 mm不关断的泄漏场景,泄漏速率最终稳定,海管最终达到新的平衡,最终的泄漏速率略微低于初始泄漏速率,在100 × 108 Sm3/年流量下,4个泄漏位置为12.2 kg/s,12.1 kg/s,11.9 kg/s和9.8 kg/s;在120 × 108 Sm3/年流量下,4个泄漏位置为14.1 kg/s,13.5 kg/s,13.3 kg/s和10.8 kg/s。

5.2. 泄漏持续时间

泄漏持续时间为泄漏发生开始至泄漏速率小于0.1 kg/s的时间,图8显示了不同孔径、不同流量在不同泄漏位置上的泄漏时间。最长的泄漏将持续40 h,为20 mm孔径在高流量,近陆岸终端的泄漏,最短的泄漏将持续8 h,为断裂泄漏在低流量,中段区域发生的泄漏。

可以看出,中段的泄漏时间较短,主要是因为管内存量气体分布在泄漏点的两侧,截断发生后,将会从两侧向泄漏点处泄漏,同时陆岸终端的放空对于越靠近终端的泄漏减缓作用越小,因而泄漏时间会较长。

5.3. 泄漏质量

图9为各个泄漏场景的泄漏质量对比,从图中可以看出断裂泄漏,越靠近陆岸终端,泄漏质量越大。小型泄漏和中型泄漏的泄漏质量无明显变化趋势。

Figure 8. Leakages duration comparisons

图8. 泄漏时间对比

Figure 9. Leakages accumulated released mass comparisons

图9. 泄漏质量对比

5.4. 泄漏速率曲线

泄漏速率下降曲线整体相似性很好,图10图11图12分别为20 mm、50 mm孔径和断裂泄漏在120 × 108 Sm3/年流量下4个泄漏位置的泄漏速率曲线对比。可以看出,0 km处的泄漏曲线有明显的管内压力再平衡的过程,导致整体泄漏时间大于24 km处泄漏。

Figure 10. Small leakages (20 mm) transient leak rate comparison

图10. 小型泄漏(20 mm孔径)泄漏速率曲线对比

Figure 11. Medium leakages (50 mm) transient leak rate comparison

图11. 中型泄漏(50 mm孔径)泄漏速率曲线对比

对于断裂泄漏,由于泄漏速率下降非常快,除初始泄漏速率有差异外,其他部分基本重合,差别不是很明显。

6. 结论

采用CFD软件OLGA®对某深水天然气开发中的中心处理平台外输天然气管道的可能泄漏场景进行模拟研究。研究中考虑了海管高程,立管容量,水下截断阀,水下泄漏时外部的静水压力,泄漏的探测与关断,陆岸终端处放空的影响。

泄漏案例设置中考虑了3种典型的泄漏孔径,4个泄漏位置和两个不同的输送流量。基于模拟结果给出了不同流量,不同泄漏位置,不同泄漏孔径下的泄漏参数,包括初始泄漏速率、泄漏时间和泄漏质量,研究结果可以作为进一步风险分析和应急准备分析的基础输入,同时可以作为应急响应时事故处理

Figure 12. Large leakages (rupture) transient leak rate comparison

图12. 大型泄漏(断裂)泄漏速率曲线对比

的重要技术支撑。

模拟研究的具体成果总结如下:

1) 对于海管小型泄漏和中型泄漏的泄漏位置越靠近陆岸终端,初始泄漏速率越小,小型泄漏分布于10-15kg/s,中型泄漏分布于61.8~89 kg/s;

2) 对于小型泄漏的后续后果(例如扩散和火灾等)模拟建议采用稳态模拟,即可以采用恒定泄漏速率,120 × 108 Sm3/年流量下可采用15 kg/s,100 × 108 Sm3/年流量下可采用13 kg/s;

3) 对于中型泄漏的后续后果模拟建议采用瞬态模拟(例如扩散和火灾等),在保守假设可接受的情况下,可采用稳态模拟,120 × 108 Sm3/年流量下可采用89 kg/s,100 × 108 Sm3/年流量下可采用78 kg/s;

对于大型泄漏的后续后果模拟(例如扩散和火灾等),由于泄漏速率下降非常快,建议采用瞬态模拟,如无法实现,可采用分段模拟的方法。

文章引用

朱生东,葛天明,张长智. 深水天然气管道泄漏的数值模拟研究
Deepwater Gas Pipeline Leak Numerical Simulation Study[J]. 海洋科学前沿, 2015, 02(04): 84-93. http://dx.doi.org/10.12677/AMS.2015.24011

参考文献 (References)

  1. 1. 广东省应急管理办公室. 海管泄漏事故预警[Z]. 深圳, 2011.

  2. 2. Schlumberger Website (2015). http://www.software.slb.com/

  3. 3. 韩方勇. 多相流模拟软件OLGA应用研究[D]: [硕士学位论文]. 北京: 中国石油大学, 2008: 1-6.

  4. 4. EGIG. GAS PIPELINE INCIDENTS, 8th Report of The European Gas Pipeline Incident Data Group, Report No. EGIG 11.R.0402. Groningen, Netherland, 2011.

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